Мартин Георгиев, АТЕБ: Докато съществуват едновременно два пазара - регулиран и свободен, ще има ценови аномалии и ощетени участници
Господин Георгиев, как се отразиха последните промени в Закона за енергетиката на свободния пазар, в частност на ценовите нива на БНЕБ ?
В определени дни през пролетните и някои летни месеци станахме свидетели на екстремно високи стойности на пазар ден напред, като в определени случаи те надхвърлиха регионалните нива. Това заедно с последните промени в ЗЕ, които освободиха вноса и износа от такси, допринесе за увеличаване на брутния импорт и създаде конкурентни условия при предлагането на електроенергия от съседни пазари, вместо да купуват от БНЕБ. Така за много периоди с високи цени на българския пазар, търговци избираха да внесат електроенергия. След отпадане на импортната такса в края на май, има увеличение на брутния внос на електроенергия със 71% спрямо същия период през 2018 г. Трябва да отбележим, че и експортната и импортната такса бяха в противоречие с европейските разпоредби за създаването на единен вътрешен пазар на електроенергия и възпрепятстваха страната ни да влезе в пазарно обединение със съседни пазари. По отношение на експортната такса, все повече цените в България се приближават до тези в региона, което предполага, че наличието на допълнителни такси към тях би възпрепятствало износа и намалило конкурентоспособността на българските производители на Европейския пазар. Отпадането на износната такса спомага именно за увеличаване избора и възможностите пред българските производители за реализация на електроенергията си на регионалния пазар в сравнение с режим на такси, където в крайната цена на електроенергията за износ таксата съставляваше 10%-15%. При сегашните промени тази стойност остава при производителите, докато преди Електроенергийния системен оператор (ЕСО) събираше експортната добавка.
Друга съществена промяна, беше излизането на производители от ВЕИ и ВЕКП с инсталирана мощност равна и над 1 MW на свободния пазар. Очакванията на някои пазарни участници бяха това „ново“ предлагане да окаже натиск върху цените на борсата и те да тръгнат в посока надолу. До преди влизане в сила на измененията, електроенергията от тези производители покриваше нуждите на регулирания пазар. След тяхното задължително излизане на свободен пазар, създаденият „недостиг“ за регулирания пазар, беше заместен с предлагане от АЕЦ Козлодуй. По този начин 1 100 000 MWh електроенергия с прогнозируем производствен профил от АЕЦ Козлодуй беше заменена с по-скъпа електроенергия от ВЕИ и ВЕКП с променлив профил. Ефектите тепърва ще се проявяват предвид, че крайният срок този вид производители да излязат на свободния пазар е 1 октомври 2019 г. Все пак това е правилна стъпка към пълната либерализация на пазара при предлагането. От друга страна през последната година въпреки тези усилия се наблюдава обратна тенденция при търсенето, масово връщане на потребители на ниско напрежение към регулирания пазар.
Какво е специфичното за българския пазар, в частност за търговията на БНЕБ ?
Българският и Румънският пазар са уникални за Европа. Само на тях има задължителна търговия минаваща през борсата. В България БНЕБ е монополна платформа, през която минава почти цялата търгувана електроенергия за свободен пазар. В същото време БНЕБ сама определя своите правила, тарифи и договори, които са задължителни за всички компании опериращи на пазара. С новите предложения за промени в ЗЕ от септември 2019, са заложени текстове, които да регламентират ролята на КЕВР като институция, която да одобрява правилата на борсата. По този начин правилата ще бъдат подлагани на обществено обсъждане и пазарните участници ще имат възможност да отправят своите коментари и препоръки по тях. Това е един добър вариант, за да се гарантира, че правилата на БНЕБ ще бъдат справедливи и ще се изчистят спорните моменти в тях.
Специфичното за българската борса е, че няма стандартизация на продуктите. Това е така, защото в България е невъзможна двустранна търговия (OTC) между производители и търговци извън борсата. Затова се налага на борсовата платформа за двустранни договори да се предлагат и нестандартни продукти – продукти с отклонения и различни срокове на доставка. Именно това е причината в последните месеци да наблюдаваме сделки със „странни профили“ на доставка от -100% до +400%. Те отговарят на производители от ВЕИ, които освен с използването на такива варианти няма как да продадат електроенергията си на дългосрочна база при фиксирана цена. Подобни сделки са характерни само за нашата борса. В развитите пазари има възможност за сключване на двустранни договори извън борсата, където се сключват сделките с отклонения и нестандартни периоди на доставка. При такъв вариант на борсата се предлагат единствено стандартизирани продукти – базов товар, пиков товар, офпик с доставка ден, седмица, месец, тримесечие, половин година, година и повече.
Друго характерно за нашата борса са високите такси и обезпечения за участие. Ако ги сравняваме с Румъния, където също имаме задължителна търговия, таксите за изтъргуван мегаватчас в България са от 2.5 до 4 пъти по-високи, а таксите за участие и годишната такса над 10 пъти по-високи.
Финансовата страна по сделките се управлява от самата борса, като за това не се използва клирингова къща. Вече на два пъти ставаме свидетели на случаи, когато стойността на закупуваната електроенергия надхвърля предоставените гаранционни обезпечения. По-известният случай е от октомври 2018, когато компанията Енерджи Пауър натрупва задължение към БНЕБ в размер на над 7.5 милиона лв.
Освен вече споменатите специфики, българският пазар и в частност търговията на БНЕБ е изключителна зависима от предлагането. В периоди с намалено предлагане на електроенергия на достъпни цени, ставаме свидетели на екстремни стойности постигани на Пазар ден напред. През последните години такива периоди са зимните месеци и плановите годишни ремонти на блоковете на АЕЦ Козлодуй. Голямата волатилност на спот пазара (пазар ден напред на БНЕБ), също е фактор, който трябва да отбележим. Една от причините за нея е намаленото предлагане на дългосрочни продукти. През ПДН минава голяма част от предлагането, съответно и търсенето. Все по-малко са оферираните количества от централите на дългосрочна база с фиксирани цени, което създава напрежение на пазара, тъй като много търговци са принудени да закупуват необходимите им количества от ПДН, където цените са непредвидими и волатилни.
Наскоро в парламента бяха обсъждани и нови изменения в енергийния закон, които предвиждаха две важни поправки - възможността балансиращите групи да се обединяват с общ финансов сетълмент, както и изискване производители от ВЕИ и ВЕКП над 1 MW да продават единствено на платформите на БНЕБ „Пазар Ден напред“ и „Пазар в рамките на деня“. Обещано бе те да бъдат оттеглени, но това не означава, че няма отново да станат актуални при по-нататъшни изменения. Как биха се отразили на един постепенно либерализиращ се пазар, като българския ?
Двете предложения бяха спорни като ефект и според мнозинството от пазарни участници щяха да доведат до повишение на цените за крайните клиенти и увеличаване на волатилността. Радваме се, че Законодателя в лицето на Председателя на енергийната комисия в парламента взе предвид становищата на пазарните участници и оттегли предложените промени. Обединяването на балансиращите групи е от изключително значение, защото спомогна за намаляване на разходите за балансиране на крайни клиенти и производители. Това се постига, тъй като ефективно се нетират небалансите на различни потребители и производители в тези обединения, което води до намаляване на общия небаланс на групата. Крайният резултат е реализиране на спестявания и намаляване на разхода за балансиране.
От друга страна ограничаването на ВЕИ и ВЕКП щеше да внесе финансова нестабилност за компаниите, защото дружествата нямаше да могат да си осигурят дългосрочно средства за работата си. Само на платформата за двустранни договори може да бъде фиксирана цена и количество за дълъг период от време. Това е в полза и на продавачи и на купувачи, както и на пазара. Закупените количества по двустранни договори не участват на пазар ден напред и нямат отношение към волатилността на цените, напротив те предоставят ценова стабилност и предвидимост. Цялостното изкарване на предлагането от ВЕИ на платформата Ден напред щеше да увеличи дните с драстични ценови разлики, заради променливия характер на производството от ВЕИ, което е силно зависимо от метеорологичните условия.
Двете предложения нямаше да доведат до стабилизиране на пазара, а до точно обратното. Те могат да се разглеждат като крачка назад към допълнителна регулация и ограничения в разрез с пълната либерализация на електроенергийния пазар. За устойчив пазар трябва да имаме, предвид, че успешните бизнес модели и за производители, и за купувачи се изграждат с гарантирани цени и количества на дългосрочна база, а не спрямо пазар Ден напред, където цените са непредвидими и волатилни. За да имаме стабилност и предвидими цени, търговията трябва бъде ориентирана към дългосрочно предлагане, а сегментите Ден напред и В рамките на деня (ПРД) да се използват само за оптимизация и намаляване на небалансите.
Как се отразява на пазара настоящата формула за цената за балансиране ?
В крайната цена на електроенергията разходите за балансиране са съществено перо достигащо до 10% от стойността на месечните фактури. Цените на балансираща енергия за недостиг са най-високи и се определят с коефициент 2.5 по средно-дневната цена на борсата. В също време цената за излишък е изключително ниска и обичайно е а в границите от 0 до 30 лв./MWh. В последните месеци наблюдаваме тенденция, че при увеличение на борсовите цени се покачва и цената за недостиг, докато тази за излишък остава непроменена вместо също да се повишава. Увеличаване на разликата между цените за недостиг и излишък повишава разходите за балансиране, при недостиг се заплаща висока цена, а при излишък, енергията се изкупува на константно ниска цена.
Една от причините е завишеният коефициент 2.5, по който се умножава средно-дневната цена на борсата, за да получим пределните цени на доставчиците на балансираща енергия покриващи недостига. В развитите пазари цените за недостиг са обвързани с почасовите цени на борсата, а не със средно-дневните, което позволява съществено намаляване на коефициента от 2.5 пъти до само няколко процента над борсовата цена за часа. По този начин значително се понижават разходите за балансиране на крайните клиентите, които са в недостиг и в същото време се гарантира, че цената на балансиращата електроенергия винаги ще е по-висока от борсовата, т.е. няма да е възможен арбитраж между борсовия и балансиращия пазар. Добрите практики предполагат обвързване и на цените за излишък с почасовите борсови цени. Смисълът е двете цени да са еднакво отдалечени от цената на спот пазара, за да се стимулира точно прогнозиране от страна на търговските участници. При такъв модел разходите за балансиране намаляват и се постигат справедливи цени на балансираща енергия.
Съществени скокове в цените на балансиращата енергия наблюдаваме през зимните месеци, особено в периодите, когато се активира студен резерв. Той също влиза във формулата, по която се изчисляват цените. Ставали сме свидетели на случаи, когато бива активиран повече студен резерв от необходимото, което води до драстичен ръст на цените за недостиг. Удачно е такива непредвидими, стресови за пазара ситуации да се избягват, което може да стане само ако студеният резерв бъде изваден от формулата, по която се определят балансиращите цени.
Все още сме свидетели на висока волативност на цените на БНЕБ. Кои са факторите, при които тя може да остане в миналото ?
Високата волатилност на цените е един от основните фактори будещи притеснение сред пазарните участници. Волатилността се изразява в големи ценови промени в последователни дни и часове. За това допринася моделът на работа на свободния пазар, включващ задължително участие на борсата на мрежовите оператори и на производителите от ВЕИ и ВЕКП с инсталирана мощност равна или по-голяма от 1 MW. За производителите от ВЕИ и ВЕКП е от съществено значение да реализират цялото си произведено количество, за да получат дължимите премии от фонд „Сигурност на електроенергийната система“, които премии в повечето случаи значително надхвърлят пазарната цена на електроенергията. От друга страна мрежовите оператори – ЕРП-тата и ЕСО трябва задължително да закупуват цялото количество електроенергия за технологични загуби, за да могат да обезпечат правилното функциониране на електроенергийната система. В резултат на това, на борсата се подават ниски ценови оферти за продажба от ВЕИ и ВЕКП, които имат стимул да продадат, за да за да спазят закона и да получат премиите си и много високи ценови оферти от мрежовите оператори, които също за да спазят закона трябва задължително да закупят необходимите им количества за покриване на технологични загуби. По този начин на пазар ден напред (ПДН) на БНЕБ се регистрират голям дял оферти, които са ценово нечувствителни и изместват останалите подадени оферти.
Срещано явление на пазара на едро е недостатъчното предлагане на електроенергия, както по отношение на дългосрочните договори (месечни, тримесечни, годишни и т.н.) така и по отношение на ден напред количества търгувани на БНЕБ. Активното предлагане на „срочни договори“ от централите е задължително условие за успешен портфолио мениджмънт от страна на търговците на електроенергия и за предлагането на стабилни и предвидими цени на крайните стопански потребители в България. Търговецът на ток се стреми да закупи срочни договори за базов товар и пиков товар, които в съвкупност да са възможно най-близо до товара на агрегираните договори за продажба. По този начин той ще може да определи фиксирана дългосрочна цена на своите клиенти и да ги предпази от нестабилността на пазара ден напред. Това, което се случва в последните години е липса на предлагане на пиков товар, като единствения начин за покупка на пиковата енергия остава спот пазарът и ПРД, където цените са изключително непредвидими.
За намаляване на волатилността на борсата трябва да се осигури достатъчно предлагане на дългосрочна база така че търговци и мрежови оператори да могат да закупят основна част от необходимите им количества по дълги договори и да използват ПДН и ПРД само за оптимизация и покриване на част от дневните си нужди. При отваряне на двустранната търговия извън борсата, ВЕИ производителите ще имат повече възможности да реализират производството си на дългосрочна база и няма да допринасят съществено за волатилността на цените на ПДН.
Обикновено по време на дискусии за свободния пазар, най-често за ценовите нива биват набеждавани търговците на електроенергия. Защо ?
Обяснявам си факта с това, че търговците са тези, които имат връзка с крайните клиенти и им предоставят ценовите оферти. Тук трябва да имаме предвид, че макар да изглежда, че търговците определят цената, те реално предоставят цена на база на покупките си от пазара на едро, където цените се влияят от много фактори – цени на въглища, газ, квоти за СО2, метерологични условия, търсене и предлагане в България и на регионалните пазари и др.
Генерално търговците работят с много малък марж на печалба от порядъка на 1% до 2%. Именно поради тази причина при ръста на цените на електроенергията започнал още в края на 2017 търговците бяха тези, които в най-голяма степен понесоха удара. За период от 2 години над 17 търговеца фалираха или се оттеглиха от пазара, като става дума за големи и средни български и международни компании. За 2017 г. финансовите резултати на 10те водещи търговеца бяха минус 60 млн. лева, като ситуацията през 2018 е сходна. Постепенно, поради липса на дългосрочни покупки, много от търговците започнаха да прехвърлят риска от покупки на БНЕБ към своите крайни клиенти. Такива действия са провокирани от безизходицата на търговците да си осигурят дългосрочни покупки на фиксирани цени.
Какво влияние да очакваме от обединяването с Румъния при „пазар в рамките на деня“?
Към момента на ПРД се дневно се търгуват най-често между 100 и 200 MWh и като цяло ликвидността е ниска. Пазарното обединение реално няма да бъде само а Румъния, а реално през Румъния с почти цяла Европа – общо 21 държави. Това, което можем да очакваме е увеличаване на търгуваните количества на ПРД, защото участниците на българския пазар ще имат достъп до участници в много по-голям пазар и от една страна ще има повече търсене, а от друга повече предлагане.
По-голямо влияние, все пак считаме че ще окажат обединенията на пазарите ден напред. Очакваме този тип обединения да засили конкуренцията между производителите в България и съседните страни, да постави таван на цените така че да не надхвърлят значително регионалните и да улесни вноса и износа чрез увеличаване на наличните търговски трансгранични права за пренос.
Каква е прогнозата ви за развитието на процеса на либерализация и как ще се отрази това на търговците на електроенергия, на крайните потребители, чийто профил ще се промени, съответно на индустрията и изобщо на пазара като цяло ?
Към момента не виждаме инициатива от страна на законодателя и институциите към пълна либерализация на електроенергийния пазар. Очакванията ни са този процес да завърши до 2 години. Докато съществуват едновременно двата пазара - регулиран и свободен ще се наблюдават ценови аномалии и ще има ощетени участници. Поради по-ниските цени на регулирания пазар масово през последната година клиенти на ниско напрежение се връщат на регулиран пазар. Само за декември и януари над 15 000 клиента преминаха отново към регулирания пазар.
Всякакви мерки за поетапна либерализация и стабилизиране до известна степен изкривяват пазара. За да имаме един работещ пазар е необходимо премахването на регулирания сегмент. Считам, че това ще доведе до:
прекратяване на крос-субсидирането между свободен и регулиран пазар;
достигане до справедлива цена за битови и индустриални консуматори;
прекратяване на преференциалното третиране на клиенти и доставчици на регулиран пазар;
определяне на цени изцяло на пазарен принцип;
създаване на конкурентен пазар по европейски модел.