Красимир Живачки, АТЕБ: Вероятността следващите 2 години високите цени да доминират е голяма. Добре е бизнесът да се подготви

Дори при ценовата защита от държавата срещу високите цени на електроенергията за повече небитовите потребители е рентабилно да инвестират в мерки за подобряване на енергийната ефективност и ВЕИ проекти за собствена консумация

Енергетика / Анализи / Интервюта
Маринела Арабаджиева
699
Красимир Живачки, АТЕБ: Вероятността следващите 2 години високите цени да доминират е голяма. Добре е бизнесът да се подготви

През последните два месеца в България се наблюдава осезаем спад на потреблението, продиктуван, както от високите цени през юли, август и септември, така и от влошаващата се икономическа обстановка. Това обясни в интервю за dir.bg и 3e-news.net Красимир Живачки, изпълнителен секретар на Асоциацията на търговците на електроенергия в България (АТЕБ).  Според него инвестирането във ВЕИ за собствено потребление и енергийна ефективност е рентабилно, предвид факта, че дори и при държавна подкрепа цените на електроенергията се оказват непоносилни за някои бизнеси. Небитовите потребители, бизнесът трябва да се подготви, защото вероятността през следващите 2 години високите цени да доминират пазарите е голяма, смята експертът.

 Господин Живачки, след кратък период на спад, цените на електроенергията в Европа отново се връщат към по-високи нива. Какво се случва на електроенергийния пазар ?

На електроенергийния пазар започваме да наблюдаваме нормалното за сезона повишение на цените. Със спада на температурите за по-продължителен период започна и увеличението на потреблението. Това е валидно, както за България така и за останалите Европейски държави. За пример у нас върховият товар на системата се движеше на нива от около 5000 MW, докато прогнозите на ЕСО за края на месеца са той да достигне до близо 6000 MW.

Как да си обясним разликата в ценовите нива между пазарите на Западна Европа и тези на Югоизточна Европа ? В тази връзка бихте ли обяснил значението и влиянието на т.нар. „тесни места“ върху цените ?

Тази разлика е продиктувана от няколко фактора. Добрата метеорологична обстановка в Западна Европа със сравнително високи температури за сезона в комбинация с високо производство от вятърни електроцентрали и връщане на редица производствени мощности в експлоатация след завършени ремонтни програми допринасят за това цените да са по-ниски в сравнение с региона на Централна и Югоизточна Европа, където попада България. Западна Европа е свързана с държави с евтино производство на електроенергия като Полша, Норвегия, Швеция и Дания (в периодите с високо производство от вятър). Осезаемо е и намаленото търсене на електроенергия на пазарите в Западна Европа поради ограничаването или дори напълно спиране на потреблението от различни индустриални и комерсиални консуматори.

У нас времето също оказа благоприятно въздействие на цените, затова и през октомври цената беше над 2 пъти по-ниска от тази през месец август и то при 6-ти блок на АЕЦ „Козлодуй“ в планов годишен ремонт. За разлика от Западна Европа, нашият регион е заобиколен от силно дефицитни държава, тоест традиционни вносители – такива са Гърция, Сърбия, Северна Македония, Унгария, а в последно време и Румъния особено след проблемите с доставките на електроенергия от Украйна за Молдова и Румъния, продиктувани от военните действия. Най-просто казано търсенето на електроенергия в съседните на нас пазари допринася за ръста на цената и в България. Имаме значително увеличен експортен капацитет в рамките на пазарното обединение „Ден напред“, като за Гърция той е над 700 MW, а за Румъния над 1800 MW. Редно е обаче да отбележим, че в определени дни и часове най-вече обедно-следобедните имаме внос. Той идва, както от Гърция така и от Румъния, когато производството от ВЕИ в тези държави е високо.

Трябва ли българската икономика да се подготви за по-високи ценови нива ?

С последните действия на Народното събрание се гарантира просто казано един „таван“ на цената (въпреки че това не е много точно определение, затова го поставям в кавички) от 200 лв./MWh за цялата 2023 г. Този „таван“ ще важи за всички потребители, като за големите индустриални има известни изисквания, които обаче по всяка вероятност ще отпаднат и те ще могат напълно да се възползват от фиксирания „таван“.

Подобен „таван“ за последните 6 месеца на 2022 г. беше 250 лв./MWh. За някои бизнеси обаче дори и тази цена се оказа непосилна и те силно ограничиха или дори спряха потреблението си на електроенергия. Вследствие, за последните два месеца в България, наблюдавахме осезаем спад на потреблението, продиктуван както от високите цени през юли, август и септември така и от влошаващата се икономическа обстановка.

Дори при ценовата защита предоставена от държавата срещу високите цени на електроенергията за мнозинството от небитовите потребители е рентабилно да инвестират в мерки за подобряване на енергийната ефективност и ВЕИ проекти за собствена консумация. Така че според мен отговорът е, да, бизнесът трябва да се подготви, защото вероятността следващите 2 години високите цени да доминират пазарите е висока.

Господин Живачки, след намаляване на търсенето на газ с 15 %, Европейската комисия препоръча и намаляване на търсенето на електроенергия, както и намаляване на потреблението в пиковите часове. Как трябва да се разчете това и какво означава за българската икономика ?

Към момента не означава нищо за българската икономика, защото подобна мярка не е предвидено да се прилага в България. Аз лично не виждам воля за взимане на подобно решение, което с голяма вероятност би ощетило някои от небитовите потребители  на електроенергия.

Как се отразява искането на ЕС за справяне с високите цени на електроенергията на търговците, предвид факта, че вие сте важна част от веригата на доставки ?

За момента притесненията на всички пазарни участници - производители, крайни клиенти, мрежови оператори и търговци на електроенергия е как ще се приложи Регламента (ЕС) 2022/1854 относно спешна намеса за справяне с високите цени на енергията. За жалост вече имаме негативен пример от Румъния, където са обложени търговците на електроенергия и газ, което доведе до множество неблагоприятни последици за румънския пазар. Редица от членовете на АТЕБ, активни на този пазар са преустановили дейност там, търговци се отказват от клиентите си, не са осъществявани дългосрочни сделки от септември насам, търгуваните количествата на спот пазара са намалели осезаемо и множество други последствия, които имат не само национално, но и регионално отражение.

Разполагате ли с ясни сигнали или данни за връщане на клиенти на търговците към Доставчик от последна инстанция (ДПИ) или към регулиран пазар ? Поставям този въпрос, защото разбрах, че има „вратички“, от които се възползват микрофирми.

Не съм запознат с подобни „вратички“, но е факт, че има случаи, в които малки бизнеси сменят типа абонат от небитов на битов и по този начин се възползват от по-изгодните цени на регулиран пазар.

По отношение на Доставчиците от последна инстанция (ДПИ) има наистина такава тенденция редица клиенти да предпочетат ДПИ пред търговец на електроенергия. ДПИ, както подсказва името са „резервен“ доставчик, който трябва да осигурява снабдяването на клиентите в крайни случаи. Те следва да снабдяват с електроенергия клиенти, които не са избрали друг доставчик или избраният доставчик не извършва доставка по независещи от клиента причини. Затова и цената на ДПИ трябва да е най-висока в сравнение с останалите доставчици (търговци) на свободен пазар, за да стимулира клиентите по-бързо да си изберат нов доставчик с по-добри условия. На практика от февруари месец насам това не е така и в много случаи ДПИ е най-изгодният доставчик. Ниските цени на ДПИ са провокирани от аномалиите в цените на балансиращ пазар и по-точно цени за недостиг по-ниски от борсовите. Както знаете във формулата, определяща крайната цена на ДПИ, влизат именно цените за недостиг.

Има ли индикации от членовете на АТЕБ за промяна в търсенето на електроенергия, например заради използване на собствени ВЕИ източници, или засилване на мерки за енергийна ефективност ?

Факт е, че както по-рано споменах, наблюдавахме 2 месеца с по-ниско потребление от очакването. Отдавам това на комбинация от фактори - от една страна на високите цени на електроенергията, но от друга на реализираните ВЕИ проекти за собствено потребление. Енергийната ефективност също играе роля, но там очаквам резултатът да е по-видим през зимните месеци.

Как се отразява влизането в сила на 15-минутния сетълмент ?

Въпросът може да се разгледа от гледната точка на Електроенергийния системен оператор (ЕСО) и от гледната точка на координаторите на балансиращи групи. При ЕСО има значително намаляване на сетълмент периодите, в които се включват балансиращи мощности, действащи в двете посоки. Преди през 97% от времето имаше такива периоди. Сега този процент пада до 25.5%. Като една от основните причини според мен е просто самото скъсяване на периода на сетълмент от 1 час на 15 мин., а не дейности свързани с подобряване управлението на системата. Резултатите за независимия преносен оператор са добри и от тук насетне ЕСО може да си позволи да мисли в посока въвеждане на методика за единна цена за небаланс, с което ще изпълним европейските регламенти (Регламент (ЕС) 2017/2195) и обещаното в Плана за възстановяване и устойчивост.

При координаторите резултатите са бих казал поносими. Има обаче увеличение в абсолютните количества на излишъка и недостига, като при различните координатори варират в границите между 10 и 20%. Ефектът е леко увеличение на разходите за балансиране. Всичко до тук трябва да се вземе под внимание, тъй като при повишаване на цените, съответно ще се повишат и разходите за балансиране, което крие опасности. Затова е важно преди да бъде въведена новата методика за единната цена да се даде време от няколко месеца пазарните участници да „свикнат“ с 15-минутния сетълмент и ако е необходимо да се изчистят някои технически въпроси.

Имате ли все още затруднения по схемата за предоставяне на компенсации за бизнеса ? 

Благодарение на усилията на търговците, Министерство на енергетиката и най-вече на фонд Сигурност на електроенергийната система нещата вървят гладко. Проблемът е в самата схема, която изначално създава ликвидни проблеми за доставчиците. Плащанията по схемата към търговците например за първия ден от месеца идват над 45 дни след като търговецът първоначално е закупил (платил) електроенергията. Ликвидните проблеми се изострят, когато имаме съществени покачвания и достигаме екстремни цени, както беше през август и септември.

Схемата продължава да крие рискове за доставчиците, затова намирам за удачно да се мисли в посока на осигуряване на ликвидност под формата на нисколихвени заеми, кредитни линии и други форми на финансиране за търговците (Напр. програми на министерство на финансите, Българска банка за развитие и др.), в случай че пазарът отново тръгне рязко нагоре. Разбира се това няма да е схема за раздаване на пари, както е за бизнес консуматорите, а форма на заем, който да покрива нуждите на търговците от оборотни средства. Подобен механизъм определено ще осигури спокойствие на пазара, а и вече имаме такива примери от други европейски държави.

Текстът е публикуван първо в dir.bg

Ключови думи към статията:

Коментари

Още от Анализи / Интервюта:

Предишна
Следваща