Иванка Диловска: Хипотезите за въвеждане на механизми за капацитет в България са поне три

Темата за бъдещето на въглищните централи в България в светлината на вече приетия Четвърти енергиен пакет става все по-актуална и въвлича все повече говорители. Но в разширяващия се обществен дебат все още звучат повече въпроси и тревоги, отколкото отговори и решения. И тъй като разговорът става все по-емоционален, изглежда необходимо да подредим фактите, причините и последствията в ясна логическа верига, да ги разположим в съответните срокове за действие и поредица от стъпки и решения.

Ще се насоча към икономическите, финансовите и юридическите проблеми пред въглищните ни централи, свързани както с обективни дадености, така и с европейското законодателство.

Според последния проект на 10-годишен план на ЕСО за развитие на електропреносната мрежа в България, всички съществуващи въглищни централи се предвижда да работят поне до 2028 г. - общо около 4 хил. МВт мощности.

Прогнозите на ЕСО са на базата на изразените инвестиционни намерения на съответните производители. Ако настъпят промени в техните виждания, те ще бъдат отразени в следващия 10-годишен план.
Доколко е възможно наистина тази прогноза да се сбъдне е въпрос, който изисква размисъл.
До голяма степен планът на ЕСО е направен в ситуация на вакуум по отношение на енергийната политика, тъй като нито европейското законодателство доскоро беше ясно по отношение на подобрения електроенергиен пазарен модел, нито пък в България има яснота какви ще са параметрите на бъдещата икономическа и пазарна среда в енергетиката.

Съществуващите въглищни централи имат различен профил. Част от тях са амортизирани, други - модернизирани или нови. Някои са частни, други – държавни. Някои - в добро финансово състояние, други – пред фактически фалит. Доколко всяка една от тях ще успее да се адаптира към променящата се среда, а тя ще бъде определено променена и все по-трудна за въглищните електропроизводители, е отворен въпрос. Но безспорно е необходимо те да знаят какво ги чака и в каква среда ще работят.  И това е ангажимент на институциите, отговарящи за енергийната политика, който не търпи отлагане.

Не е нужно да се повтаря изводът от Плана на ЕСО, че всички те са нужни на системата от гледна точка на това да се покрива потреблението, за сигурност на снабдяването, както и за устойчивост на националната електроенергийна система. И ако решението на политиците съвпада с мнението на системния оператор, техен ангажимент е да създадат или да се погрижат за създаването на такава среда, която да позволи безпроблемната им експлоатация толкова дълго, колкото е необходимо.

Освен съществуващите въглищни мощности, в плана на ЕСО е включена и нова конвенционална мощност на природен газ – това е ТЕЦ „Варна“, която се предвижда до 2025 г. да заработи с всичките си 6 блока на газ. И всички тези 7 конвенционални централи – 6 въглищни и ТЕЦ „Варна“ на природен газ - са нужни на снабдяването на страната с електрическа енергия. В плана на ЕСО може да се види, че при едни по-напрегнати зимни условия, дори и при работа на пълна мощност, има риск да се стигне до определени затруднения в снабдяването.

Ето как изглеждат плановете за развитие на въглищните мощности в ЕС обаче.

Виждаме, че там линията не е права. Въглищните мощности се очаква да се намалят с близо 40% до 2025 г. и с почти 60% до 2030 г. Така от 139 ГВт понастоящем, през 2030 ще останат 58 МВт.

Германия предвижда да експлоатира 50% по-малко въглищни мощности през 2030 г., Полша – с 20% по-малко, а Великобритания планира да преустанови работата на всичките си въглищни централи до 2026 г. Такава е прогнозата за развитието на въглищните централи в Европа през следващите 10 години.

За да си отговорим на въпроса какво би могло да се направи тук в България , така че да имаме сигурно електроснабдяване и работещи мощности и доколко това е възможно, трябва да се обяснят затрудненията пред въглищните централи, произтичащи от приемането на преработения Регламент за вътрешния пазар на електрическа енергия, който е част от Четвъртия енергиен пакет. Всъщност, нещата се изясниха в детайли през декември 2018 г., когато в процеса на преговорите в рамките на т. нар. триалог между ЕК, Европарламента и Съвета на министрите преговорният екип след 17 часа среднощен маратон по изчистване на различията по текстовете на Регламента постигна консенсус.

И основните постижения на преработения регламент според главните участници в него се съдържат в етикетите #support550 (Подкрепа за правилото 550) и  #BeyondCoal (Отвъд въглищата). Еврокомисарят по енергетика и околната среда Мигел Ариас Каньете заяви, че новият по-гъвкав пазарен модел ще доведат до улеснено присъединяване на ВЕИ и също така, че чрез ограничаване на механизмите за капацитет и правилото 550 Европа ще може да премине към безвъглищна енергетика. Зелените пък се оплакаха от това, че заради Полша целите за декарбонизация и затваряне на въглищните централи няма да бъдат изпълнени достатъчно бързо, но същевременно изразиха задоволство, че субсидирането на въглищните централи се преустановява на 1 юли 2025 г.

Това е важна дата, защото касае бъдещето и на българските въглищни централи.
Какво по-точно беше прието?

Всъщност, накратко казано – преработеният Регламент запази сегашния начин на финансиране на електроенергетиката. Първо – осигуряване на приходи чрез пазара, на второ място - чрез субсидии за ВЕИ и на трето – предоставяне на субсидии за конвенционални мощности чрез механизми за капацитет. Неколкократно в различни формати, включително в България, са обсъждани механизмите за капацитет. В секторното проучване от 2016 г. бяха идентифицирани 36 действащи в ЕС и одобрени от комисията механизми за заплащане на капацитети – практически в повечето от държавите - Германия, Франция, Италия, Полша, Гърция, Белгия, Португалия, Великобритания, Дания, Швеция, Испания и т.н. Така че, механизмите за капацитети остават допустима опция и в новия Регламент със съответна дефиниция – като временна мярка, която да осигури необходимото равнище на адекватност на ресурсите, тоест мярка, чрез която да се осигурят необходимите финансови средства, за да се гарантира сигурност и непрекъснатост на снабдяването. Когато даден електроенергиен пазар (а в момента почти всички са такива) не осигурява адекватно финансиране, респективно доверие в инвеститорите нито по отношение на съществуващите, а още по-малко по отношение на нови мощности, тогава трябва да се търси някакъв тип извънпазарна финансова подкрепа, чрез която съществуващите мощности да се стабилизират, за да има сигурност на снабдяването и да се привличат инвестиции в нови мощности.

Това е смисълът на механизмите за капацитет.

Кое в Регламента обаче поражда тревоги за въглищните централи? Да, предвижда се механизмите за капацитет да  продължат да се прилагат, но само като крайна временна мярка и с много, много големи ограничения в редица аспекти.
Ето какви стъпки трябва да се извървят при процедурата за въвеждане на механизми за капацитет в преработения Регламент.

Първо, трябва да се изготви национална оценка за адекватността на ресурсите, която да съпътства и допълва европейската оценка за общото ниво на адекватност на ресурсите в ЕС. В националната оценка трябва да са доказани по убедителен начин рисковете пред сигурността на снабдяването, които да бъдат измерени  чрез ясни, контролируеми и обективно определени показатели или стандарти за надеждност.

И това е очевидно – въвеждането на  механизми за капацитет се позволява след предоставянето на убедителни мотиви, че мощности с определен размер са нужни на електроенергийната система, следователно – трябва да са в готовност да работят, но без допълнително финансиране не биха могли да оцелеят.

На второ място е необходимо държавата да изготви паралелно с оценката на адекватността така наречения план за изпълнение, в който да се предвидят мерки за отстраняване на съществуващи дефекти на пазара. Този план за изпълнение трябва да демонстрира по категоричен начин, че  има ограничения, които пречат на инвеститорите да повярват на пазара, но тези ограничения и слабости ще бъдат отстранени в обозрим и конкретно посочен срок, след което механизмите за капацитети ще трябва да спрат да действат.

А този план за изпълнение на мерки изисква вече друг поглед върху нещата. Тоест, планът трябва  да отговори на въпроса защо, след като се очаква недостиг на енергия, инвеститорите не желаят да поддържат мощностите или да изградят нови, тоест, защо не вярват на пазара, защо пазарът не им предоставя достатъчни приходи и как това може да бъде подобрено. Планът за изпълнение на мерките трябва да подготви, да се публикува, да се дискутира със заинтересованите страни, след което да се представи на ЕК и в срок до 4 месеца ЕК да излезе със становище по него. И когато този план за изпълнение бъде приет от ЕК и се докаже, че въпреки мерките, предвидени  в него, все пак остават рискове пред  сигурността на снабдяването, тогава вече се преминава към подготовка на механизми за капацитет, които се въвеждат само като временна мярка, докато пазарът не заработи по-добре и по-адекватно.

Механизмите за капацитет могат да бъдат въведени за срок от максимум 10 години. Държавите членки трябва да гарантират, че ако междувременно се промени ситуацията и показателите за надеждност се подобрят, тогава този механизъм ще бъде прекратен. Приоритетно се препоръчва прилагането на механизъм от типа стратегически резерв, по подобие на прилагания у нас студен резерв.

Ако това не е приложимо, или не е достатъчно за постигане на необходимото ниво на адекватност на ресурсите, се пристъпва към прилагане на друг обхващащ целия пазар механизъм за капацитет. Трябва да се подчертае, че Регламентът не отменя задължението, съгласно член 108 от Договора за функционирането на ЕС, за нотифициране пред ЕК, за да се оцени съвместимостта на предложенията, респективно допустимостта  на съответната държавна помощ.

Както беше споменато, при предлагането на механизмите за капацитет, държавите трябва да въведат, да прилагат и да докажат т.нар. норма за надеждност, която дефинира по прозрачен начин и чрез обективни критерии необходимото равнище на сигурност на доставките. Както по отношение на Плана за изпълнение, така и в този процес националният регулатор има ключови правомощия и отговорности. Това е така защото както надеждността, така и икономическото състояние на производителите са  функция на пазара и на регулаторната среда.

Какво представлява стандартът за емисионна интензивност, по-често наричан „правило 550“, една от най-съществените новости в Електрическия регламент? Първо, след приемането на Регламента не могат да бъдат изграждани нови централи на въглища, ако те имат емисионен фактор на въглероден диоксид по-висок от 550 грама на киловатчас. Второ,  съществуващите централи с по-висок емисионен фактор от 550 грама на киловатчас не могат да участват в механизми за капацитет след 1 юли 2025 година. Трето, т.н. „полска поправка“, представляваща дерогация за заварени случаи – ограниченията не важат за вече подписани договори до 31.12.2019 г.

На картата се вижда кои държави в Европа в каква степен са засегнати от това правило. От Западна Европа Германия е най-засегнатата - 72% от нейните термични мощности не могат да участват в механизми за капацитет след 2025 г., а за Източна Европа най-засегната е България – 100%, т.е. всички  термичните  мощности, не са допустими за механизми за капацитет след 1 юли 2025 г. На второ място е Полша –  91% от термичните централи в Полша са недопустими за механизми за капацитет, съгласно изискванията на Регламента.

Тъй като регламентите веднага влизат в действие, не се предвижда срок за транспонирането им в националното законодателство, то изискванията на Регламента вече са в сила за държавите-членки, включително за България. Нека да разгледаме възможните сценарии за термичните централи в тази променена среда.

Първо, дали тези централи биха могли да издържат на пазара без някаква форма на извънпазарна подкрепа? Дали могат само с пазарни приходи да продължат да работят? На слайда е илюстрирана прогноза на ЕК за развитие на цените в Европа. Най-долната лилава линия е цената за базов товар. Тя не слиза под 70 евро на МВтч през следващите години до 2050, но и не се очаква да се повиши съществено - достига до 100-108 евро през 2045 г. Червеният стълб в лявата част на графиката показва диапазона на настоящите цени на големите производители на електрическа енергия – лигнитните централи от басейна Марица Изток.

Очевидно е, че дори ако нашите централи бъдат поставени при ценовите условия на развитите европейски пазари, те трудно биха могли да се издържат само с пазарни приходи и то едва на един по-късен етап, а не сега. Като се има предвид, че определената от КЕВР пазарна цена на базов товар за следващата година е 45 евро на МВтч, т.е. че националната борса е на много по-ниски ценови нива, може да се заключи, че лигнитните централи в България не могат да се издържат от пазарни приходи. Необходимо е нещо друго, необходим е механизъм за капацитет.

Какъв е полският опит ?

Полша нотифицира ЕК, че ще прави механизми за капацитет през 2016 г. През февруари 2018 г. ЕК дава одобрение. Тоест процедурата по нотификация е продължила около година и половина. След това е подготвена тръжна документация и обявен търг през ноември 2018 г. Какво са резултатите? Сключени са договори за 22,4 ГВт мощности, от които 80% са въглищни. Интересното е, че са сключени договори за различен срок на действие със съществуващи централи, но същевременно са сключени и 15-годишни договори за 4 нови въглищни централи с обща инсталирана мощност 3,6 ГВт. Така до 2039 г. Полша ще има възможност да предоставя подкрепа, тоест субсидии чрез механизми за плащания за капацитет на въглищните си мощности.
Съгласно сключените 15-годишни договори, въглищните централи ще получават по 55 евро на киловат на година за предоставена разполагаемост. Тези средства, разбира, се ще се отразят във фактурите на крайните потребители и по този начин към централите ще се насочат около 3 млрд. евро субсидия  за 15-годишния период.  

След това са проведени още два търга –през декември 2018 г. и през януари 2019 г.

Това са резултатите в Полша, които не подлежат на преразглеждане и адаптиране към преработения регламент, благодарение на полската поправка. Следващият въпрос, на който се търси отговор, е какво може да се постигне у нас.

Горният слайд представлява нещо като пътна карта със стъпките, които трябва да бъдат изпълнени, за да се стигне до одобряване на механизми за капацитет в България, провеждане на търгове и накрая – подписване на договори със спечелите участници.  

Какви са възможните хипотези и резултати  за България?

Доколко и какви механизми за капацитет е възможно да бъдат въведени за въглищни централи? Ако предположим, че до края на 2019 г. ще са налице, първо, одобрен от ЕК механизъм за капацитети, второ, проведени търгове и трето, подписани договори, то тогава тяхната продължителност няма да е ограничена до 2025 г., тъй като те, на базата на полската поправка, ще се считат за заварени случаи с право на дерогация. Това е първата хипотеза.
Ако процедурата по нотификация предстои или е в начален етап, по-вероятно е да бъдат приложени правилата на новия регламент. В този случай, ако предположим бърз успех при нотификацията и подписани договори до края на тази година, то те биха могли да са максимум до 10-годишни, тъй като това е максималният срок на механизмите за капацитет, които ще бъдат разрешавани по новия регламент. Това е втората хипотеза.


Третата възможност предполага  приключването на всички процедури по нотификация, одобрение, тръжни документации, провеждане на търгове и подписване на договори да стане факт след 1 януари 2020 г. Тогава спечелилите търговете въглищните централи ще могат да получават плащания за предоставен капацитет по правилата на новия регламент, тоест най-късно до средата на 2025 г.

Този вариант все пак ще даде възможност в този преходен период до 2025 г. лигнитните централи да получат финансова стабилизация, а междувременно да се помисли и как пазарът да стане такъв, че за в бъдеще той да поддържа финансовата стабилност на производителите и да привлича инвестиции в необходимите нови мощности.

Има критични оценки на правилото 550, главно защото то дублира до голяма степен  Схемата за търговия с емисии, намесвайки се в нея по един непазарен начин. Оценките на въздействието на това правило водят до извода, че въвеждането му ще доведе  до дестабилизация на схемата за търговия на СО2 емисии по следните причини:  
•    затварянето на въглищните централи по административен път, чрез правилото 550, ще доведе до намаляване на търсенето на квоти на емисии
•    намаленото търсене на емисионни квоти ще предизвика намаляване на цените на емисиите
•    по-ниските цени на емисиите ще доведат до увеличаване на емисиите на другите индустрии, извън енергетиката.

Така че целта за намаляване на въглеродните емисии няма да бъде изпълнена. Същевременно енергийният сектор ще се натовари с 58 млрд. допълнителни енергийни разходи заради това, че работещи централи ще бъдат заместени с нови, по-скъпи, което ще доведе и до оскъпяване на електрическата енергия, до неконкурентоспособност на електроенергетиката в сравнение с другите сектори и до забавяне на електрификацията, която се счита за основно средство за декарбонизация.

Съгласно същите анализи, прилагането на правилото 550 ще доведе до проблеми със сигурността на енергоснабдяването като по-голямата част от въглищните централи ще бъдат подложени на големи сътресения, а новоизградените конвенционални мощности ще бъдат предимно на газ. На тази графика се вижда колко ще се увеличи потреблението на газ в Европа, което ще доведе до увеличаване на зависимостта от природен газ и намаляване на сигурността на европейската енергийна система.

В заключение, дали ще имаме договори за капацитет за 15, 10 години или 5, важно е да се осигурят такива за идващите години. Паралелно с това и не по-малко важно е да продължат усилията по усъвършенстването на националния електроенергиен пазар, обединяването му с другите пазари, създаването на условия за конкуренция.  Това ще позволи да се постигне плавен преход без трусове от пазарен модел с механизми за капацитет към един чист пазарен модел, на който инвеститорите да повярват и който да дава зелена светлина за необходимите за сигурното снабдяване инвестиции в електроенергетиката.