EMI: На България ѝ липсва ясен, дългосрочен, стратегически поглед за развитието на енергийния сектор

Коментар на Института за енергиен мениджмънт

Отзовавайки се на поканата на Европейската комисия за обществена консултация, Институтът за енергиен мениджмънт (EMI) представя своето становище по проекта на План за изпълнение, изготвен от България в съответствие с изискванията на член 20, параграф 3 и следващите от Регламент 2019/943 от 5 юни 2019 г. относно вътрешния пазар на електроенергия.

I. КОНТЕКСТ

Съгласно член 20, параграф 3 и следващите от Регламент 2019/943 на ЕС (Регламента), някои държави от ЕС би трябвало да изготвят конкретна пътна карта за прилагане на принципите на новия електроенергиен пазарен модел, която да може да отговори на социалните и икономическите реалности на дадената държава. Тези планове за изпълнение на реформите на електроенергийния пазар следва да бъдат представени на Европейската комисия за становище. В контекста на цялостните разпоредби на регламента, Планът за изпълнение се предхожда от оценка на адекватността на ресурсите, а на база на самия план може да бъде поискано от държавата-членка разрешение от ЕК за въвеждане на механизъм за капацитет като мярка, чрез която да се решат остатъчни (извън обхвата на плана) проблеми, препятстващи осигуряване на нужната степен на сигурност на снабдяването и адекватност на производствените мощности в системата.

Настоящото становище е структурирано в следните раздели: общи коментари; коментари относно предвидените в Плана за изпълнение реформи в частите пазар на едро и пазар на дребно; препоръки за доразвиване на Плана за изпълнение.

II. ОБЩИ КОМЕНТАРИ

Както беше казано, становището на EMI е разработено на базата  на проекта на План за изпълнение (Проектa), публикуван на страницата на ЕК. Тъй като Проектът не реферира и не стъпва върху други, публично достъпни документи, ние сме затруднени да оценим достатъчно задълбочено въздействието на предложените в него мерки върху функционирането на електроенергийната система, респективно да го позиционираме правилно в общия контекст на предстоящото развитие на националната електроенергетика за периода 2020-2030 г.

За по-голяма яснота, бихме искали да подчертаем няколко аспекта в този контекст:

На първо място, Проектът нито предварително е бил, нито понастоящем е предлаган публично за обсъждане с обществеността от отговорните национални институции в България. Заинтересованите страни не са били привличани нито директно (например чрез работни групи), нито индиректно (чрез консултации, обсъждания и пр.) в процеса на неговото разработване. В частност, повечето от набелязаните мерки в Проекта и съответните срокове за изпълнението им също не са разработени, респективно доразвивани, в конкретно сътрудничество с пазарните участници.

На второ място, ние не разполагаме с каквато и да е информация относно съществуващите изследвания на ресурсната адекватност за периода 2020-2030 г., чрез които би трябвало да е потвърдена нуждата от интервенции (чрез Механизми за заплащане на капацитет), за да се осигури нужната разполагаемост във времето. Вероятно резултатите от тези изследвания са интегрирани в обсъждания проект, но адекватната му и задълбочена оценка е затруднена от липсата на публично достъпни документи, консултации и т.н. Това респективно води до липса на яснота и обосновка относно възможните сценарии в този контекст.

На трето място, не става ясно доколко Проектът се придържа към и/или доразвива потвърдените в Интегрирания национален план в областта на енергетиката и климата (ИНПЕК) на Република България до 2030 г. политически цели за следващото десетилетие, както поради вече подчертаната липса на данни, така и поради липсата на позоваване или препращане към ИНПЕК. По тази причина възникват редица въпроси по отношение, например, на:

по какъв начин икономическият анализ, съдържащ се (вероятно) в изследванията и оценките на адекватността и водещ до заключения за затваряне на големите лигнитни централи (стр. 12 от Проекта), се съвместява с предвиденото в ИНПЕК дългосрочно продължаване на експлоатацията на въглищните мощности;

при каква проекция на потреблението за следващите години е определена системната адекватност (липсва информация за енергийната ефективност);

как са предвидени проекциите и делът на електрическата енергия от ВЕИ и при стимули за инвестиции във ВЕИ (липсват данни за ВЕИ).

И накрая, формата и съдържанието на Проекта водят до съмнения доколко е налице институционална ангажираност към него. Не е налична информация за процедура, при която този документ да е бил обсъждан, приет и одобрен по подходящ начин от съответните отговорни институции (както това е видно от планове за изпълнение на други държави-членки). Документът е подготвен от консултант и отразява по-скоро неговите разбирания, а не ясно поети ангажименти от страна на отговорните страни. Нещо повече, посочените „отговорни страни“ в раздел 3 на документа са на повечето места сгрешени или непълни (например регулаторната институция с водеща роля в пазарните реформи се явява като отговорна страна само за една от реформите и то съвместно оператора на електропреносната система ЕСО-ЕАД). Както беше вече казано, няма и връзка с досегашни правителствени документи, тоест може да се каже, че Проектът излиза от „нищото“.

III. ПАЗАР НА ЕДРО (Т. 1. НЕРЕДНОСТИ В ПРЕДЛАГАНЕТО И ТЪРСЕНЕТО НА ПАЗАРА НА ЕДРО)

Кратко описание

За преустановяване на нередностите в предлагането и търсенето на пазара на едро Проектът предвижда две реформи (1.1 и 1.2) като база за либерализацията на пазара на едро и като предпоставка за приемливост на въвеждането на механизъм за капацитет, а именно: 

Прекратяване на дългосрочните договори на Национална електрическа компания ЕАД (НЕК) с ТЕЦ Марица изток 1 и ТЕЦ Марица изток 3.

Премахване на съществуващите квоти за регулиран пазар и на ролята на Обществения доставчик.

Предвижда се първата мярка/реформа да бъде изпълнена до 30 юни 2021 г., а втората – веднага след изпълнението на първата и паралелно с въвеждането на механизми за капацитет.

Коментари

(1). За девет от десетте набелязани в Проекта пазарни реформи е предвидено и се очаква да бъдат осъществени в кратки срокове - в рамките на тази и на следващата година. Набелязаните мерки са комплексни и взаимозависими и това налага да се обърне особено внимание на правилното им разполагане в краткия отрязък от времето, т.е. на последователността на изпълнението им, така че да се постигнат желаните резултати.

От тази гледна точка е абсолютно необходимо да се обърне повече внимание на необходимостта от синхронизиране на каквито и да са стъпки към прекратяването на дългосрочните договори и от тяхното интегриране по подходящ начин с другите набелязани пазарни промени, най-вече с въвеждането на механизми за капацитет. Това обаче предполага, че трябва надлежно да се отчетат разполагаемостта и ролята на тези договори както от правна, така и от политическа гледна точка. Предвид това, както и предвид сложността на предвижданите търговски преговори между двете централи, от една страна, и институциите и НЕК, от друга, свързани с прекратяването на договорите, препоръчваме посоченият фиксиран срок  30 юни 2021 г. да бъде заменен с по-гъвкава дефиниция. Тази дефиниция трябва ясно да обвързва срока с намирането на взаимно приемлив за всички страни подход към договорите, който също ще позволи ефективно и непротиворечиво въвеждане на механизъм за капацитет.

Паралелното въвеждане на механизмите за капацитет и на прекратяването на дългосрочните договори ще улесни преговорите и ще опрости процеса на интеграция към пазара, предстоящ за двете централи, от една страна. А гъвкаво определените и даващи необходимото пространство за успешни преговори срокове ще допринесат за подобряване на инвестиционната среда и намаляването на политическия риск, от друга. Това, обаче, предполага яснота относно механизма за капацитет, който трябва да бъде приложен преди прекратяването на договорите, съчетан с необходимите пазарни реформи, позволявайки по този начин адекватно поддържане на енергийната система като цяло.

(2). Прекратяването на дългосрочните договори е предвидено в Проекта като реформа, насочена към преустановяване на „нередности в предлагането и търсенето“, в контекста на целта за постигане на по-висока ликвидност на пазара на едро. Не бива обаче да се очаква, че тази мярка ще е достатъчна, за да отстрани дефектите на българския електроенергиен пазар на едро.

През 2015 г. българският електроенергиен пазар беше определен от ЕК като „крайно неликвиден и непрозрачен“. Предвид доминиращото участие на този пазар на три дъщерни дружества на БЕХ (АЕЦ Козлодуй, ТЕЦ Марица изток 2 и ВЕЦ на НЕК), водещо до силна концентрация и ограничена конкуренция, бяха поети Ангажименти от страна на БЕХ /чрез дъщерните му дружества/ да доставя определени, ежегодно нарастващи количества електрическа енергия, съобразени с товаровия профил на Пазар ден напред на току-що създадената Българска независима енергийна борса,  както и да спазва съответни правила и ограничения при определяне на офертните цени в рамките на пет години за периода от януари 2016 до януари 2021 г.

През изминалите 5 години не настъпиха промени в структурата на държавните производители (на БЕХ), съответно не настъпиха и съществени изменения по отношение на  горепосочените характеристики на българския пазар на едро. От тази гледна точка, пренасочването на енергията, произвеждана от централите с дългосрочни договори, от НЕК директно към БНЕБ ще намали дела на енергията, доставяна от БЕХ, но няма да доведе до елиминиране на неговата доминираща пазарна позиция (предвид дела на произвежданата от БЕХ енергия).  Т.е., и след тази стъпка все още няма да има условия за ефективна конкуренция на националния електроенергиен пазар. Оттук възниква необходимостта да се направи преценка и да се отговори на въпроса дали се налага и, ако да, какви интервенции би трябвало да бъдат въведени (от КЕВР) с оглед предотвратяване на риска от изкривяване на конкуренцията, предвид изтичането на срока на действие на цитираното решение на ЕК. Със сигурност може да се очаква, че предстоящото обединяване на националния електроенергиен пазар със съседните пазари (т.3. от раздел III) ще допринесе за създаване на релевантен пазар, респективно за справедлива конкуренция без доминиращи участници, но за преходния период дотогава остават горепосочените рискове и съмнения.

Ние сме съгласни с Консултанта и сме наясно с това, че ефективната превенция от пазарни злоупотреби не съществува като експлицитен критерий в Регламент 2019/943, поради което не е задължително да бъде анализирана в Проекта. Но, от друга страна, пазарите с доминиращи участници се оказват бариера пред привличането на инвеститори. Така че, анализ за това доколко на националния пазар на едро са налице условия за ефективна конкуренция би трябвало да е част от  Плана за изпълнение.

(3). Както е описано в Проекта (1.2. раздел III), настоящият модел на националния електроенергиен пазар е хетерогенен – с регулиран и свободен сегмент. Енергията за регулирания сегмент се осигурява чрез ежегодно определяни от националния регулатор количества/квоти, които съответните производители са задължени да продават на НЕК в качеството му на Обществен доставчик. Съответно, Общественият доставчик продава тази енергия на Крайните снабдители, а те – на присъединените към мрежа ниско напрежение потребители от регулирания сегмент. Както беше казано по-горе, планира се премахване на съществуващите квоти за регулиран пазар и ролята на Обществения доставчик, веднага след прекратяването на дългосрочните договори и паралелно с въвеждането на механизми за капацитет. 

Планираната промяна ще окаже благоприятен ефект върху пазара на едро, тъй като ще се увеличат количествата енергия, предлагани (и търсени) на платформите на БНЕБ (централизирана  платформа за двустранни договори, Пазар ден напред и Пазар в рамките на деня). Същевременно, обаче, трябва да се отчетат и съществуващите рискове, до които може да доведе тази мярка, респективно последствията от тях, ако се реализират. Както е отбелязано и в Проекта, пазарът на едро в България е все още в относително ранна фаза на либерализация (БНЕБ функционира от 2016 г.) Либерализацията е в процес на развитие и придружаващите я регулаторни договорености и практики все още не са установени. Все още няма история как би функционирал пазарът на едро при напълно либерализирани цени - предвид това, че в своята петгодишна история БНЕБ е работила при специфичен режим (ангажименти на БЕХ), действал от 2016 до януари 2021 г., както е описано по-горе.

Тези обстоятелства възпрепятстват изготвянето  на преценки с  достатъчна степен на точност относно бъдещото функциониране на БНЕБ (търсене, предлагане, ценови проекции). Поради това, бихме препоръчали последователно, вместо предвиденото паралелно извършване на мерките, отнасящи се за пазара на едро- запазване на режима за осигуряване на енергия за регулирания сегмент за преходен/тестов период от време, докато се установи, че пазарът на едро функционира ефективно при новите условия (повече енергия, повече участници, без или с променени ограничения, както е описано по-горе) и не създава рискове по отношение на надеждността на снабдяването, прозрачност и ценова предвидимост. С други думи, предлагаме тестов период, през който квотите ще изиграят ролята на своеобразен буфер срещу възможните пазарни рискове по отношение на цени и количества. Възможно е да се предвиди квотите да намаляват плавно по време на преходния период (по критерии, свързани с начина по който функционира пазара). Възможно е, разбира се, да се помисли и за друг механизъм. Важното е да се предвиди тестов преходен период с подходящ защитен механизъм с цел да се избегнат стресови ситуации за отговорните компании и потребителите.

IV. ПАЗАР НА ДРЕБНО

Кратко описание

Проектът в раздел III, т.4 включва 2 броя реформи:

Либерализация на цените на пазара на дребно (4.1.)

Дефиниция на концепция за уязвимите потребители и енергийната бедност, защита на уязвимите потребители (4.2.)

Планиран е поетапен преход към пълна либерализация на цените (вкл. на домакинствата), който се очаква да приключи до 31 декември 2024 г., но все още липсва ясна пътна карта и поетапен подход. Отбелязано е въвеждането на платформа за сравнение на ценови оферти, която вече е стартирана.

Отбелязана е необходимостта от въвеждане на механизъм за защита на уязвимите потребители и от енергийна бедност. За транспониране на Директива 2019/944 на национално ниво е поет ангажимент със срок 31 декември 2021 г. да бъдат определи критерии за идентифициране на домакинствата в позиция на енергийна бедност предвид критериите на директивата като нисък доход, високи енергийни разходи и ниска енергийна ефективност. Това ще позволи да се направи оценка на броя на енергийно бедните съгласно чл.3, ал.3, т.д от Регламент ЕС 2018/1999 и да се определят възможни мерки за намаляването им. Изрично е подчертано, че България не планира на този етап да въвежда публични интервенции.

Коментари

(1). Препоръчваме отстраняване на някои неточности в текста, а именно: т.4.1. на стр. 51 да стане т.4.2.; да се прецизират отговорните страни, посочени в колона 2, като за т.4.1. МЕ бъде подменено с КЕВР, а към т.4.2 да се добави МТСП. Тази забележка има и по-общ характер и се отнася за целия Проект – националният регулатор липсва като фигура както в Проекта като цяло, така и в конкретно посочените в раздел III отговорни страни за всяка една от реформите.

(2). Подчертаното намерение на България да не планира и да не въвежда публични интервенции във връзка със защитата на уязвимите потребители означава, че страната не възнамерява да иска дерогация по точки 1 и 2 от чл. 5 на Директива 2019/944, респективно, че възнамерява да осъществи тази защита чрез социална политика или чрез средства, различни от публични намеси в определянето на цените за доставка на електрическа енергия. Ние подкрепяме и адмирираме тази позиция.

(3). Същевременно, обръщаме внимание на т.1. от същия член, а именно на изискването държавите – членки да предприемат подходящи действия да гарантират ефективна конкуренция между доставчиците (снабдители и търговци). Ако на пазара на дребно не са налице условия за ефективна конкуренция, възможно е националният регулатор да въведе временни и целенасочени ценови ограничения до създаването на такива условия.  На този етап е все още рано да се коментират подобни мерки, но вероятно такава дискусия ще бъде проведена, когато се изработят по-конкретни анализи за пазара на дребно и планове за либерализацията му.

V. ПРЕПОРЪКИ

Извън коментарите по-горе, отнасящи се до конкретни елементи от съдържанието на обсъждания Проект, ние препоръчваме Планът за изпълнение да бъде допълнен с някои нови мерки (без да са изчерпателни) като предпоставка за успешно и своевременно въвеждане на подобрен пазарен модел, който да е способен да привлича необходимите инвестиции и да преустанови необходимостта от използване на Механизми за капацитет. 

(1). Искаме да подчертаем, че в първи и втори раздел на Проекта се съдържат направени от консултанта полезни препоръки, които обаче не са потвърдени и не фигурират като планирани реформи в третия раздел. Представяме списък (неизчерпателен) на някои от тези препоръки, с които предлагаме да бъде допълнен Планът за прилагане, а именно:

Въвеждането на интелигентни измервателни системи като ключов фактор за използване на потенциала на потреблението в полза на системата (Demand Side Responce), респ. за подобряване на гъвкавостта и адекватността на електроенергийната система и за енергийна ефективност. В Проекта е отбелязана важността на интелигентните измервателни уреди и също така, че трябва да бъде извършен анализ „разходи-ползи“ от въвеждането на интелигентни измервателни системи, но в раздел 3 тази мярка не фигурира като поет ангажимент от страна на държавата.

Член 20, параграф 3 от Регламент 2019/943 определя списък с въпроси, които трябва да бъдат разгледани от държавите членки при въвеждане на Механизми за заплащане на капацитет, където точка д. се отнася за собствено производство, съхранение на енергия, мерки от страна на търсенето и енергийна ефективност, чрез приемане на мерки за премахване на всички установени регулаторни изкривявания. Отново, тези въпроси са в аналитичните раздели на Проекта, но не фигурират като планирани реформи в проекта на План за прилагане.

Отмяна на регулаторната интервенция, действаща от 2015 г., съгласно която 5% от приходите на производителите се събира във фонд Сигурност на електроенергийната система предвид и съгласно изискванията на Регламент 2019/943, от една страна, както и предвид риска от увреждане на рентабилността и конкурентните позиции на местните производители, от друга. 

(2). Препоръчваме също така към Плана за изпълнение, както в неговата аналитична част, така и в списъка с реформи да се добавят:

мерки/реформи, свързани с целите за ефективно използване и оптимално развитие на мрежовата инфраструктура (преносна и разпределителна мрежа) в условията на отворен пазар. Разпространението на интелигентни измервателни системи ще създаде условия мрежата да бъде използвана и управлявана възможно най-ефективно. На второ място, мрежата трябва да подпомага и да ускорява енергийния преход към децентрализирано производство, съоръжения за съхраняване на енергия, управление на потреблението. По отношение на развитието на мрежата, екстензивният подход (изграждане на нова мрежова инфраструктура) също би трябвало да бъде постепенно заместен от по-гъвкав и оптимален подход, използващ потенциала на новия пазарен дизайн и участници. Тъй като мрежовите компании са регулирани компании, предпоставка за осъществяване на набелязаните промени ще бъде създаването на подходяща целева рамка от страна на КЕВР, включително финансово осигуряване и насърчаване на необходимите иновации. 

Енергийният преход през следващото десетилетие постепенно ще преобразува и ще превръща съществуващите мрежи във все по-взаимозависими и свързано действащи. Мерки, целящи оперативно коопериране между ЕСО и операторите на разпределителните мрежи, от една страна, както и на ниво разпределение, от друга, също би трябвало да бъдат обмислени и да фигурират в Плана за изпълнение. Така ще бъде поставена основата на развитие на дигитална мрежова архитектура, която да е в състояние да осигури необходимата по-директна връзка между поведението на потребителите и функционирането на електроенергийната система като цяло. И отново подчертаваме, че ключова предпоставка за започването на подобен процес ще бъде визията и активната роля на КЕВР.

ВМЕСТО ЗАКЛЮЧЕНИЕ,

Бихме искали да обърнем внимание върху това, че в Проекта липсва цялостният поглед върху енергийния преход за периода 2020- 2030 г. Това е свързано и с общата необходимост от изготвяне на такива документи на основата на ясен дългосрочен стратегически поглед за развитието на енергийния сектор, в съответствие с ясни стратегически съображения и съответни пътни карти за тяхното постигане.

На тази основа, включените в Проекта мерки, макар и фрагментарно и непълно, дават известна представа за пазарните промени само до 2024 г. Остава неясно какви ще са промените отвъд 2024 г., респективно кога и как ще бъде създаден Energy Only Market, предвид преходния характер на механизмите за капацитет.