Излизането на небитовите потребители на електроенергия на свободния пазар ще им донесе дългосрочни ползи

Интервю за сп. “Енергетика-Електроенергийни ракурси” на ЕСО

Г-жо Диловска, как от експертна гледна точка може да се охарактеризира развитието на българския енергиен сектор и по-специално либерализацията на пазара на електрическа енергия през последните години и каква е ролята на вашата организация при формирането и реализацията на енергийните политики?

През последните години бяха подредени някои липсващи парчета от пъзела на либерализацията. Ще очертая трите най-важни в хронологичен ред. Първо отделянето на ЕСО от НЕК и сертифицирането му като независим преносен оператор даде гаранция на пазарните участници за безпрепятствено и равнопоставено осъществяване на своите сделки с електрическа енергия, използвайки преносната мрежа. Второ - със сертифицирането на БНЕБ като независим пазарен оператор през 2015 г. беше създадено стандартното място за среща на пазарните участници и условия за прозрачност на свободната търговия. И трето, беше постигнато известно финансово успокояване на електроенергийния сектор и преустановяване на кръстосаното субсидиране. Постепенно бяха намалени огромните тарифни дефицити на НЕК, натрупани при изпълнение на ролята му на Обществен доставчик. Преустановено беше крос-субсидирането на домакинствата чрез повишаване на ценовата компонента за енергия до нивото на разходите, което е заслуга на досегашния състав на КЕВР. А финансовата стабилност, респективно доверието в сектора, както и разходно-ориентираните тарифи са две изначално необходими условия, без които дори не си струва да говорим за либерализация.

Иначе, една по-ранна историческа справка ще ни покаже, че националният пазарен модел и досега си остава този, който е регламентиран със Закона за енергетиката през 2001 г. – хетерогенен модел с регулиран и пазарен сегмент, базиран на двустранни договори, свободен достъп до мрежата и организиран пазар. Лаконично и ясно като дефиниция, обемно и сложно като изпълнение. През следващото десетилетие предстои да бъдат потърсени и подредени още доста части както от националния, така и от регионалния и общоевропейски пъзел на либерализацията.

Що се отнася до ролята на Института за енергиен мениджмънт. Нашият стремеж беше и е, не да транслираме, а да пресяваме информацията, да отделяме и да информираме за значимото, да обучаваме, да мотивираме и предлагаме решения. За да не стане досадно, ще посоча два примера. Например, концепцията на Института за използване на националните приходи от търговията с СО2 емисии за намаляване на добавките към цените на електрическата енергия, беше възприета и законово регламентирана. Като резултат, около  2,5 млрд. лв. бяха пренасочени от държавния бюджет към фонд „Сигурност на енергийната система” и бяха използвани за намаляване с 40% на зелената добавка като част от цена „задължения към обществото“ за бизнеса и домакинствата за периода 2013-2019 г.

А ето и друг пример. „Енергийните магистрали са не по-малко важни от пътните“ е заглавие от сайта на Института от 2011 г. Безусловно е разбирането, че енергийната трансформация е немислима без модернизация и трансформация на мрежата и това разбиране се изразява в успешна практика. През изминалото десетилетие, ако наблюдаваме инвестиционния процес в електроенергийния сектор в световен мащаб, делът на инвестициите в мрежа неизменно е на второ място, непосредствено след инвестициите във ВЕИ, в диапазона 250- 300 милиарда долара годишно.

По тази причина стремежът ни беше да създадем и у нас институционално и обществено разбиране за важността на мрежата и необходимостта от нейното засилено финансиране и модернизиране.

Учредяването на Института за енергиен мениджмънт през 2010 г. беше малка промяна в енергийния пейзаж. Но, знаем за ефекта на пеперудата – малка промяна в началните параметри може да доведе до драматични различия в развитието в дългосрочен план. Това е в рамките на шегата, разбира се, но наистина е трудно да се види въздействието на единични усилия върху цялостната динамична картина. В общия случай те остават невидими.

Какви са перспективите на небитовите потребители след 1 октомври? С излизането им на свободния пазар очаквате ли да възникнат някакви трудности, свързани с избора на търговец и кратките срокове за адаптация към новите условия? Какви ще бъдат дългосрочните ползи за тях от излизането им на борсата?

Въпреки че небитовите потребители, присъединени към мрежа ниско напрежение, трябва задължително да си изберат търговец и да напуснат регулирания пазар от 1 октомври, те все пак могат да предпочетат и по-мек вариант за ограничен преходен период – знаем, че законът им даде правото до края на месец юни 2021 г. да останат при досегашния си краен снабдител, но в качеството му на търговец.

Този, да го наречем служебен търговец, ще им доставя електрическа енергия съгласно типов договор при общи условия, който наскоро беше одобрен от КЕВР в края на месец август. Служебните търговци ще обявяват не по-късно от три работни дни преди края на месеца, предхождащ месеца, от който съответните цени влизат в сила, цени и тарифи за следващия месец, спрямо които не се предвиждат каквито и да било регулаторни интервенции.

Небитовите потребители не са вързани към служебния търговец до края на месец юни 2021 г. Те могат ежемесечно и безплатно да сменят своя търговец, стига да заявят това до десето число на предходния месец.

Разбира се, трудности ще има. Актуализиран списък с търговците се появи на сайта на КЕВР, но информацията за това дали те предлагат енергия на небитови потребители на ниско напрежение, при какви цени и тарифни планове почти не е публично налична. В другите държави-членки на ЕС са въведени платформи/инструменти за сравняване на оферти, сертифицирани от националните регулаторни органи. И това не е някаква новост – още през 2012 г. CEER публикува Насоки за добри практики в това отношение.

Наличието на такава платформа изключително би улеснило избора на нов търговец, на подходящ тарифен план, съответно подписването на договор. И България ще има платформа за сравняване на оферти до края на годината. Вероятно новите участници на свободния пазар поне първоначално ще предпочетат сигурността – ще търсят цени на електрическата енергия с фиксирана стойност за по-продължителен период от време.

Между другото, значим дял от участниците на пазара на дребно в ЕС (домакинства и бизнес) също все още предпочитат фиксираните цени, но този дял бързо намалява. С течение на времето и след като получат необходимата информация и се адаптират към новата си роля, небитовите потребители вероятно ще проявят интерес и към динамичните цени, в частност обвързаните със спот-цените. Именно това ще им донесе и дългосрочни ползи, тъй като динамичните цени водят до по-ниски сметки предвид по-ниския риск, който поема в този случай търговецът на дребно.

За небитовите потребители над всичко стои въпросът какви цени на енергията ги очакват на свободния пазар и оттам – какви ще са техните сметки. Моментът, поне засега, изглежда благоприятен. Референтната пазарна цена, която определи КЕВР за периода юли 2020 – юни 2021 г. е 90 лв./МВтч. Регулираната цена за небитовите потребители е в диапазона от 95 до 110 лв./МВтч при стандартно съотношение дневна/нощна енергия. Следователно, ако прогнозата на КЕВР се сбъдне, небитовите потребители не би трябвало да се сблъскат с по-високи спрямо сегашните цени на енергията на свободния пазар за периода до юни 2021 г.

Но, ако договорите им с търговците се базират на месечни цени, е възможно сметките им през зимата да са по-високи поради типичните за България и региона по-високи борсови цени през четвърто и първо тримесечие. Това, обаче, ще бъде компенсирано през пролетта, когато борсовите цени падат до най-ниското си равнище.

Какви трудности и спънки биха могли да възникнат в хода на пълната либерализация на пазара на електрическа енергия с отпадането на регулирания сегмент, което трябва да се случи до края на 2025 г. Какви мерки трябва да залегнат в стратегията за реализация на този процес, за да бъдат защитени битовите потребители при преминаването им на свободен пазар?

На регулирания сегмент след 1 октомври ще останат домакинствата. Тяхното потребление е около 1/3 от вътрешното крайно потребление. Но като брой представляват 80-90% от всички потребители. Това предопределя сериозни различия в сравнение с досегашния процес на либерализация. За да няма спънки, трябва да са налице достатъчно на брой търговци на дребно с нов профил – готови да привличат и да обслужват големия брой клиенти с ниско потребление (под 3 МВтч годишно), да поемат немалките административни, организационни и логистични разходи по договаряне, фактуриране, отчитане, плащания, комуникация. Също така, да разполагат с капацитет и познания, за да могат да разработят и предложат на домакинствата подходящи тарифни планове.

От друга страна, надеждността на търговците на дребно е функция от надеждността на пазара на едро. Колкото и да е подготвен и отговорен един търговец на дребно, той не би могъл да изпълни задълженията към своите клиенти за сигурни доставки на енергия на договорените цени, ако пазарът на едро е непредсказуем и крие изненади. Всъщност, ако пазарът на едро носи тези дефекти, то е малко вероятно въобще да се появи интерес към търговия на дребно. От тази гледна точка, планираните стъпки в интегрирания Национален план енергетика и климат, и това което правят ЕСО и БНЕБ за обединяването на националния електроенергиен пазар със съседните пазари е от приоритетно значение.

В процеса на либерализацията на пазара на дребно ролята на операторите на разпределителни мрежи ще бъде критично важна. Към традиционните им задължения да поддържат и развиват мрежата се добавят все повече пазарни функции, в т.ч. и смяната на доставчика. При такова масирано навлизане на огромен брой участници на свободния пазар и на фона на изискванията за все по-кратки срокове за смяна на доставчика (до 24 часа) те ще бъдат изправени пред сериозното предизвикателство да се справят и с двете задачи. Както образно се изразяват в европейските документи, да станат гръбнака на свободния пазар на дребно.

Да не забравим и необходимостта от промяна и на потребителското поведение. Ако домакинствата останат пасивни, то тогава целите на либерализацията ще бъдат едностранно постигнати – само от страна на снабдяването. Цялостният ефект изисква и промяна от страна на потреблението, чрез активно поведение, поемане на отговорности и рискове.

По какви критерии трябва да се определят най-уязвимите потребители, за които да се прилагат защитни ценови механизми?

Сложен казус. Нека да помислим за уязвимостта. Всички сме уязвими, когато спре токът. Особено при home-office. Но да, има и най-уязвими. Например отопляващи се на ток без друга алтернатива, хора в затруднено и неравностойно положение, болни, нуждаещи се от специализирана медицинска апаратура на ток. В тези случаи уязвимостта произтича от вероятността за прекъсване на снабдяването, а не от финансови причини. На второ място, има домакинства, които не могат да си плащат сметките поради липса на средства, откъдето идва рискът да им бъде прекъснато снабдяването. Тук вече става дума за финансова уязвимост и обикновено тези домакинства влизат в категорията на енергийно бедните. Въпросът е обаче дали са енергийно бедни или просто са си бедни?

Само енергийните разходи ли са непосилни за тях или въобще поддържането на приемлив жизнен стандарт? Категориите на бедност са спорен въпрос. Безспорно е обаче това, че социално уязвимите подоходни групи трябва да бъдат защитавани. Но как, дали чрез ценови механизми, т.нар. социални тарифи?

Все по-силна и широка защита получава тезата, която се поддържа и от Института за енергиен мениджмънт, че електроенергетиката не бива да бъде натоварвана със социални функции, съответно - цените на електрическата енергия не бива да бъдат използвани за социална защита. У нас отпреди повече от 20 години е създадена добре известната ни система за отоплителни помощи за социално слаби, която се управлява от ресорното социално министерство и тя работи добре. Контра-продуктивно е да се изгражда изцяло нова система, вместо да се надгражда съществуващата. И още нещо – всякакъв тип ценови деформации вредят на електроенергийния бизнес, в т.ч. и на процесите на либерализация.

Какъв да бъде маркетинговият подход на търговците на електрическа енергия към потребителите и какви ще са основните трудности, които могат да възникнат в този сегмент на търговия? Какво показва опитът на другите държави?

Пазарите на дребно в ЕС имат вече 20-годишна история. Резултатите обаче не са впечатляващи. Дори във Великобритания, която е пионер в тази насока, 70% от домакинствата продължават да предпочитат традиционните си доставчици и не проявяват интерес към промени. Основната причина за това е намаляващият дял на цената за енергия, т.е. на конкурентната компонента, в общата цена на електрическата енергия.

Примерно, да се върнем у нас. Ако даден търговец предложи енергия на цена с 10% по-ниска от регулираната на небитов потребител на ниско напрежение, това ще намали сметката на клиента само с 3,8%. Защото делът на енергийната компонента в пълната цена на електрическата енергия е 38%. Т.е., ако потреблението е 10 МВтч (например детска градина) годишно, в рамките на една година сметката ще падне от 2500 до 2405 лв. или с 95 лв. Това не буди особен пазарен ентусиазъм, нали?

От друга страна, съществуващият модел на пазар на дребно в ЕС прехвърля към търговците всички дейности по снабдяването с електрическа енергия на домакинствата. Освен стандартните дейности по маркетинг и обслужване на клиентите, търговецът на дребно трябва:

- да договаря и поддържа портфейл от енергия, закупена от дългосрочни и краткосрочни пазари и от различни доставчици;

- да предоставя балансиращи услуги и да осъществява балансиращи сделки;

- да договаря и да осъществява разплащания с мрежови оператори.

Образно казано, моделът на пазара на дребно е вертикален, като на неговия връх стои търговецът, който отговаря за всичко. Това е прекомерна концентрация на отговорности и изисква адекватен, трудно постижим капацитет. Така че, това са глобалните особености в ЕС, които ще се пренесат и насам.

Трудни ще са задачите на търговците на дребно. На въпроса ви за маркетинговия подход на търговците. В началния период новите потребители на свободна енергия вероятно ще са предпазливи и ще очакват да получат оферти, подобни на настоящите – фиксирана цена за енергията за възможно най-дълъг период от време, вероятно с дневна и нощна тарифа.

За по-хазартно настроените потребители търговците със сигурност ще предложат също спот-базирани оферти, при които цената ще се калкулира на база на почасовите борсови цени плюс договорен марж за търговеца.

Вероятно ще се предлагат и комплексни оферти (за различни услуги), зелени оферти, онлайн оферти и техният дял ще расте с времето. Многообразието на възможните оферти засега се ограничава от наличните измервателни средства. Малките небитови потребители и домакинствата не разполагат с интервални, например почасови, измервателни уреди, които да им позволяват да намаляват сметките си чрез по-активно потребление в евтини часови зони на борсовата цена или ограничаване на потреблението в скъпите часови зони.

Каква роля на борсата ще играят активните потребители?

Ако потребителите „диспечират“ потреблението си, те стават активни потребители и по този начин подпомагат управлението на системата. Две категории се използват в ЕС за подобен тип поведение – DSM (Demand site management) и DR (Demand response).

Управлението на потреблението (DSM) включва по-комплицирани мерки – от инвестиции и спестяване на енергия, чрез енергийна ефективност до сложни системи за промяна на профила на потребление в търсене на най-ниските борсови цени. Реакцията на потреблението (DR) представлява изключване на предварително договорени мощности при получени сигнали за претоварване на системата.

Активността на потребителите спестява средства за управление на системата. Мощностите на потребителите, управлявани по подходящ начин, намаляват нуждата от резервни, балансиращи и нови производствени мощности. И като резултат – всички печелят от дългосрочно по-ниски цени.

Както цялата енергийна политика на ЕС, така и насърчаването на активността на потребителите се предполага да се базира на подходящите икономически сигнали. Ако определен потребител даде своето съгласие да спира потреблението при поискване от търговец (или агрегатор), той трябва да е наясно какво ще спечели от това, колко по-ниска ще е сметката му спрямо стандартния договор при пасивно поведение. И тук идва нуждата от законодателна уредба на този сегмент, както и от умни измервателни уреди, разбира се.

Какви препоръки бихте предложили към работата на институциите за въвеждане на механизъм за капацитет, гарантиращ сигурността на доставките, което предстои да се случи до средата на 2021 г.?

Да, решението е в ръцете на националните институции. Вероятно ще бъдат предложени, съответно въведени, повече от един механизми за капацитет. Трябва да бъде избрана такава комбинация, която най-добре да отговаря както на настоящия статус на електроенергийната система, така и на целта за постигане на надеждност при възможно най-ниски разходи.

Разбира се, че ще бъдат отчетени времевите ограничения на Регламента относно вътрешния пазар на електроенергия от юни 2019 година по отношение на механизмите за капацитети. Те ще могат да се прилагат като част от пазарния модел най-късно до края на 2030 г., но местните въглищни централи ще могат да участват в тях най-късно до средата на 2025 г. Така че, националното предложение трябва да отчита тези времеви ограничения и да включва различни опции, съответно за периода до 2025 и за периода 2025-2030 г.

Но да погледнем и другата страна на монетата. Механизмите за капацитети ще се прилагат тогава и докато надеждността на снабдяването не може да се постигне при пазарни условия. Ето защо, наред с оценката за адекватност на електроенергийната система, другият документ, който трябва паралелно да се разработи и да се представи пред ЕС, е свързан с подобряването на съществуващия пазарен модел до 2030 г. Така че, двата документа са неразривно свързани. И докато за първия отговорността е основно на МЕ, респективно ЕСО, то за втория ключовата институция е КЕВР.

Наскоро Институтът за енергиен мениджмънт чества 10 години от създаването си. До каква степен успяхте заедно с ресорните институции и дружества от бранша да намерите най-добрите решения за българската енергетика в контекста на общите европейски цели?

Докато се търсеха решенията до 2020 г., за да бъдат изпълнени целите на Третия законодателен пакет, дойде време за политическите цели на Четвъртия пакет до 2030 – 2050 г. Само че още преди целите на Четвъртия пакет да бъдат осмислени и потвърдени на национално равнище, беше обявена Зелената сделка с ревизирани и още по-амбициозни цели за същия период 2030-2050 г.

И сега отново започва търсенето на решения, а времето за намиране на най-добрите подходи е твърде кратко. Намесата на енергийната политика в електроенергийния бизнес, според мен, става прекомерна. Работата на Института за енергиен мениджмънт съвместно с Евроелектрик ежедневно ни показва колко е важен гласът, корективът на електроенергийната индустрия при формирането на европейските политики. В същия ред на мисли, финансирането на политики, чрез добавки към цената на електрическата енергия, стана масова и засилваща се практика в държавите членки. Трябва да се направи промяна – такава, че добавките да отпаднат от цените и сметките да отразяват само чистите разходи за електрическа енергия.

И накрая, в рамките на шегата - що се отнася до Института за енергиен мениджмънт, ще ни трябват поне още 10 години, за да оценим какъв е приносът ни за първите 10.