Primjena neposredne cijene ispod EU ETS – 13-14 EUR / tCO2 između 2025. i 2027. bila bi dobra prelazna i nekritična mjera za ublažavanje rizika od trenutnog zatvaranja nekih elektrana na zapadu Zemlje Balkana 6 (WB6) nakon pridruživanja EU ili nametanja granične cijene CO2 , navodi se u novoj studiji koja istražuje buduće mehanizme adekvatnosti i kapaciteta na zapadnom Balkanu, a koju je objavio Sekretarijat Energetske zajednice.
Potpuna integracija u unutrašnje energetsko tržište EU-a zahtijevaće usklađivanje tržišta električne energije na zapadnom Balkanu sa evropskim ciljanim modelom, evropskom regulativom zaštite okoline i postupnim ukidanjem postojećih državnih neusklađenih državnih podsticaja. Kao posljedica toga, određeni broj postrojenja potencijalno bi mogao biti „penzionisan“, što izaziva zabrinutost za sigurnost snabdijevanja. Posljednja studija koju je pokrenulo Sekretarijat Energetske zajednice pokazuje da bi „kvalitentno regionalno tržište samo za energetiku donijelo fleksibilnost i adekvatnost potrebnu za održavanje sigurnosti snabdijevanja“.
„Ipak, uprkos svom napretku, još uvijek ne postoji kvalitetan regionalni tržišni mehanizam na Zapadnom Balkanu. Osim zakašnjelih reformi, vladine mjere poput neusklađene državne podrške narušavaju operativne i investicione signale. Takva državna pomoć često se opravdava tvrdnjom da se održava sigurnost snabdijevanja, tvrdnjom za koju sadašnja studija u trenutnim uslovima ne pruža podršku “, saopteno je iz Sekretarijata.
Za postojeće elektrane scenarijo „samo za energiju“ pokazuje da će u skladu s Direktivom o velikim postrojenjima za ložišta (LCPD) do 2023. godine i Direktivom o industrijskim emisijama (IED) do 2028. „zahtijevati da postojeće termoelektrane obnove i ulože dodatni godišnji CAPEX od 15 EUR. / kW za ispunjavanje LCPD i 30 EUR / kW za zadovoljavanje IED-a. „Potpuna izloženost cijenama CO2 putem EU ETS-a učinila bi ulaganja u preuređivanje u skladu s LCPD-om i IED-om neisplativom što bi dovelo do zatvaranja više od polovine postojećeg kapaciteta lignita do 2030.
U vezi s novim odlukama o ulaganju u postrojenja, studija je pokazala da bi „potpuno sproveodjenje EU-ove cijene CO2 u ETS-u (u 2025. ili 2030., zavisno o scenariju) takođe oslabila ekonomiju novih postrojenja za lignit sa visokim udjelom CO2.
Čim se cijena emisija uvede putem EU ETS-a, nova ulaganja u postrojenje za proizvodnju lignita postaju neisplativa.
„Kao rezultat, kapacitet lignita WB6 ukupno bi opao za 7,2 GW u 2030. u u poredjenju sa scenarijem„ osnovnog slučaja “, koji bi se srušio na 2,8 GW otkazanih novih ulaganja i 4,4 GW predviđenih zatvaranja krajem 2023. ili krajem 2027. godine u skladu s LCPD ili IED “, naglasili su autori studije.
Rezultati modeliranja tako sugerišu „da ograničene nove investicije i očekivano zatvaranje postrojenja uvelike zavise o datumu potpune uvođenja cijene CO2 primjenom mehanizma za određivanje cijene Uco2 na NIVOU EU ETS cijene.“
Međutim, s obzirom da se pretpostavlja da će regija WB6 konačno ući u EU ETS šemu 2030. godine, a razmjerno niska prelazna cijena 2028. i 2029. ne bi postakla ulaganja u obnovu kako bi se uskladili s IED-om jer se ti troškovi moraju nadoknaditi u roku od 10 godina “, naglašavaju autori studije.
Nakon uvođenja cijena CO2 i zatvaranja nekoliko postrojenja, regija WB6 počeće se oslanjati na uvoz da bi ispunila svoju potražnju. Smanjeni uvoz iz susjednih zemalja, zbog neefikasnosti povezanosti tržišta, mogao bi tada uticati na situaciju u WB6 regiji.
Neefikasno korištenje uvoznih kapaciteta sa susjednim zemljama imalo bi tendenciju povećanja cijena električne energije u regiji WB6, jer bi skupe elektrane bile neophodne da bi se zadovoljile potrebe za strujom u WB6.