Анализ на БЕМФ
Заявката за предприемане на следваща стъпка в посока на либерализация на пазара на електрическа енергия в България през 2020 година все още не е представена в детайли и редица въпроси остават отворени. Отговорите на тези въпроси, обаче ще дадат облика на свободния пазар у нас през следващите 5 години, поради което е важно те да получат отговори преди внасяне на законови промени. Ще напомним също, че въвеждане на структуроопределящи промени без наличието на дългосрочна стратегия за развитие на отрасъла не води до реализация на устойчиви национални концепции, каквито са особено необходими в сегашната ситуация.
По долу ще поставим някои ключови въпроси и ще търсим дискусия по тях:
Въпроси по отношение на либерализацията на пазара на едро въпросите са свъразни с ролята на Обществения доставчик (ОД) и прилагането на механизма за капацитети:
Въпрос 1: При запазване на регулиран пазар до 2025 година, кой ще осъществява ролята на Обществения Доставчик (ОД) – НЕК или ЕРП?
Съображения: Естественото развитие е ролята на ОД да се поеме от ЕРП по отношение на присъединените към тях защитени потребители на ниско напрежение (основно домакинства). Така при поставяне на изискване за закупуване на необходимата енергия да се осъществява през борсата и при наличие на 3 ЕРП-та, това би създало квази-конкуренция, която е полезна за потребителите. От друга страна по-лесното решение е тази функция да бъде възложена на НЕК, при което на пазара се появява един доминиращ купувач със заявки за около 10 TWh годишно. По-лесното решение обаче ще бъде съпроводено с редица процедурни ограничения, наложени от ЕК.
За постигане на частична прозрачност при работата на ОД ще е необходимо предварителното прогнозиране на покупките на месечна база, каквато практика има сега спрямо мрежовите дружества. Но този механизъм не трябва да се използва за манипулиране на пазара, чрез допускане на несанкционирано прогнозиране с големи отклонения.
Въпрос 2: Как ще бъдат променени условията за продажба на електрическата енергия през борсата на всички производители, включително на тези, от които сега ОД изкупува електрическата енергия, в рамките на регулираните от КЕВР цени?
Съображения: Промяната трябва да обхване начина за изкупуване на електрическата енергия от (1) ТЕЦ Марица изток 1 и ТЕЦ Марица изток 3; (2) ТЕЦ Марица изток 2; (3) ВЕЦ на НЕК (тук не е включен АЕЦ Козлодуй, защото дружеството продава на най-конкурентни цени).
За работата на трите въглищни централи от комплекса Марица изток (но и за други) до 2025 година основно се разчита на нов механизъм за капацитети. Надеждата е че такъв механизъм ще осигури необходимия минимален гарантиран доход на въглищните централи, за да могат да продължат работата си с продажби на конкурентен енергиен пазар. Основен проблем тук остава високата цена за СО2 емисии, което пък води до необходимостта от въвеждане на модела за работа с премии за двата ТЕЦ, които сега имат дългосрочни договори. Във всички случаи този модел е работещ до средата на 2025 година, а очакването за работа на въглищните централи без никаква форма на подкрепа след 2025 година няма пазарна обосновка. Напротив – опитът за работа на ТЕЦ Марица изток 2 през последната година чрез „защитни механизми“ показва, че продажбите им в условията на конкуренция на свободния пазар са твърде ограничени. За това пък ниското производство на ТЕЦ Марица изток 2 чуствително влияе на ефективната работа на Мини Марица изток. Подобно развитие и при другите два ТЕЦ в Комплекса ще промени дълбоко хоризонта на работата му в периода след 2025 година.
Участието на ВЕЦ на НЕК, в случай, че се възложи на НЕК ролята на ОД, следва да бъде регламетирано със специално ценово регулиране, което ще ограничи възможността НЕК да подобрява финансовото си състояние и за в бъдеще.
Накрая въвеждането на механизъм за капацитети ще промени модела за осигуряване на студен резерв за ЕСО, което показва дълбочината на промяната по отношение на гарантирането на сигурността на доставките – при подценяване на дела на пазара, който е гарантиран от механизма за капацитети, може да се достигне до недостиг, а при надценяване – до високи допълнителни разходи за потребителите. Съмняваме се, обаче че системата разполага в момента с експертен потенциал, който да осъзнае сериозността на проблема и да предложи конкретните процедури.
Въпрос 3: Ще се предприемат ли стъпки за премахване на финансовите тежести, които пречат за развитие на конкурентен пазар?
Съображения: Все още голяма част от енергийните дружества работят при специални условия и не са мотивирани да преминат към работа в условията на конкурентен пазар. Наличието на различни непазарни финансови тежести възпрепятства развитието на свободния пазар, защото дружествата не могат да бъдат конкурентни спрямо други участници на пазара, които не са обект на допълнителни изисквания.
Такъв пример е добавката от 5% върху приходите на енергийните дружества, която по същество е дотиране на потребителите за сметка на националните производители, но ограничава възможностите за конкуренция на регионален пазар.
Друг пример са разходите на задължените лица по закона за енергийна ефективност, които не намират адекватно отражение при ценообразуване на регулирани услуги.
В условията на либерализиран пазар на едро и необходимостта от по-широко участие на търговци на пазара на дребно такива тежести следва да отпаднат или да се актуализират, така че да не пречат на конкуренцията.
Въпроси по отношение на либерализацията на пазара на дребно въпросите са свъразни с формирането на добавката Задължение към обществото (ЗкО) и ценовия баланс при закупуване на енергията за регулирания сегмент от борсата:
Въпрос 4: Ще се промени ли механизмът и обхвата на ЗкО?
Съображения: Запазването на добавката ЗкО е определено от договорите за премии с ВЕИ и топлофикациите, но се предполага че ще се запази и по отношение на двата ТЕЦ с дългосрочни договори. Вероятно добавката ще отразява и допълнителните плащания по механизма за капацитети, когато те бъдат въведени. В зависимост от разитието на пазарната среда, моделът на прогнозиране на средно годишна база може съществено да се отклонява. Например при определяне на ЗкО при сегашните ниски цени на борсовия сегмент „ден на пред“ би довело до висока стойност на добавката, а в хода на годината вероятно ще възникнат малко или повече продължителни периоди с по-високи цени, при което добавката ще тежи на свободния пазар.
Въпрос 5: Ще се промени ли механизмът за прогнозиране на обема и цените за регулирания сегмент?
Съображения: Годишната прогноза за обема и цените на регулирания сегмент ще е все по-неустойчива поради неговото намаляване. В допълнение въпросите за необходимост от компенсация на ОД или на крайните потребители при разминаване на прогнозите с реалността, ще стои все по-остро с всяка следваща година. При положение, че ценовите нива на борсата у нас вече конвергират с регионалните борси, регулираната цена не следва да е продиктувана от „социални“ мотиви. Виждаме, че и сега НЕК (като ОД) купува и продава по регулирани от КЕВР цени, като формира „регулаторна“ загуба. Без промяна на модела, неустойчивостта на финансовите потоци на ОД ще се запази.
Български енергиен и минен форум.
