Илюзия за цената на тока: Защо евтиният газ няма да намали сметката ви

Пазар на капацитет от 2026 г.: Защо скоро ще плащате за електроцентрали, които дори не работят

Облекчение едва от 2030 г. нататък? Сериозната грешка в изчисленията в газовата стратегия

Федералният министър на икономиката Катерина Райхе обещава значително облекчение на цените на електроенергията за 30-те години на миналия век, разчитайки на погрешна надежда: евтин вносен газ. По-внимателният поглед върху предстоящия дизайн на германския енергиен пазар обаче показва, че това изчисление няма да се осъществи. Когато първите нови пикови газови електроцентрали бъдат обявени за т.нар. пазар на капацитет, започващ през септември 2026 г., икономическата логика ще се промени коренно. Тези централи ще бъдат неизползвани около 85 процента от годината и ще функционират единствено като резерви за аварийни ситуации. Възнаграждението вече няма да се основава предимно на произведената електроенергия, а по-скоро на самата наличност на електроцентралите – силно капиталоемък модел, при който действителната цена на газа става второстепенно съображение. Вместо да се възползват от по-ниските разходи за гориво, частните и търговските потребители са изправени пред перспективата за значителни допълнителни финансови тежести върху сметките си за електроенергия поради фиксираните разходи за наличност. Докато международните примери и скорошни проучвания отдавна доказват, че гъвкавата комбинация от възобновяеми енергийни източници и съхранение би била далеч по-евтиното решение, политиците се придържат към скъп дългосрочен проект за изкопаеми горива.

Когато политиката разчита на надежда, вместо на физика: Скъпи резерви вместо евтин ток – Кой плаща истинската сметка за електроцентралите?

В интервю за Германската прес агенция (dpa) федералният министър на икономиката Катерина Райхе изрази очакване, което вероятно ще разочарова много потребители: забележимо облекчение в цените на електроенергията не се очаква до 30-те години на миналия век. Тя изрично посочва вноса на по-евтин газ, а не по-нататъшното разширяване на възобновяемите енергийни източници, като ключов лост за по-ниски цени на електроенергията в бъдеще. Това изявление беше разпространено чрез новинарския бюлетин на dpa и по този начин се появи, понякога нередактирано, в десетки медии, включително Süddeutsche Zeitung, който отбеляза версията си като директно възпроизведена. Централното твърдение е по същество следното: колкото по-евтин газ могат да купуват вносителите на газ, толкова по-ниски ще бъдат разходите за производство на електроенергия и толкова по-добре потребителите могат да поемат ценовите колебания.

На пръв поглед тази логика изглежда правдоподобна. Неспециалистите, които си представят газови електроцентрали, си представят съоръжения, които непрекъснато изгарят газ, за ​​да произвеждат електроенергия, като покупната цена на горивото представлява най-големият компонент на разходите. В този сценарий по-ниската цена на газа наистина би имала пряко въздействие върху разходите за електроенергия. Проблемът: Тази гледна точка не е подходяща за електроцентралите, за които всъщност е планирано да бъдат обявени търгове, започващи през септември 2026 г.

Защо електроцентрала, която едва работи, нарушава логиката на цените на газа

От септември 2026 г. германското федерално правителство ще обявява търгове за нови пикови газови електроцентрали, които ще бъдат построени в рамките на новосъздаден пазар на капацитет. Първият краен срок за подаване на оферти за този пазар на капацитет е 8 септември 2026 г., както е посочено в бюлетина на Федералното министерство на икономиката и енергетиката. Правното основание за това е Законът за осигуряване на сигурността на доставките на електроенергия и предоставянето на нови мощности (StromVKG), който беше приет от Бундестага на 9 юли 2026 г. Целта на тези централи е ясно определена: те са предназначени да се включат, когато слънчевата енергия, вятърната енергия, акумулаторните батерии и помпено-акумулиращите електроцентрали са недостатъчни, за да задоволят търсенето на електроенергия.

Планираното време за работа на тези електроцентрали е приблизително 15% от годината, което означава, че централите са в покой през около 85% от времето. Това ниско използване има решаващо икономическо последствие: За електроцентрала, която не е в експлоатация през по-голямата част от времето, фиксираните инвестиционни разходи за изграждане и поддръжка доминират, докато цената на горивото за газ става второстепенно съображение. Физикът и експерт по трансформация Марио Бухингер подчерта именно този момент в своя анализ на интервюто: Основните разходи за тези така наречени електроцентрали с остатъчно натоварване се правят независимо от действителния брой работни часове, защото те са фиксирани инвестиционни разходи, докато текущите оперативни разходи, които включват цената на газа, играят второстепенна роля с време за работа само 15% годишно.

Моделът на плащане, базиран на принципа на пожарната служба

За да разберем защо цената на газа е почти без значение за рентабилността на тези електроцентрали, си струва да разгледаме модела на възнаграждение. Плащането не се основава предимно на действително произведеното количество електроенергия, а по-скоро на наличността за доставка на енергия, когато е необходимо, подобно на принципа на пожарната, на която се плаща, дори ако не възникне пожар. Тази форма на възнаграждение функционира чрез т.нар. механизъм за капацитет или пазар на капацитет.

Правната рамка за това вече е разработена подробно. Съгласно Закона за доставка на електроенергия (StromVKG), операторите получават компенсация за поддържане на капацитет като електроцентрали, съоръжения за съхранение или гъвкави товари в експлоатация, независимо от това дали този капацитет в крайна сметка се използва. По-конкретно, първоначално са планирани два тръжни кръга от по 4,5 гигавата всеки, общо девет гигавата, което съответства на приблизително 20 електроцентрали. Допълнителен търг за два гигавата е насрочен за май 2027 г. Като цяло германското правителство планира значително по-големи мощности в средносрочен план: Вътрешен документ на германското правителство и Европейската комисия споменава допълнителни 21 до 26 гигавата през 2027 г., последвани от друг търг от три до осем гигавата през 2029 г. Взети заедно, наблюдателите говорят за цифра от над 40 гигавата нов капацитет на газови електроцентрали, което е одобрено от принципното споразумение с Европейската комисия.

Друг детайл изостря несъответствието между обявяването и икономическото въздействие: За десетте гигавата в първия тръжен кръг се прилага дългосрочен критерий, който постановява, че избраните централи трябва да могат да доставят електроенергия с пълен капацитет в продължение на поне десет часа непрекъснато, независимо дали този капацитет реално се използва на практика. Капацитетът трябва да се поддържа наличен за период от 15 години и да бъде в експлоатация до 2031 г. Следователно инвестиращите в този сегмент разчитат предимно на 15-годишна гаранция за плащане за предоставяне на капацитет, а не на ежедневната търговска активност на пазара на газ.

Който и да плати сметката в крайна сметка

Разходите за тази нова система няма просто да изчезнат в националния бюджет, а ще бъдат директно прехвърлени върху сметките за електроенергия на частните и търговските потребители. До 2032 г. федералното правителство първоначално ще предоставя средства на данъкоплатците за финансиране на изграждането на електроцентралите чрез заем, който трябва да бъде изплатен след прилагането на механизма за пълен капацитет. От 2032 г. нататък потребителите на електроенергия, както домакинствата, така и промишлеността, ще поемат разходите за резервирания капацитет в допълнение към редовната цена на електроенергията. Освен това се планира през 2032 г. да бъде създаден всеобхватен пазар на капацитет, който ще гарантира, че в системата е постоянно наличен достатъчен контролируем капацитет.

От правна гледна точка, гранулираността на системата за фактуриране е забележителна. Всички доставчици на капацитет трябва да плащат на оператора на преносната система разликата, умножена по намаленото им производство, за всеки 15 минути, през които цената на спот пазара надвишава договорената цена на упражняване, независимо дали действително е произведена електроенергия. Тези, които поемат дългосрочен ангажимент, трябва също да отговарят на минималните инвестиционни прагове, като например 201 000 евро на мегават резервиран капацитет за седемгодишен ангажимент и 431 000 евро на мегават за 15-годишен ангажимент. Тези цифри показват, че това е капиталоемка, дългосрочна схема за подкрепа, чиито разходи далеч надхвърлят самото закупуване на гориво.

Следният преглед обобщава ключовите аспекти на пазара на капацитет:

Разказът за възобновяемите енергийни източници като ценови двигатели

Повтаряща се тенденция в публичната комуникация на федералния министър на икономиката е имплицитното представяне на възобновяемите енергийни източници като разходен фактор и ценови двигател на пазара на електроенергия, докато въздействието на кризите с изкопаемите горива върху цените на енергията почти не се разглежда. Въпреки това много експерти виждат поетапното премахване на изгарянето на изкопаеми горива като възможност за намаляване на зависимостта от бъдещи геополитически и пазарно обусловени ценови шокове. Заслужава да се отбележи също, че в интервюто тя посочва като постижение на мандата си продължаващата легализация на газовите и нафтовите отоплителни системи за потребителите, което подчертава фундаменталната енергийна политика на министерството.

В същото време вече съществува правна регулация, която работи в точно обратната посока: Законът за пиковите слънчеви емисии, в сила от февруари 2025 г., прекратява компенсацията за ограничени киловатчасове от фотоволтаични системи, когато цените на електроенергията са отрицателни. Всеки, който, от една страна, отказва на възобновяемите енергийни източници този вече намален механизъм за компенсация, като същевременно планира всеобхватен, силно субсидиран механизъм за капацитет за резервни електроцентрали на изкопаеми горива, който плаща само за осигуряване, прилага различни стандарти към две сравними пазарни явления. Тази асиметрия в регулирането на енергийната политика повдига въпроса какви критерии всъщност се използват за определяне на допустимостта за субсидии в германската енергийна система.

Какво показват международните примери за разходите и изместването на пазара

Ключов контрааргумент на официалната версия идва от международните сравнения. В Калифорния и Испания вече можем да наблюдаваме как комбинацията от възобновяеми енергийни източници и батерийно съхранение все повече измества газовите електроцентрали от пазара, защото тази комбинация е просто по-рентабилна в много оперативни ситуации. Тази пазарна динамика противоречи на фундаменталното предположение, че по-евтиният вносен газ е решаващият фактор за по-ниски цени на електроенергията. По-скоро международният опит показва, че ускореното разширяване на слънчевата енергия, вятърната енергия и технологиите за съхранение би било по-ефективният и в дългосрочен план по-рентабилен подход.

За германския контекст, Институтът Фраунхофер за слънчеви енергийни системи (Fraunhofer ISE) предоставя подробна научна основа. В проучване, публикувано през юни 2026 г. относно оптималната по отношение на разходите трансформация на германската енергийна система до 2045 г., авторите изчислиха как трябва да изглежда една енергийна система, за да гарантира едновременно непрекъсната сигурност на доставките, висока устойчивост на прекъсвания и прозрачни и разбираеми разходи. В този модел ролята на резервния капацитет не се изпълнява предимно от нови газови електроцентрали, а по-скоро от комбинация от биогазови инсталации, комбинирано производство на топлина и електроенергия (CHP) и различни технологии за съхранение, които служат като гръбнак за покриване на остатъчното натоварване. Придружаващ анализ на това изследване на Фраунхофер обобщава сбито основното послание: Промяната в системата в хода на енергийния преход вече е технически и икономически осъществима; единственият решаващ фактор е политическата воля за нейното прилагане.

Стратегията за електроцентралата като дългосрочен политически проект

Историята на настоящия тръжен процес датира значително по-далеч от неотдавнашното интервю на министъра. Още преди Катерина Райхе да встъпи в длъжност, германското правителство беше приело ключови точки от така наречената стратегия за електроцентралите, предназначена да стимулира изграждането на нови газови електроцентрали, работещи с водород, и други технологии за диспечируемо производство на електроенергия. Първоначалният план беше да се проведе търг за нови, диспечируеми мощности от десет гигавата, допълнени от допълнителни стимули за преминаване към водород в размер на два гигавата до 2040 г. и още два гигавата до 2043 г. За всички електроцентрали, построени по тази стратегия, се прилага обвързващ краен срок: те трябва да бъдат напълно декарбонизирани, т.е. да се експлоатират по климатично неутрален начин, най-късно до 2045 г.

Практическата реализация на сроковете беше многократно забавена. Докато министърът първоначално искаше първите търгове да започнат през 2025 г., политически експерти от нейната партия, ХДС/ХСС, сметнаха това за нереалистично и вместо това се насочиха към първото тримесечие или първата половина на 2026 г. Федералната агенция за мрежи, от своя страна, посочи, че между приемането на съответното законодателство и първия действителен търг може да изминат няколко месеца. Едва през януари 2026 г. беше постигнато принципно споразумение с Европейската комисия относно съответствието на проекта с правилата за държавна помощ, въпреки че официалната процедура за държавна помощ все още не беше приключила по това време. Само новопостроени газови електроцентрали отговарят на условията за първия кръг от търгове; съществуващите централи не могат да участват в този първоначален търг. Електроцентралите, работещи с въглища, са единственият вид електроцентрала, който е категорично изключен, докато търгът формално е технологично неутрален.

Заслужава да се отбележи и планираното регионално разпределение на новите централи. Една трета от електроцентралите ще бъдат построени в Северна Германия, регионът, наричан север по отношение на мрежовата технология, докато две трети са планирани за Южна Германия, за която т. нар. мрежов бонус служи като насочващ механизъм. Този регионален фокус върху Южна Германия вероятно е свързан с факта, че се очаква Северен Рейн-Вестфалия и други западногермански провинции да премахнат напълно съществуващите си въглищни електроцентрали през 30-те години на миналия век, веднага щом се появи достатъчен нов капацитет за пиково натоварване.

Фреймингът като политическа стратегия и неговите граници

Комуникационната стратегия на федералния министър на икономиката разкрива повтарящ се модел: тя се позиционира като първият служител, който насърчава по-голямата пазарна интеграция на възобновяемите енергийни източници, като същевременно до голяма степен игнорира съществуващите разпоредби, като например Закона за пиковите слънчеви натоварвания, от публичното си представяне. Критични наблюдатели, като редакционния екип на top agrar, вече изрично определиха твърдението за облекчаване на цените на електроенергията чрез по-евтин газ като подвеждащо в своите репортажи. Изглежда също така вероятно част от обосновката за дългосрочни договори за доставка на газ, като този, сключен от енергийната компания Uniper малко след интервюто, да обслужва предимно търговски и геополитически интереси за хеджиране и да е по-малко основана на прозрачен, ориентиран към потребителя модел на ценообразуване.

Решаващото методологично възражение срещу аргумента на министъра обаче не се крие в политическите мотиви, а в простата икономическа структура на въпросните електроцентрали. Централа, която е бездействаща 85 процента от времето и чието компенсиране се основава предимно на фиксирана премия за наличност, трудно може да подобри рентабилността си чрез по-ниска покупна цена на горивото, тъй като горивото играе второстепенна роля в цялостното изчисление. Дългосрочните договори за газ със страни доставчици като Катар или Канада може да са разумни от съображения за сигурност на доставките и геополитическа диверсификация. Като аргумент за забележимо намаление на сметките за електроенергия за германските домакинства през следващите години обаче, това оправдание не отговаря на присъщата икономическа логика на планирания пазар на капацитет.

Какво означава това за дебата за достъпната енергия в Германия

Истинският въпрос, произтичащ от този анализ, е по-малко дали Германия се нуждае от нов диспечерски капацитет на електроцентрали през следващите години, а по-скоро коя технология би трябвало най-рентабилно да поеме тази резервна роля. Проучването на Fraunhofer ISE предполага, че комбинация от биогаз, комбинирано производство на топлина и електроенергия (КПТЕ) и различни методи за съхранение в рамките на оптимизирана от гледна точка на разходите цялостна система би могла да играе значително по-голяма роля, отколкото предполага настоящият политически фокус върху новите газови електроцентрали. За инвеститорите, операторите на мрежи и в крайна сметка за частните потребители, прозрачен, технологично неутрален анализ на разходите и ползите би бил по-полезен от публичната комуникация, която разчита предимно на цените на газа като обяснение за бъдещото развитие на цените на електроенергията.

Докато пазарът на капацитет не заработи напълно през 2032 г. и след това, разходите за изграждане на тези нови резервни мощности ще бъдат постепенно прехвърляни върху сметките за електроенергия на потребителите. Дали и до каква степен намаляващите цени на газа действително ще осигурят осезаемо облекчение, остава под въпрос, предвид описаната структура на разходите с предимно фиксирани разходи за осигуряване и малко оперативни часове. Следователно всеки, който търси надеждни прогнози за бъдещите цени на електроенергията, трябва да се фокусира по-малко върху индивидуални изявления в интервюта и повече върху действителния дизайн на условията на търга, нивото на премиите за капацитет и темпото, с което по-рентабилни алтернативи като възобновяеми енергийни източници, съхранение и комбинирано производство на топлина и електроенергия се интегрират в системата.