Диловска: Моделът на бъдещето предполага ЕРД-та в ролята на ЕСО

Локалните пазари заместват пазарите на едро

Новият, четвърти енергиен пакет, в осовата на който са четири директиви и четири регламента е на финална права. Триалогът за вътрешния пазар на електрическа енергия или т.нар. Електрическа директива започва на 27 юли  и означава, че след приемането трябва веднага да влезе в сила. Въпросът е дали българските институции са подготвени за това, или едва след влизането в сила на новата директива ще се мисли какво да се прави.  В тази връзка е важно да се знае и дали се задават и правилните въпроси, които, ако са свързани с честни интереси могат да зададат погрешна насока.

Пред журналисти енергийният експерт от Института за енергиен мениджмънт (EMI)  Иванка Диловска подчерта колко важна за националната енергетика  са последните стъпки на съгласуване, или т.нар. триалози. Досега от  четвъртия законодателен пакет е приета Директивата за енергийните характеристики на сградите.

Електрическата директива, която ще е в центъра на обсъжданията през следващия месец на практика определя нова роля на Електроразпределителните дружества (ЕРД), на операторите на електропреносните системи.

Третият енергиен пакет акцентира върху отварянето на пазара на едно, свързването на националните пазари чрез уеднаквени трансгранични правила и кодекси на нивото на ENTSOe, каза Диловска. Тя припомни и изискванията за отваряне на пазара на дребно.

Съществен момент е, че влизането в сила на четвъртия енергиен пакет  предвижда създаването на нова EU институция – т. нар. EU DSO entity – електроразпределителните дружества от фрагментирания и хаотичен пейзаж , в който са поставени днес се превръщат в равноправен партньор на ЕК. Това е свързано и с влизането в сила на директивата за насърчаване на използването на  ВЕИ, което ще доведе до промяна на работата на електрическата мрежа. Припомняме, че насърчаването на използването на енергия от ВЕИ е насочено към битовите потребители.  Досега всички говорят за ползите за битовите потребители. Както се оказва обаче  разясняване на измененията сред обществеността липсва.

Променящият се енергиен пейзаж създава нови задължение на Електроразпределителните дружества, обясни енергийният експерт от EMI.  В частност става въпроса за управлението на данни  (събиране, съхранение, обработване, което не касае само потребителски данни, а и мрежови) и за необходимостта от информация  за търговските пазарни участници. В това число влизат и мрежовите оператори - с цел мрежово управление и дългосрочно планиране. Освен това се касае за диспечирането на системата. На второ място става въпрос за  услугите за гъвкавост и агрегиране. С навлизането на все повече недиспечируемо децентрализирано производство, акцентът в работата на ЕРД се премества от планиране и инвестиции в мрежова инфраструктура към гъвкава експлоатация на мрежата, обясни Диловска, като допълни, че това е най-сложната нова функция.
На трето място става въпрос за инсталацията на умни измервателни устройства в smart-grid среда – умното мерене е необходимо условие за участие на свободния пазар. Собствеността върху измервателните устройства и поддръжката им е част от регулираните дейности на ЕРД.  Впоследствие идва ред на зареждането на електромобили и съхранението на енергия, коментира енергийният експерт от EMI.

Всяко от новите задължения на дружеството е свързано със значителни предизвикателства. Така например услугата за гъвкавост предполага промяна на модела на производство и потребление, което пък е  ценови сигнал за оператора на мрежата. Пазара на услугите по гъвкавост дава възможност за оптимизиране на портфейла на пазарните участници, за предоставяне на балансиращи услуги и активиране на балансираща енергия от ЕСО за надеждно управление на системата в съответствие с предварително дефинираните изисквания за стабилност. Също така  и за управление на претоварванията. Услугите по гъвкавост спестяват нови мощности. Така например чрез услугите по гъвкавост могат да бъдат спестени до 2030 г. например около 2,5 млрд. кВтч. Към момента обаче законодателната рамка не е много добре развита, обясни Диловска.  

Законодателна рамка за услуги за гъвкавост и за агрегиране (агрегатори) липсва в 12 държави-членки. В останалите държави правилата са силно различаващи се и/или фрагментарни. В допълнение Диловска каза, че до 2020 година в 17 държави-членки поне 80% от електромерите ще са умни и така общо 73% от потребителите ще имат умни електромери. Навлизането на умните електромери е едно от най-големите предизвикателства. Изчисленията са, че за България до 2030 г. за тази цел ще са необходими 440 млн. евро по данни от 2016 г. , по думите на експерта.
Електромобилите засега не са много интересни, но към 2050 г. те ще съставляват около 56 % от автомобилния парк, което е свързано с милиони зарядни станции.
Повечето от предизвикателствата за мрежата са свързани с нарастването на ВЕИ. Целта в новия енергиен пакет е за 27 % дял на ВЕИ до 2030 г. , което включва електрическа енергия от ВЕИ от 46 %, от които 60 % от слънце и вятър. Това от своя страна означава проблеми за системата, в т.ч и за конвенционалните производители. От една страна говорим за пазар, от друга страна за държавни субсидии за производителите за ВЕИ, припомни Диловска. Това може да доведе и до отрицателни цени на борсата, т.е. до предлагане от ТЕЦ-овете на отрицателни цени на борсата, които ще са принудени да предприемат това, за да могат да продължат да работят.

Отворените  въпроси, чиито отговори се очакват са свързани с това дали  ЕРД трябва  да притежават и управляват инфраструктура за зареждане на електромобили, дали могат да притежават, управляват и/или експлоатират активи за съхранение и кой трябва да управлява данните. Също така и от това каква ще е ролята на ЕРД по отношение на услугите за гъвкавост.

Бъдещият модел на разпределителната система ще бъде повлиян от присъединяването на ВЕИ, управлението на потреблението и зареждането на електромобили.  Това ще промени значително пазара и ще формира един съществено нов модел.

Моделът на бъдещето сочи, че локалните пазари  ще заместят пазарите на едро.

Електроразпределителните дружества ще се превърнат в едно ново ЕСО.

Промени ще настъпят и при крайните снабдители

Крайните снабдители, които продават по регулирани цени ще трябва да преминат също през преходен период до пълното либерализиране на електроенергийния пазар. Очаква се преминаването им от регулирани към нерегулирани цени да става по график. Това предвижда и  модела на Световната банка – т.е. крайните снабдители да започват да купуват нарастващи количества енергия от борсата по график, одобрен от КЕВР:

По време на преходния период, според обяснението, КЕВР трябва да одобрява методология и калкулация на референтна пазарна цена и на strike цена. Стандартните снабдители би трябвало да подписват договори за разлики, които се активират при разлики между референтната цена и strike цената.

Три са очертаващите се  предизвикателства пред Електроразпределителните дружества – силно концентриран пазар, където господстващо положение държи БЕХ чрез дружествата си. Финансовата  стабилизация Диловска подрежда на второ място. Това е заради подлагането на сектора като цяло на финансов стрес поради високия тарифен дефицит, натрупан от регулирания сектор. Натрупаният дефицит (съгласно ценово заявление на НЕК за 2017 г.) – 1 704 млн. лв.

Следващото предизвикателство е свързано с разработване на подходящ механизъм за компенсиране на натрупания тарифен дефицит
Механизмът, както и размерът на тарифния дефицит, следва да преминат процедура по нотификация в Европейската комисия (ЕК).
Въпреки ниските регулирани тарифи, достъпността е основен проблем за бедните домакинства у нас.  Според данните броят на клиентите на дребно не нараства, но се увеличава броят на т.нар. „енергийно бедни“.

При прехода към пазарно-ориентирано ценообразуване е необходимо да се гарантира социална устойчивост чрез защита на «уязвимите» потребители, каза още Диловска.

 







Коментирай
Изпрати
Антибот
Презареди
* Моля, пишете на кирилица! Коментари, написани на латиница, ще бъдат изтривани.
0 коментари