НАЧАЛО » анализи

Колко струва интеграцията на енергийния пазар в ЕС и какви са ползите от нея

България все още е много далече от реалния енергиен пазар и от това страдат потребителите, показва доклад на Еврокомисията

fb
3E news
fb
14-10-2014 05:49:00
fb

 


Цените на електроенергията на едро на пазара в ЕС са намалели с една трета, а цените на едро на природния газ останаха стабилни между 2008 г. и 2012 г.  Потребителите в общността имат повече възможности, когато става въпрос за избор на доставчик на енергия. Това са само два от положителните резултати, които вече са видими в резултат провежданата политика за интеграцията на енергийния пазар в ЕС.

Това е посочено в доклада на Европейската комисия за напредъка на интегрирането на европейския енергиен пазар, който бе публикуван на интернет страницата на комисията на 14 октомври. Самият доклад представлява пакет от документи, които включват преглед на основните постижения и предстоящи предизвикателства, доклади за тенденциите и развитието на енергийните пазари в ЕС, както и отделни доклади за инвестиции, отделяне и правоприлагане. Накрая са приложени профили с индивидуалните оценки за състоянието на енергийните пазари в 28-те страни членки.

В документа са посочени и други положителни ефекти от обединяването на пазара:
 
Много от липсващите инфраструктурни връзки между страните от ЕС са изградени или са в процес на изграждане;
 
Трансграничната търговия с газ и електроенергия между страните в съюза се е увеличила и това повишава ефективността на съоръженията.

Газопроводите също се използват по-ефективно, благодарение на общите правила за използването на газови мрежи;
 
Законодателството на ЕС гарантира, че енергийните компании не могат да изключат конкурентите от достъп до тръбопроводи или да задържат изграждането на важна инфраструктура. Правилата на ЕС също така гарантират лоялна търговия на пазарите на едро и предотвратяване на манипулиране на цените.

За да се завърши изграждането на вътрешния енергиен пазар обаче, трябва да бъдат предприети следващи стъпки, които да отговарят на новите предизвикателства, се казва в документа.

Според Брюксел, са необходими повече инвестиции в инфраструктура, включително в интелигентни мрежи.

В газовия сектор тези инвестиции трябва да се фокусират върху прекратяване на изолацията на балтийските държави и разнообразяване на доставчиците за страните от Източна Европа.

При електроенергията инвестиции трябва да се фокусират върху свързването на мрежите на Иберийския полуостров, Балтийския регион, и Ирландия и Обединеното кралство. Три четвърти от инфраструктурни проекти от общ интерес в ЕС трябва да бъдат изпълнени до 2020 г., смята ЕК.

Към следващите стъпки са посочени изготвянето и прилагането на набор от прости, хармонизирани правила в цяла Европа за търговия с природен газ и електроенергия

Държавната намеса да се ограничи само до случаите, когато сигурността на енергийните потоци не може да бъде гарантирана от пазара.

От комисията препоръчват по-силен акцент върху регионалното сътрудничество, „за да има по-бързи резултати и да се отговори по-добре на местните нужди“.

По мнението на еврокомисарите, потребителите трябва да станат по-активни участници в енергийния пазар чрез използването на интелигентни измервателни уреди, които им позволяват да наблюдават и да коригира своето потребление на енергия.

Пазарите за търговия на дребно и на едро трябва да бъдат свързани по-добре, така че по-ниските цени на едро да водят до намаляване на цените за потребителите.

Функционирането на пазарите на енергия и размерът и ефектът от правителствените интервенции са представени в междинния доклад "Субсидии и разходи за ЕС енергията". Той събира за първи път база данни за разходите и субсидиите за различните технологии за производство в електроенергийния сектор и във всички държави-членки на ЕС.

Резултатите показват, че през 2012 г. общата стойност на публичните интервенции в областта на енергетиката (без транспорт) в EС-28 е в диапазона 120-140 милиарда евро. Най-големият обем на текущатата обществена подкрепа през 2012 г. е за възобновяеми енергийни източници, по-специално за слънчева енергия (€14,7 милиарда) и за наземните вятърни инсталации (€10,1 млрд), следвана от биомаса (€8,3 млрд) и ВЕЦ (€5.2 млрд).

Сред традиционните технологии за производство на електроенергия въглищата продължават да получават най-голямата сума от текущите субсидии през 2012 г. с €10,1 млрд, следвани от ядрената енергетика (7 милиарда €) и природният газ (около 5.2 милиарда €). Цифрите, дефиниращи подкрепата по отделни технологии обаче не отразяват безплатното разпределение на сертификати за емисии, нито данъчната подкрепа за потреблението на енергия. Включването на тези фактори би намалило разликата между подкрепата за възобновяемите енергийни източници и другите технологии за производство на електроенергия. Проучването е дискусионно и по отношение на размера на историческите интервенции, които са значителни за въглища и ядрена енергия и в тази област са необходими по-нататъшни усилия, сочат от Института за енергиен мениджмънт /EMI/.

Междинният доклад представя и данни за конкурентоспособността на разходите на различните технологии за производство на електроенергия. Прогнозираните диапазони отразяват разходите на нови електропроизводствени мощности, построени без публична намеса (приравнени разходи). Разходите за производство на един MWh електроенергия от въглища са около €75. Електроенергията от наземните вятърни инсталации се генерира на съвсем малко по-високи разходи. Разходите за енергия от ядрени мощности и природен газ са в съпоставими граници около € 100/MWh. Слънчевите енергийните разходи са паднали значително от 2008 г. насам до около €100-115/MWh в зависимост от размера на инсталациите.

Документът оценява и външните разходи за различните технологии за производство на електроенергия. Това са разходи, които не са отразени в пазарните цени, като например разходи за въздействия върху околната среда и здравето и въздействието върху изменението на климата. Методите за количествено определяне на външните разходи са с висока степен на несигурност, а и докладът цели само да идентифицира приблизителен обем външни разходи - според него за  2012 г. размерът им е между 130 и 150 млрд.

Къде е България

1 Общ преглед
Твърдите горива, основно лигнитни и кафяви въглища, осигуряват почти 39% от брутното вътрешно енергийно потребление, следвани от ядрените мощности с 32,7%, петролни продукти с 22.6% дял от производството на електричество в страната от почти 47 TWh през 2010 г. Следващият най-важен източник на енергия са възобновяемите енергийни източници (ВЕИ), с дял от 13,8%. Целта за развитие на ВЕИ сектора за България е да достигне 16% дял на зелената енергетия до 2020 г. От 2006 до 2010 г., по този показател, страната е увеличила дела на ВЕИ в енергийния мекс от 9,3% на13,8%. Делът на когенерацията е 8% през 2010 г., като е постигнато нарастване от 6% в рамките на пет годишен период.

2. Регулаторна рамка

 2.1. Ключови въпроси

По отношение на пазара на електроенергия:

системата на обществения доставчик, която осигурява пазарна доминация на НЕК, трябва да бъде премахната в полза на пазарно ориентиран подход, където производители и доставчици са свободни да избират своите договарящи страни.
Докато се приеме задължението за универсална услуга и ефективна защита на уязвимите клиенти, България се нуждае от постепенно премахване на регулираните цени за битовите клиенти и малките и средни предприятия (МСП), както и на таксите за пренос, които изкривяват свободния поток на електроенергия зад граница.
България трябва да продължи работата по създаването на електроенергийна борса с цел улесняване на организираната търговия на електроенергия и увеличаване на търговията със съседните страни
Да организират правилно функциониращ балансиращ пазар.
Да се осигури независимост на националния регулаторен орган.

По отношение на пазара на газ:

България трябва да създаде организиран пазар на едро, за да се позволи на конкурентите на Булгаргаз да въведат пазарни отношения.
Следва да се осъществява пълен достъп на трети страни до газопроводите, включително виртуални обратни потоци по всички тръбопроводи.
Националната система от тръбопроводи трябва да бъде напълно свързана със системата "транзит" и източниците на доставки да бъдат диверсифицирани от гледна точка на високата зависимост от вноса от Русия.
Докато се гарантира адекватна защита на уязвимите клиенти, регулираните цени
трябва постепенно да се премахнат.
Регулаторните пречки пред смяната на доставчика (като допълнителни разходи) трябва да бъдат отстранени, и смяната трябва да бъде активно подкрепена чрез мерки за прозрачност.
България трябва да развие система от мерки за управление на търсенето, особено в случай на прекъсване на доставките.
Разширяване на подземния капацитет за съхранение на газ и на междусистемния капацитет ще помогне да се намали уязвимостта на страната от  външни събития.

2.2. Национален енергиен регулатор:
 
Държавната комисия за енергийно и водно  регулиране (ДКЕВР) съществува от 1999 г., в нея са заети 128 служители през 2011 г. с годишен бюджет в размер на 3,6 милиона лева [1870000 EUR]. ДКЕВР има четири териториални поделения. Бюджетът на комисията е недостатъчен за покриване на надзора на всички сектори, за които тя е отговорна и са налице опасения относно стабилността на нейното управление. Правителството се намесва в регулаторни и управленски въпроси.

2.3. Отделяне:

Двата системни оператора за електроенергия и природен газ са законово необвързан. Докато ЕСО – Единният системен оператор на електроенергия, е дъщерно дружество на
обществения доставчик "Национална електрическа компания "ЕАД (НЕК), операторът на преносни системи на газ," Булгартрансгаз "ЕАД, вече няма никакви преки корпоративни връзки с действащия доставчик на газ "Булгаргаз" ЕАД. Всички тези
компании са дъщерни дружества 100% собственост на "Български Енергиен Холдинг "ЕАД, която от своя страна е изцяло държавна собственост.

Дистрибуторската мрежа за електроенергия е приватизирана и е собственост на CEZ, EVN
и Energo Pro. Предприятията за разпределение и снабдяване са юридически разделени.

Има 29 газоразпределителни компании. Те не са юридически разделени, защото
всеки от тях има по малко от 100 000 клиенти.

3. Пазари на едро

3.1 Електроенергия:

Най-важният играч на пазара на на българския пазар на електроенергия е държавна собственост-  вертикално интегрираната група БЕХ. Холдингът е собственик на АЕЦ „Козлодуй“, на голямата електроцентрала на лигнитни въглища „Марица Изток 2“, а също така на хидро- енергийни мощности в структурата на производителя и търговец на едро НЕК.

Като цяло, групата БЕХ осигурява около 60% от общото производство на електроенергия
в България.

На ниво производство, извън дружествата на БЕХ, има шест други производители на електроенергия в България, които са средни до големи топлоелектрически централи. Те генерират приблизително 27,5% от производството на електрическа енергия в страната (по данни за 2011 г).
 
Регулация и свободният пазар съжителстват на ниво търговия на едро, където НЕК играе централна роля за двете. На регулирания пазар НЕК купува електроенергия по силата на квотни задължения по регулирани цени от независими производители и отчасти от собствените си мощности, и я продава на регулирани цени на четири дистрибутори, които доставят електричество на домакинствата и на МСП. НЕК също така закупува електрическа енергия от комбинирано производство на топлинна и електроенергия и от възобновяеми
енергийни източници (ВЕИ) по преференциални тарифи, установени от ДКЕВР. Отделно от това, НЕК купува електроенергия на нерегулирани цени по дългосрочни договори от производители топлоелектрически централи.
НЕК е собственик на преносната мрежа (високо и средно ниво на напрежението) и е доставчик от последна инстанция за големи промишлени клиенти. ЕСО оперира мрежата и организира балансиращ пазар, където НЕК също играе ключова роля.

От 2010 г. Са тествани правила за търговия с електроенергия (включително ден напред). През 2012 г. Е започнало тестване и за стартирането на електроенергийна борса.

Квотната система обаче парализира функционирането на пазара на едро, както генериращите централи са задължени да продават продукцията си на НЕК по регулирани цени и не могат свободно да сключат договори с доставчици. Освен това, България има система от такси за пренос на база транзакция, включително мрежови допълнителни такси, които действат като бариера пред износа и пречат на свободния поток на електроенергия зад граница.

Нивото на интеграция на пазара е ниска: координирано двустранно разпределение на капацитета на границата не се предлага за всички срокове от България до Румъния и Гърция.

3.2. Газ:

България е изцяло зависима от вноса на природен газ от Русия, най-вече на базата на дългосрочни договори с посреднически фирми. Вносът през 2011 г. е на 2,6 милиарда кубически метра газ.

В страната не функционира пазар на едро. Булгаргаз ЕАД е единствен вносител и търговец на едро по регулирани цени. Пазарният дял на държавната компания е 84,16%  през 2011 г.; останалите 15,84% се осигуряваха от местен добив. Melrose Resources Sarl и OGEP АД са
фирмите, занимаващи се с местен добив. Те също доставя газ на крайни клиенти.

4. Пазари на дребно

4.1. Електроенергия:

Цените на електроенергията за домакинствата и малките и средни предприятия все още са регулирани. През 2011 г. разходите за енергия и за снабдяване са 58% от цените на електроенергията за домакинствата (без данъци), докато делът на разходите на мрежата е 42%. За промишлени потребители, делът на разходите за енергия и доставка  е един от най-високите в ЕС (78%), докато отчетените мрежови разходи са само 22% от нетната
промишлена цена. Разходи за мрежата са сред най-ниските в ЕС.

4.2. Газ:

Булгаргаз е единствен вносител и основен доставчик на газ на дребно на пазара за големите промишлени клиенти. Трите най-големи доставчици контролират около 72% от пазар на страната на газ на дребно, в резултат на което има висока концентрация. Цените на дребно (и  на домакинствата и индустриалната) все още са регулирани.

Въпреки че цените на дребно на газ в България са сред най-ниските в Европа, те са се увеличили значително през последните години. Според ДКЕВР, регулирани цени се прилагат от юли 2012 г. за битовите потребители и предприятията с по-малко от 50 служители и годишен оборот под 19,5 млн лв, които не са избрали друг доставчик или са напуснали
пазара на електрическа енергия.
Потребители: Оценките за доверие и общата удовлетвореност на потребителите както на електроенергия, така и на газ, са най-ниски в ЕС. България има най-много проблеми и в двата сектора, включително при уреждане на потребителски спорове. Има неофициален план за въвеждането на интелигентни измервателни уреди и неофициален анализ на разходите и ползите от тази мярка е бил изпратен до ЕК.

 

Целият пакет може да бъде намерен на страницата на комисията

европейски енергиен пазар
интеграция на националните енергийни пазари
газов пазар
електроенергиен пазар
доклад на ЕК
публични инвестиции
инфраструктура
По статията работи:

Галина Александрова