Цени на електрическата енергия в условията на либерализиращ пазар: гледната точка на регулаторната институция



Дата16.11.2017
Размер353.97 Kb.
Размер353.97 Kb.


Проф.дтн.инж.Константин Шушулов – Председател на ДКЕВР

Доц.д-р инж.Валевнтин Кирчев – Зам.Председател на ДКЕВР

Доц.д-р инж.Валентин Колев – ТУ-София

Д-р инж.Стефчо Начев – ДКЕВР

Ик.маг.Катя Истаткова

  • Характеристики на свободния и на регулирания дял на продажбите на електрическа енергия в страната

    • Количества търгувани на свободния пазар/количества, продавани на регулирания пазар;

    • профил на потребителите и на доставчиците за регулирания и за свободния сегмент.

Основната дейност на ЕСО ЕАД е управление на ЕЕС. За дейността на дружеството е издадена лицензия с Решение № Р-052 от 28.12.2006 г. на Държавната комисия за енергийно и водно регулиране /ДКЕВР/ за срок от 35 години.

Основните функции на ЕСО ЕАД са:

1. Оперативно управление на електроенергийната система (ЕЕС)

2. Администриране пазара на електрическа енергия

3. Експлоатация и поддръжка на електропреносната мрежа, съгласно договор с НЕК ЕАД.



Електроенергиен баланс за 2007 г.


Потребление в страната, TWh

38,559

Износ, TWh

4,534

Производство АЕЦ, TWh

14,641

Производство ТЕЦ, TWh

25,304

Производство ВЕЦ, TWh

3,148

Общо производство, TWh

43,093

Общо пр







Пазар на електрическа енергия

ЕСО ЕАД администрира сделките с електрическа енергия, които се сключват по регулирани и свободно договорени цени и организира пазар на балансираща енергия в съответствие с Правилата за търговия с електрическа енергия. Пазарът на електрическа енергия през 2007 г. отчита близо 100% ръст спрямо 2006 г. по отношение на включване на нови търговски участници - потребители и търговци на електрическа енергия, както и значително увеличение броя на сделките на лицензирани търговци.

Общото количество енергия, търгувано по свободно договорени цени през 2007 г., е 7 304 886 MWh, спрямо 4 140 556 MWh през 2006 г. GWh3 GWh.



      • Търговски участници за 2008 г.





Пазар на права за ползване на ограничена преносна способност

ЕСО ЕАД спазва изискванията на Регламент №1228/2003 на Европейския съюз, изискващ прилагането на пазарни подходи при управление на претоварванията, публикуването на разполагаемите преносни способности (капацитети) и разпределението им на годишна, месечна, седмична и дневна база по прозрачен и недискриминационен начин.

ЕСО ЕАД разработи “Правила за разделяне на пропускателна способност по междусистемните сечения в контролната зона на ЕСО ЕАД и съседните му контролни зони (Правилата)“. Те са съгласувани от ДКЕВР и се прилагат от м. октомври 2007г.

Търговия с електрическа енерегия


        • Търговия чрез графици по двустранни договори

Общото количество ЕЕ за 2008 г. и по месеци е показано в долните Таблици.





Долната Таблица и графика показват разпределението на общото количество ЕЕ между независимите производители, потребителите, сменили доставчика на ЕЕ и търговците на ЕЕ, съгласно регистрираните графици за доставка и влезлите в сила договори под условие.





Закупената ЕЕ по графици за 2008 г. е в размер на 56 559 MWh от 71 потребители. На долната Таблица са показани търговците на ЕЕ.







Пазар на балансираща електрическа енергия

Енергийните небаланси на търговските участници през 2007 г. показват тенденция към намаляване, независимо от запазването на дългия период на прогнозиране (до 10 дни) и липсата на реални възможности за покупка и продажба на енергия близо до реалния ден на доставка. Енергията за покриване на енергийния недостиг през 2007 г. е 98 781 MWh и представлява 2.7 % от регистрираните графици до краен потребител, а енергията за покриване на енергийния излишък – 174 417 MWh и представлява 4.8 % от регистрираните графици. ЕСО ЕАД определя за всеки период на сетълмент две цени на балансираща енергия:





      • Пазар на балансираща ЕЕ за 2008 г.











Участие на НЕК ЕАД (Обществен доставчик) на пазара на балансиращата ЕЕ.





Един от основните проблеми на модела на българския енергиен пазар е липсата на адекватен балансиращ механизъм. Невъзможността на клиентите ВН да променят графиците, както и да прехвърлят отговорността за балансиране на техния търговец съчетано с високите цени на балансиращата енергия затрудняват значително участието им на свободния пазар.

Следващата графика представя изменението на цените на балансиращата енергия през 2008г.:

От графиката се вижда рязкото увеличение на цените на балансиращата енергия за недостиг на 01.07.2008г. от 76 лв./мвч до 191 лв./мвч или близо 150%, както и последващото увеличение на 01.01.2009 от 191 лв./мвч до 263 лв./мвч. Това доведе до огромни разходи на клиентите ВН за балансираща енергия, защото се увеличи в пъти разликата между пазарната цена и цената за недостиг. За да избегнат от състоянието, в което им се налага да купуват скъпа балансираща енергия, потребителите на свободния пазар прибягнаха до варианта да заявяват допълнителни количества цел регистриране само на излишък. Резултатът от скъпите цени за недостиг доведе до генериране на изкуствен излишък от порядъка на 15-20%, защото фирмите купуваха в повече знаейки, че няма да вложат тази енергия в производството, с цел да не излязат на недостиг.



За да се реши този проблем с балансиращата енергия е необходима промяна в балансиращия механизъм заложен в ПТЕЕ и въвеждането на цени, които реално отразяват разходите на ЕСО ЕАД за активиране на балансиращи източници. Такива са големите водни централи на НЕК ЕАД и някои от термичните централи в България участващи във вторичното регулиране на системата. В момента в работната група в ДКЕВР се обсъжда промяната на този механизъм.

Според мнението на повечето търговски участници цената за недостиг трябва да е от порядъка на 100-120 лв./мвч, което ще бъде на равно отстоянием, както цената за излишък в момента – 40 лв./мвч. Тази промяна ще позволи на участниците да изготвят реални графици спрямо производствения режим на предприятията, и неутрални графици спрямо цените на балансиращата енергия. Така ще се оптимизират разходите за енергия и ще се позволи по нататъшното развитие на свободния пазар.

Пазар на „студен резерв” и допълнителни услуги

За гарантиране сигурността на снабдяването с електрическа енергия ЕСО ЕАД закупува „студен резерв” от производители на електрическа енергия под формата на разполагаемост на енергийни агрегати. Общата закупена разполагаемост за „студен резерв” възлиза на 9 563 628 MW*h/год., като годишните разходи са на стойност 158 172 хил.лв.



За гарантиране сигурната работа на ЕЕС ЕСО ЕАД сключва договори за допълнителни услуги с производители на електрическа енергия по свободно договорени цени. Общата закупена разполагаемост за допълнителни услуги възлиза на 1 013 797 MW*h/год., като годишните разходи са на стойност 9 063 хил.лв.





Търговия с ЕЕ, осъществявана от НЕК ЕАД









  • Методи за определяне на регулираните цени на електрическата енергия за защитените групи потребители – доколко и как тези методи създават стимули за ефективност

Образуване на цените,ценообразуващи елементи и методи на ценово регулиране.

Изпълнението на правомощията на комисията при ценовото регулиране е свързано, от една страна, с осигуряване на икономически обосновани необходими приходи в цялата икономическа система за производство, пренос, разпределение и доставка на електрическа енергия и от друга, с осигуряването на равнопоставеност между регулираните предприятия, съчетана с балансиране на интересите между тях и потребителите. Образуването на крайните цени на потребителите на електрическа енергия преминава през веригата от производството до снабдяване с електрическа енергия. Обект на ценово регулиране по тази веригата до краен потребител са всички цени:

- на производителите на електрическа енергия;

- по които Обществения доставчик продава електрическа енергия на крайните снабдители

- по които Обществения доставчик продава електрическа енергия на електроразпределителните дружества за покриване на технологичните разходи по преноса през електроразпределителните мрежи

- за пренос на електрическа енергия през електропреносната мрежа

- за достъп до електропреносната мрежа;

- по които електроразпределителните дружества пренасяр електрическа енергия електроразпределителните мрежи на СН и НН до всички потребители и за достъп до електроразпределителните мрежи

- по които крайните снабдители продават енергия на битови потребители и предприятия с по-малко от 50 души нает персонал и с годишен оборот 19,5 млн. лева.

В съответствие с чл. 4 от Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия (Наредбата) комиситя прилага следните основни методи на ценово регулиране; „ норма на възвръщаемост на капитала“ и „регулиране чрез стимули.”

При утвърждаване на цените на производителите на електрическа енергия, на “НЕК” ЕАД и “ЕСО” ЕАД се прилага метода на регулиране “норма на възвръщаемост на капитала“. При този метод комисията утвърждава цени и наблюдава текущо фактическите стойности на необходимите приходи на енергийното предприятие и техните компоненти, като регулаторния период е не по кратък от една година.

В съответствие с изискванията на параграф 4 от Преходните и заключителните разпоредби при утвърждаване на цените на електроразпределителните предприятия и на крайните снабдители с електрическа енергия ДКЕВР прилага метод на регулиране чрез стимули, („горна граница на приходите”) при което регулаторния период е от две до пет години. При този метод комисията утвърждава необходими приходи на енергийното предприятие за първата година от регулаторния период и ги изменя в края на всяка година от регулаторния период с инфлационен индекс, намален с коефициента за подобряване на ефективността на енергийното предприятие и с разлики между прогнозни и действителни показатели за предишни ценови периоди, като промени в продажбите на електрическа енергия, брой на потребителите, разходи за закупена електрическа енергия.

От 01.07.2008 г. започна втория регулаторен период с продължителност от пет години. Въз основа на одобрените прогнозни необходими приходи на електроразпределителните и електроснабдителните дружества са утвърдени от 01.07.2008 г. цени на електрическата енергия за първия ценови период от петгодишния регулаторен период по групи потребители и тарифна структура.

Независимо от прилагания метод на регулиране, първото и задължително условие на комисията е да установи икономически обоснованото ниво на необходимите приходи на дружеството, чиито елементи са разходите и сумата на възвръщаемостта за прогнозния период. Преценката на комисията за икономически обоснованото ниво на подлежащите за утвърждаване разходи и възвръщаемост за прогнозния период се основава на изводите от всички направени анализи за постигнатите отчетни резултати от прилагането на цените и от документалната обоснованост на предложенията на дружествата.

Необходимите годишни приходи за съответната дейност по лицензията включват разходи, подлежащи на утвърждаване от комисията и възвращаемостта на инвестирания капитал и се изчисляват по формулата, посочена в чл. 10 от НРЦЕЕ както следва:

НП = Р + (РБА*НВ),

където :

НП - са необходимите годишни приходи , лв.;

Р - са признатите годишни разходи за дейността по лицензията;

РБА - е регулаторната база за активите ;

НВ - е нормата на възвращаемост на капитала за регулаторния

период (среднопретеглена норма на възвръщаемост на капитала) преди данъчно облагане.

За целите на регулирането разходите са разделени на : условно-постоянни и променливи. Условно-постоянните разходи са тези, които не се влияят от промените в обема на произведената и/или пренесена енергия и не зависят от продажбите /заплати, ремонти и др./ и общия им размер до голяма степен зависи от управленските решения. Променливите разходи включват разходите за закупуване на електрическа енергия и разполагаемост от производителите като зависят от необходимите количества за продажба на обществените снабдители, респективно на крайните потребители, както и разходите необходими за осигуряване на сигурност на електроенергийната система. Техният размер зависи от обема на производството, преноса, разпределението, снабдяването.

Регулаторната база на активите (РБА), пряко свързани с лицензионната дейност, е признатата стойност на активите, върху която енергийното предприятие получава възвръщаемост от вложения капитал и се изчислява по формулата, посочена в чл. 14 от НРЦЕЕ, както следва:

РБА = А – Ф - Ам + ОК + Иср ,

РБА е регулаторната база за активите ;

А - призната стойност на активите, които се използуват и имат полезен живот, лв.;

Ф - стойност на активите, придобити чрез финансирания, лв.;

Ам - натрупана амортизация за изтеклия период на използуване на активите, обслужващи лицензираната дейност, лв.;

ОК - необходим оборотен капитал, лв.;

И ср. – прогнозен среден комулативен номинален размер на нетните инвестиции, одобрени от комисията, които ще бъдат извършени през регулаторния период, лв. (Този елемент на формулата се прилага само при регулиране чрез метода “горна граница на приходи”).

Видно от тази формула от регулаторната база на активите се изважда стойността на активите, които са придобити чрез финансирания (Ф), каквито са активите, финансирани чрез цената за присъединяване, заплащана от производителите. Поради това, че тези активи не се включват в регулаторната база на активите, съответно в необходимите годишни приходи, преносното, съответно разпределителното предприятие, не получават възвръщаемост от тях.

Предвид горното, стойността на изградените активи за присъединяване не се включва в ценообразуващите елементи и не оказва влияние върху цената на електрическата енергия за крайни потребители.

Нормата на възвръщаемост на капитала (НВ)за регулаторния период е равна на среднопретеглената цена на капитала, която е утвърдената от комисията норма на възвръщаемост на привлечения и на собствения капитал на енергийното предприятие, претеглена според дела на всеки от тези източници на финансиране в утвърдената целева структура на капитала. НВ се определя като реална норма преди данъчно облагане се изчислява по формулата, посочена в чл. 14 от НРЦЕЕ, както следва:

НВ= Дск*(НВск/1-(ДС/100))+Дпк*НВпк,

където:


НВ – норма на възвръщаемост преди данъчно облагане,

Дск – делът на собствения капитал в общия капитал, лв.

НВск – норма на възвръщаемост на собствения капитал след данъчно облагане,

ДС – корпоративен данък върху печалбата по ЗКПО, %.


Дпк – делът на привлечения капитал в общия капитал, лв.

НВпк – норма на възвръщаемост на привлечения капитал

Нормата на възвръщаемост на капитал преди данъчно облагане на електроразпределителните и електроснабдителните предприятия е 12%

Предимства и недостатъци на методите на ценово регулиране:

При регулиране на предприятията с метод „норма на възвръщаемост”, цените се изчисляват ежегодно, на основата на прогнозни разходи, към които се добавя възвръщаемост, изчислена като резултат от отчетната средна цена на капитала и активите на предприятията по финансов отчет. Недостатъците при прилагането на този метод, са свързани с това, че енергийните предприятия нямат финансови стимули да намаляват оперативните си разходи поради това, че при равни други условия, всяко отчетено намаление на разходите се приспада от ДКЕВР в намаление на необходимите приходи за следващия ценови период. Този основен недостатък на прилагането на метода „норма на възвръщаемост” оказва влияние при текущото финансово управление на енергийните предприятия, като ги отдалечава от естествената икономическа логика на съществуването на корпоративната единица, а именно максимизиране на резултата чрез минимизиране на разходите.

Регулирането чрез стимули има за непосредствена цел създаване на условия за енергийните предприятия да намаляват годишните си разходи, като чрез различни подходи и мерки повишат своята финансова ефективност.

След определяне на приходи за определен базисен период и целеви показатели, които трябва да се постигнат през регулаторния период ( първият тригодишен, а последващите – пет), ежегодно се прилага формулата за индексация. При този метод на регулиране енергийните дружества са мотивирани да работят по-ефективно, тъй като имат възможност да реализират допълнителна възвръщаемост, ако постигнат целевите показатели, определени от регулатора.

Този метод на регулиране води до насърчаване на бизнес активността и ефективността на работата на регулираните дружества и създава възможност за въвеждане на ясни, изпълними и наблюдаеми критерии за изпълнение на определени от енергийния регулатор показатели за качество, като инструмент за осъществяване на регулаторната политика в защита на потребителите, отчитайки определената социална поносимост на цените.

Прилагането на метода чрез стимули създава условия и възможности за финансово стабилизиране на дружествата, а именно:

1) постигане на целеви финансови показатели, които да гарантират финансовата стабилност на предприятието;

2) достигането на определено от комисията ниво на отклонения между одобрените в цените и действителни разходи и/или възвръщаемост;

3) осигуряване на достоверна и точна информация за изпълнение на критериите за качество.

4) подобряване на ефективността на работата на електроразпределителните и електроснабдителните дружества

Ключовите трудности при прилагането на този метод е при избора на подходящи показатели за ефективност и качество, и при избора на техните точни параметри. За електроразпределителните дружества определянето на целевите показатели, например за намаляване на технологичните загуби и на целевите показатели за качество за определен период от време изисква реалистична преценка на технологичните срокове и прецизна оценка на необходимите инвестиции за постигането им.



    • Задължения на производителите за продажби на електрическа енергия (квоти) по регулирани цени – критерии за определяне на задълженията и виждания за промени в бъдеще;

Предстои приемането и утвърждаването на Методика за определяне на квотите за регулирания пазар от ДКЕВР. Към този момент задълженията на производителите, както и техните квоти за продажба на ел.енергия по регулирани цени се определя по тази методика. Съществените моменти от тази методика се изразяват в следното:

чл.1. (1) На основание чл. 21, т. 17а от Закона за енергетиката (ЗЕ) ДКЕВР определя разполагаемостта за производство на електрическа енергия в съответствие, с която всеки производител е длъжен да сключва сделки с крайните снабдители и/или обществения доставчик.

(2) Съгласно чл. 30 от ЗЕ на регулиране от комисията подлежат цените:



  1. По които производителите в рамките на определената им от комисията разполагаемост по чл. 21, ал. 1, т. 17а от ЗЕ продават електрическа енергия на крайния снабдител или на обществения доставчик;

  2. По които общественият доставчик продава на крайните снабдители изкупената на основание чл. 21, ал. 1, т. 17а от ЗЕ електрическа енергия;

  3. По които крайните снабдители продават електрическа енергия на битови потребители и предприятия с по-малко от 50 души нает персонал и с годишен оборот до 19,5 млн. лв.

  4. По които обществения доставчик продава електрическа енергия на разпределителните предприятия за покриване на технологичните загуби;

(3) По реда на чл. 30 от ЗЕ, ДКЕВР определя от 01.07.2007 г. регулирани цени за квотата по чл. 21, т. 17а: на производители, на обществен доставчик и на крайни снабдители.


(4) Предвид обвързването на квотите на производителите с цената, по която общественият доставчик продава електрическа енергия на крайните снабдители, ДКЕВР определя квотите на производителите за период от една година, съответстваща на ценовия регулаторен период.
чл.2. (1) По реда на чл. 93а от ЗЕ, общественият доставчик изкупува електрическата енергия от производители, присъединени към преносната мрежа, по договори за дългосрочно изкупуване на разполагаемост и електрическа енергия, както и тази, произведена от възобновяеми енергийни източници, от високоефективно комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия, и количеството електрическа енергия, определено по реда на чл. 4, ал. 2, т. 8 ( квота за защита на местните минни производители на въглища).
(2) По реда на чл. 100, ал. 4, общественият доставчик на електрическа енергия продава изкупената по реда на чл. 93а от ЗЕ електрическа енергия по свободно договорени цени.
(3) Съгласно § 126 от ЗЕ, общественият доставчик е задължен да осигури снабдяването с електрическа енергия по свободно договорени цени на потребителите, присъединени към преносната мрежа, които са придобили статут на привилегировани потребители, но не са избрали друг доставчик, до момента, в който не упражнят това си право.
(4) Всички потребители присъединени към мрежи ВН, останали да се снабдяват от обществения доставчик се снабдяват по свободно договорени цени.
чл.3. (1) По реда на чл. 94а. от ЗЕ, крайният снабдител осигурява снабдяването с електрическа енергия с определено качество и надеждност по регулирани цени на битови потребители и предприятия с по-малко от 50 души нает персонал и с годишен оборот до 19,5 млн. лв. в съответствие с Правилата за снабдяване с електрическа енергия от крайни снабдители.
(2) Съгласно § 126 от ЗЕ, крайните снабдители са задължени да осигурят снабдяването с електрическа енергия по свободно договорени цени на потребителите, присъединени към разпределителните мрежи, които са придобили статут на привилегировани потребители, но не са избрали друг доставчик, до момента, в който не упражнят това си право. Предвид тези разпоредби, всички потребители присъединени към разпределителната мрежа и не попадащи в квотата на битови потребители и предприятия с по-малко от 50 души нает персонал и с годишен оборот до 19,5 млн. лв., могат да бъдат снабдявани от крайните снабдители по свободно договорени цени, до момента в които не упражнят правото си да излязат на свободния пазар.
чл. 4. Съгласно чл. 19б, ал.2 от Правила за тъговия с електрическа енергия, задълженията на производителите по чл. 21, т. 17а от ЗЕ се определят от ДКЕВР не по-късно от 15 дни от началото на съответния ценови период.

Глава втора на тази методика регламентира процедурата и сроковете за подаване на информация от страна на крайните снебдители и обществения доставчик за прогнозните количества електрическа енергия, необходими за регулирания пазар и покриване на технологичните разходи



Глава трета на методиката е описана МЕТОДИКА ЗА ИЗЧИСЛЯВАНЕ НА КВОТИТЕ ЗА РЕГУЛИРАНИЯ ПАЗАР - За покриване на общото количество прогнозно потребление на крайните снабдители за предстоящия ценови период е необходимо да се определи количеството нетна разполагаемост от производителите, необходимо за покриване прогнозното потребление на всички битови потребители и предприятия с по-малко от 50 души нает персонал и с годишен оборот до 19,5 млн. лв, съгласно информацията по чл.5, т.2 и т.3 подадени от крайните снабдители (КС) и електроразпределителни дружества (ЕРД). За целта се изготвя Таблица, съдържаща информация за шест меесечен прогноз на потреблението на ЕЕ от битови и стопански потребители на четирите ЕРД, както и покриването на технологичните резходи.

Същност на методиката

чл.16. Количеството на общото електропроизводство в страната за второто полугодие на предстоящия ценови период е сумата от общата нетна разполагаемост на кондензационните централи по чл.14 с количествата по чл.5, т.5, които Общественият доставчик ще изкупи за полугодието по дългосрочните договори с производителите, включително и собствени ВЕЦ, заводски, топлофикационни, ВЕЦ и ВЕИ, както и количествата електрическа енергия, което крайните снабдители ще закупят от производителите, присъединени към разпределителните мрежи за второто полугодие на предстоящия ценови период.

чл.17. Общото количество нетна разполагаемост, което покрива прогнозното потребление на всички битови потребители и предприятия с по-малко от 50 души нает персонал и с годишен оборот до 19,5 млн. лв, за второто полугодие на предстоящия ценови период е пропорционално разпределено между всички централи и обществения доставчик.

чл.18. За определяне на участието на всяка една от конденазионните централи и Обществения доставчик в покриването на регулирания пазар, ДКЕВР определя индивидуален коефициент “Ki”, който се получава като се отчете отношението на общото количество необходимо на КС за регулирания пазар, включително технологичните разходи към общото количество на електропроизводството по чл.16 за второто полугодие на предстоящия ценови период.

Чл.19. Нетната разполагаемост на всяка една от конденазионните централи и енергията по чл.93а от ЗЕ на Обществения доставчик, умножена по коефициент “Ki” определя участието на всеки производител в покриването на регулирания пазар за второто полугодие на предстоящия ценови период.

    • Съпоставка между цените на електрическата енергия на регулирания пазар, на свободния пазар и цените за износ.

В съответствие с приетата от ЕС Директива 2003/54/ЕС за създаване на единен вътрешен енергиен пазар, България пое ангажименти след 1.7.2007г. напълно да либерализира енергийния си сектор. Създаването на свободен пазар е една от крайните цели на реформите в енергетиката. Преминаването от държавен монопол към конкурентна среда е сериозно предизвикателство за всички енергийните предприятия. В условията на регулиран пазар покриването на разходите преминава през регулаторния орган независимо доколко ефективно е изразходването на средствата. Ниските цени на енергийните източници и липсата на конкуренция доведоха до липса на мотивация за подобряване на енергийната ефективност. Негативният ефект от нерационалното използване ресурсите се прехвърля и мултиплицира в останалите сектори от икономиката и намира отражение върху крайната цена на всеки продукт. Резултатът е намалена конкурентно-способност и висока енергийна интензивност. Поради тези причини чрез създаването на свободен енергиен пазар се цели рационализиране на разходите за производство, подобряване на енергийната ефективност и въвеждане на конкуренция в сектора.

Това се извърши чрез преминаването от схемата „единствен купувач” към схемата „двустранни договори” с множество продавачи и купувачи.

Преди либерализацията на енергийния пазар в България е съществувал т.нар. модел на “единствен купувач”, съгласно който производителите задължително продават цялото си производство на Обществения доставчик, който препродава на електроразпределителните дружества. Характерно е цените на електроенергия по цялата верига от производство, пренос до разпределение и потребление са регулирани и общи, т.е. без ясно да са отчетени отделните разходи за производство и разходи за използване и поддържане на мрежата. Потребителите заплащат една крайна цена за енергия без да имат възможност да избират доставчик.

Свободният пазар на електрическа енергия стартира през септември 2004г. чрез регистирането на първия график за доставка по договорени цени между АЕЦ Козлодуй и Юмикор Мед. Избраният пазарен модел предвижда поетапно отваряне откъм потребителите чрез въвеждането на минимални прагове на годишна консумация като се започва от най-големите индустриални предприятия. Това са представители на тежката индустрия в България - минно-добив, черна и цветна металургия, химия, цимент.

За производителите са въведени квоти, които разделят количествата по свободни цени и количествата по регулираните цени за нуждите дребния бизнес и битовите абонати.

Следващата схема представя т.нар. модел на „единствен купувачпреди 2004г.

Свободният пазар в България функционира на базата на двустранни договори между търговските участници – производители, търговци и потребители.

Моделът дава възможност на централите с частично освободена разполагаемост да продават едновременно по свободни цени на привилегированите потребители и по регулирани цени на Обществения Доставчик – НЕК ЕАД. Независимите производители като частни централи, заводски ТЕЦ и топлофикационни дружества имат право да сключват неограничен брой сделки с електрическа енергия. Изпълнението на договорите става посредством регистрация на седмични графици за доставка за период от 168 часа от името на продавача (търговец и/ или производител) при ЕТО – звено от ЕСО ЕАД.

В момента всички фирми на ниво ВН имат статут на привилегировани потребители и могат да избират своя доставчик. Съгласно Правилата за търговия и Правилата за достъп те трябва да отговарят на необходимите условия – липса на задължения, технически средства за измерване и отчитане на енергията по периоди на сетълмент.

Модел на „двустранни договори” и свободно- договорени цени след 2004г.:



Етапите на отваряне на свободния пазар съгласно въведените минимални прагове на годишна консумация за потребителите в GWh са посочени в следващата схема:

От приложената графика се вижда, че съгласно Правилата за достъп след 01.07.2007 всички потребители, независимо от нивото на напрежение следва да бъдат снабдявани с електроенергия по свободни цени. Но поради пропуските в нормативна база, ефективното отваряне на пазара в момента е приблизително 20% и се отнася предимно за фирми присъединени на ниво ВН с годишно потребление в диапазона от 20 – 400 GWh както и някои потребители на ниво СН. Този сегмент съставлява приблизително една пета от крайното потребление на електроенергия в България.



а) Регистрирани търговски участници по групи в периода 2004-2009г.:

За периода от септември 2004г. до февруари 2009г. на свободния пазар на електрическа енергия са регистрирани над 120 търговски участници. Те са разделени на няколко групи – централи, клиенти ВН, клиенти СрН и търговци. Броят на производителите е относително постоянен – 6-7 брой централи, докато броят на клиентите и търговците нараства във времето.

В първите две години на свободния пазар - 2004-2005г., активни участници са предимно централите и най-големите представители на тежката индустрия в България. Това са фирми с годишна консумация от 100 – 400 GWh. Те се характеризират с постоянен режим на работа, непрекъснат цикъл на електропотребление независимо от ценовите тарифи – върхова, дневна, нощна. Тези предприятия притежават необходимите ресурси – материално-техническа осигуреност и подготвен персонал, който може да изпълни изискванията за регистрация на пазара. А именно осигуряване на достъп до мрежата от ЕСО ЕАД, почасово измерване на електропотреблението, изготвяне на седмични товарови графици, анализ и управление на небалансите.

Поради спецификата на нормативната база и най-вече Правилата за търговия с електрическа енергия (ПТЕЕ), потребителите отговорят за своите отклонения между прогноза и реално измерено количество. На този етап липсва възможността за прехвърляне на отговорността за балансиране на търговец. Този пропуск в ПТЕЕ налага максимално точно да се изготвят прогнозите за потребление.



Изисквания и трудности пред потребителите на свободния пазар:

а) Технически



  • Характер на потреблението. При фирмите с постоянен режим на електропотребление като химия, стъкларска промишленост, хартия изготвянето на седмични товарови графици е по-лесно в сравнение с тези с променлив режим на работа – производство на стомана, цимент и други. Липсата на адекватни инструменти за контрол на небалансите създава риск от големи отклонения при някои индустриални потребители.

  • Системи за контролно измерване – Големите индустриални предприятия със собствени подстанции имат инсталирани контролни електромери, чрез които следят своето електропотребление. При по-малките фирми липсва тази възможност, което увеличава риска от небаланси.

  • Системи за управление на товарите – С цел оптимизиране на разходите за енергия, някои от големите индустриални потребители инсталираха системи за управление на консумацията на електроенергия в реално време чрез включване или изключване на допълнителни източници (помпи, агрегати, климатични инсталации и др.). По този начин се фиксират отклоненията спрямо седмичния график в рамките на +/5%. Инвестицията в такива системи на този етап е икономически оправдано на този етап за по-големите предприятия.

  • Ремонтни програми – прогнозирането на потреблението следва да се съобразява с ремонтните програми в дружествата. При продължителни ремонтни програми възниква риск от отчитане на големи небаланси, поради което някои потребители предпочитат да преустановят временно участието си на свободния пазар и да преминат към снабдяване по т.нар. „договори под условие”.

  • Аварийни спирания – дългият период на прогнозата до 10 дни създава риск от възникване на значителни отклонения в следствие на прекъсване на работата. Може да се стигне до ситуацията на т.нар. изместване по профил при фирмите с променлив график на електропотреблението, при който случай се генерира недостиг и излишък. Това значително влошава ефекта от участие на свободния пазар.

  • Суровини – забавянето на доставка на суровини за производство оказва влияние върху производствения цикъл и оттам върху електропотреблението. Дългият период на прогнозата създава риск от небаланси.

  • Продажби – промяната в конюнктурата на местния и световния пазар може да промени търсенето на даден продукт и оттам да предизвика промени в производствения цикъл на предприятията. Дългият период на прогнозата създава риск от небаланси.

  • модернизации и разширения – изграждането и пускането на нови инсталации, поточни линии или производствени цехове променя характера на електопотреблението. В тези случаи потребителите отново предпочитат да преминат към снабдяване по Договор под условие. Това нарушава нормалния режим на работа на свободния пазар.

б) Правни

  • множество на брой договори и гаранции. За участие на свободния пазар потребителите са длъжни да подпишат многжество на брой договори: Договор за достъп с ЕСО ЕАД, Договор под условие с НЕК ЕАД, Договор за пренос с НЕК ЕАД договор за балансиране с ЕСО ЕАД, специална сметка за балансиране с ЕСО и търговска банка , и договор за покупко-продажба на енергия с централа или търговец. Тези договори са съпътсвани и с издаването на банкови гаранции за плащане. Това затруднява, забавя и оскъпява процеса по регистрация и участие на свободния пазар. Дискутираните в момента промени в модела на пазара в работната група в ДКЕВР и ЕСО ЕАД предвиждат въвеждането на т.нар. комбинирани договори, по силата на които потребителят ще заплаща всички такси за мрежата (пренос, достъп, разпределение), балансираща енергия и цената за енергия на своя търговец, който ще преразпределя сумите на съответния мрежови оператор. Това ще ускори значително паричния поток и ще опрости договорните отношения между търговските участници.

  • нормативна база – Сложната и обширна нормативна база за участие на свободния пазар ( Закон за енергетиката, Правила за търговия с електрическа енергия, Правила за достъп до електропреносната и електроразпределителните мрежи, Правила за управление на електроенергийната система, Правила за измерване, и други) затруднява и обърква потребителите. Използването на консултански услуги е скъпо и невинаги ефективно. Лиспата на ясна стратегия за развитието на свободния пазар прави процеса несигурен и рисков, лишава потребителя от възможността за планира своите разходи за електроенергия дългосрочно във времето.

в) административни

- вземане на решение – Вземането на решение за регистрация и участие на свободния пазар е труден и бавен процес. Възможността за закупуване на енергия по свободни цени трудно се “превежда” и аргументира пред висшото ръководството. Причините са липсата на достатъчно и ясна информация за развитието на свободния пазар, техническите трудости при планирането и изготвянето на седмичните графици, сложния процес на регистрация и множеството договори. Все още се забелязва стария “стереотип” на мислене, че електроенергията не трябва да се планира, а просто се заплаща в края на месеца на базата на данните от електромерите.

- регистрация на пазара – изпълнението на изискванията за регистрация съгласно нормативната база може да отнеме от няколко месеца до година. През този период се променят условията на пазара като вътрешни цени, регионални цени, количества и квоти за отделните централи. Необходимо е съкращаване на сроковете за регистрация и опростяване на процедурите за да може потребителите максимално да се възпозлват от ефектите на свободния пазар.

г) икономически

- цени на електроенергията

Поради спецификата и структурата на тарифите на клиенти ВН свободният пазар в разглеждания период 2004-2007г. е икономически най-изгоден за големите индустриални потребители. Средната цена на електроенергията за клиенти ВН е от порядъка на 49-52 лева за MWh. Участници са предимно големи индустриални предприятия. Разликата между цената на свободния пазар и цената на клиенти ВН е минимална и затова се налага точно планиране на графиците с цел ниски разходи за небаланси.



В периода от юли 2007г до 2009г.

След пълното отваряне на свободния пазар от 01.07.2007г. отпадна задължението на НЕК ЕАД за снабдява по регулирани цени клиенти ВН присъединени към преносната мрежа. Средната цена за енергия на тези потребители се повиши на 01.07.2007г. приблизително с 38% от 48-52 лв./мвч до 69-72 лв./ мвч в зависимост от товаровия профил и с около 23% година по-късно на 01.07.2008г. от 69-72 лв./мвч до 86-89 лв./мвч. Това засили интереса към свободния пазар и в разглеждания период се наблюдава значително увеличение на броя на търговските участници от 56 на брой към 01.07.2007г. до над 120 на брой към февруари 2009г.

Следващата графика показва количествата електрическа енергия търгувани на свободния пазар за периода 2007-2008г.:

В следствие на повишените цени на клиенти ВН се отчита нарастване на обемите продавана електрическа енергия. Вижда се, че през 2007г. централите доставят на свободния пазар между 300-500 MW до септември 2007г. Тази енергия е предназначена основно на клиенти ВН на вътрешния пазар и отчасти на клиенти СрН. До този момент регионалния пазар не оказва влияние върху вътрешния пазар.

След приемането и публикуването на Правилата за разпределяне на преносен капацитет от ЕСО ЕАД през септември 2007г. и организирането на първия месечен търг за преносен капацитет през октомври 2007г., се регистрират и първите графици за трансгранична доставка. Това се вижда и от графиката, където се увеличават продажбите на свободния пазар в последното тримесечие на 2007г. – от 400 MW до 700 MW през декември 2007г.

Годината 2007г. можем да я наречем годината на вътрешния пазар, а 2008г. – годината на регионалния пазар. В следствие на по-високите цени на енергията предимно в Гърция, Сърбия и на моменти в Румъния през летните месеци, много играчи се ориентираха към износ и регионална търговия. Това насочи голяма част от енергийните потоци извън България и оказа натиск върху цените на вътрешния пазар. От графиката ясно се вижда, че от средата на 2008г. до момента централите произвеждат и доставят на свободния пазар приблизително 1000 MW – или близо два пъти повече енергия спрямо 2007г.



От графиката се вижда значителния ръст на енергията продавана от централите на свободния пазар през 2008 - 8.2 TWh спрямо 4.3 TWh, или близо два пъти в следствие влияние на износа на електроенергията и по-високите цени в региона.



Регионални цени на електрическата енергия

Долната графика показва движението на цените на енергията на пазара на едро в България, Румъния и Гърция за цялата 2008г. Цените са в евро за мегаватчас, нето за енергия, без да включват таксите за пренос, достъп, капацитет и други. Отчита се разликата между цената на енергията в България, която е фиксиран на нива около 36-40 евро и съседните страни, особено Гърция където през летните месеци средната цена на едро пробива над 100 евро/MWh. Тези разлики обуславят и засиления интерес от страна на търговските участници да продават енергия навън поради възможностите за по-голяма печалба.





  • Оценка от страна на регулатора на системата за насърчаване на производството на електрическа енергия от ВЕИ и по комбиниран начин:

Насърчаването на производството на електрическа енергия от ВЕИ е регламентирано в ЗВАЕИБ (Обн. ДВ. бр. 49 от 19.06.2007 г.) при:

  1. Отчитане характеристиките на различните видове възобновяеми и алтернативни енергийни източници и технологии за производство на електрическа енергия;

  2. Отчитане принципите на пазара на електрическа енергия;

  3. Осигуряване на производителите на електрическа енергия най-малко еквивалентен ефект на преференциално третиране по отношение на приходите им от единица произведена електрическа енергия при промяна на механизмите за насърчаване;

  4. Задължително присъединяване на производителите на електрическа енергия от ВЕИ, АЕИ и биогорива към електрическата мрежа;

  5. Определяне на преференциална цена за изкупуване на произведената електрическа енергия;

  6. Облекчаване на административното регулиране при производството на енергия от ВЕИ и АЕИ, както и при изграждането на необходимите съоръжения.

Преносното и разпределителните предприятия включват в ежегодните си инвестиционни и ремонтни програми средства за развитие на мрежите, свързани с насърчаване на производството на електрическа енергия от ВЕИ и АЕИ.

Преносното и разпределителните предприятия присъединяват приоритетно всеки производител на ел. енергия от ВЕИ и АЕИ, който отговаря на специфичните условия за присъединяване към мрежата, определени в наредбата.

Разходите, необходими за присъединяване на енергийния обект на производителя към съответната мрежа до границата на собственост на електрическите съоръжения са за сметка на производителя.

Разходите, необходими за присъединяване на енергийния обект на производителя към съответната мрежа от границата на собственост на електрическите съоръжения до мястото на присъединяване, са за сметка на преносното или съответното разпределително предприятие, като производителят дължи цена за присъединяване, включваща само преките разходи, извършени от преносното или съответното разпределително предприятие по неговото присъединяване.

Разходите за разширение и реконструкция на преносната и/или разпределителната мрежа са за сметка на преносното, съответно разпределителното предприятие и не се включват в цената за присъединяване на производителите на ел. енергия от ВЕИ.

Съгласно ЗВАЕИБ преференциалната цена на ел. енергия, произведена от ВЕИ се определя в размер 80 на сто от средната продажна цена за предходната календарна година на обществените или крайните снабдители и добавка определена от ДКЕВР по критерии в зависимост от вида на първичния енергиен източник съгласно съответната наредба по чл. 36, ал. 3 от ЗЕ. ДКЕВР ежегодно до 31 март определя преференциални цени за продажба на ел. енергия, произведена от ВЕИ и АЕИ в т. ч. ВЕЦ до 10 MW. За определяне добавката към преференциалните цени на електрическата енергия, произведена при прилагане на нови и неразвити технологии за използване на възобновяеми енергийни източници комисията извършва анализ на:

1. Инвестиционните разходи за типа технология;

2. Разходите за производство според вида технология;

3. Норма на възвращаемост на капитала.

При определяне на преференциалните цени на електрическата енергия, произведена от ВЕИ, комисията определя средна норма на възвращаемост за всеки вид технология за използване на ВЕИ при съобразяване със специфичния риск, характерен за съответната технология.

Стимулирането на изграждането на централи, използващи ВЕИ, изисква определяне на преференциална цена, която да покрие освен икономически обоснованите разходи и норма на възвръщаемост, и икономически обоснованите инвестиции, като бъдат отчетени присъщите специфични рискове:


  • Технологичен риск

Развитието на енергийни проекти, използващи нови и не напълно развити технологии на основата на възобновяеми енергийни източници като цяло е по-скъпо, дори в случаите, когато първичният енергиен източник е безплатен (вятър, слънчева енергия), в сравнение с традиционните енергийни проекти. Финансовите институции не са склонни да поемат свързаните с най-новите енергийни технологии рискове.

  • Риск, свързан с характера на първичния енергиен източник

Този риск е особено изразен при вятърната енергия. Рискът, че посоката, скоростта или годишната часова продължителност на вятъра няма да отговарят на необходимите критерии може да се отрази върху разходите за експлоатация, техническа поддръжка и съответно до намалено генериране на електроенергия и до намаляване на приходите от продажба на електрическа енергия.

  • Бизнес риск

Този риск е свързан с евентуалните неблагоприятни промени в конкретните пазарни и икономически условия, в които функционира предприятието, в т. ч. преразходи по време на изграждането, особено когато технологията не е била активна на пазара.

Страните с развити производства на електрическа енергия от ВЕИ към момента имат пазарна цена на електроенергията. Преференциалната цена се получава като към пазарната цена се добавят преференции и поощрения за зелена енергия с цел получаване на по-голяма възвращаемост на инвестициите. За поддържане и насърчаване на производството на електрическа енергия от ВЕИ се прилагат дългосрочни договори за изкупуване на електроенергията, грантове, данъчни облекчения, търговия със зелени сертификати.

В България към настоящия момент няма пазарна цена на електрическата енергия. Ето защо при определянето на преференциална цена на електрическа енергия, произведена при прилагане на нови и неразвити технологии за използване на ВЕИ, е необходимо да бъдат отчетени разходите, които предизвиква реалното реализиране и експлоатация на такъв инвестиционен проект. За целта при определяне на преференциални цени от ВЕИ, комисията прилага осреднени стойности на базата на световния опит, коригирани с отчитане на специфичните за България обстоятелства.

Основни фактори, определящи нивото на цените на електрическата енергия, произведена от ВЕИ:

а) размера на инвестиционните разходи;

б) средната годишна производителност;

в) нивото на експлоатационните разходи;

г) полезният живот на активите, необходими за производство на електрическа енергия;

д) нормата на възвръщаемост на капитала.

При анализа на влиянието на отделните фактори с най-голяма тежест за равнището на цената са средната годишна производителност и размера на инвестиционните разходи.

От 01.04.2002г. ДКЕВР прилага преференциална политика към производителите на електрическа енергия, произведена от ВЕИ, чрез утвърждаване на преференциални цени на изкупуваната електрическа енергия. В „Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия” добавката се определя съгласно приети от комисията указания по следните общи критерии, валидни за всички ВЕИ:

1.Вида на технологията;

2.Големината на инсталираната мощност;

3.Наличния ресурс на първичния енергиен източник, срокът за постигане на пазарна самостоятелност (постигане на конкурентно ниво).

За определяне на преференциалните цени на електрическата енергия, произведена:



  • от водно електрически централи с инсталирана мощност до 10 MW комисията прилага следните специални критерии:

1. Наличие на горен изравнител, който позволява непрекъсната работа на централата с номинална мощност най-малко 2 часа в денонощие;

2. Наличие на долен изравнител за централите, които работят по зададен от министъра на околната среда и водите месечен график за използване на водите на комплексните и значими язовири.



  • от ветрови електрически централи комисията прилага като специален критерий наличния ресурс на първичния енергиен източник:

1. Пълни ефективни годишни часове на работа на ветровите генератори до 2250 часа включително;

2. Пълни ефективни годишни часове на работа на ветровите генератори над 2250 часа.



  • от фотоволтаични централи, комисията прилага като специален критерии големината на инсталираната мощност:

1. С инсталирана мощност до 5 kW;

2. С инсталирана мощност над 5 kW.



  • от електрически централи с инсталирана мощност до 5 MW, работещи на биомаса, комисията прилага следните специални критерии:

  1. Отпадна дървесина от горското стопанство, дървопреработване, мебелна промишленост;

  2. Твърди селскостопански отпадъци от земеделски култури;

  3. Енергийни култури - магарешки бодил, обикновена тръстика, сорго, мискантус и др.

При определяне на цена на електрическа енергия, произведена от ВЕИ не се включва преференция за ползите от производството на електрическа енергия от ВЕИ върху околната среда или избегнатите “външни (допълнителни) разходи” (external cost).

Съществуват проучвания, според които разходите за производство на електрическа енергия с първичен източник въглища или мазут ще се удвоят, а разходите за производство на основа природен газ ще се увеличат с 30%, ако допълнителните разходи, отчитащи щетите върху околната среда и здравето, се вземат предвид.



    • Предимства, недостатъци и необходимост от бъдещи промени.

  • Оценка от страна на регулатора на постигнатата либерализация на електроенергийния пазар и виждания за ускоряване на пазарното отваряне, в това число – ролята на електроенергийните борси.

За създаването на енергийна борса са необходими редица промени в нормативна база – Закон за енергетиката и ПТЕЕ.

За да се въведе успешно енергийна борса в България трябва да се премине последователно през следващите няколко фази:



  1. ден напред- графици. Това ще позволи на потребителите да заявяват на дневна база графици за покупка, което ще намали в пъти разходите за балансираща енергия. По този начин ще се избегнат случаите на отчитане на огромен излишък при аварии, и недостиг при промяна на производствената програма.

  2. Въвеждане на концепцията за балансиращите групи. Клиентите на свободния пазар ще имат възможност да прехвърлят голяма част от небалансите си на своя търговец. Търговецът, изпълнявайки ролята на координатор на балансираща група, ще консолидира различни по характер консуматори и доставчици, като по този начин ще минимизира общото отклонение в група.

  3. Организиране на „пазар ден- напред”. Една от функциите на ЕСО ЕАД ще е организиране на т.нар. „пазар ден- напред”, на който търговските участници ще имат възможност да купуват или да продават енергия. Офертите за покупка или продажба ще се обработват от ЕСО ЕАД и ще се изчислява пазарна цена за всеки час, в следствие на пресичането на търсенето и предлагането. Такъв вид краткосрочен пазар ще даде позволи на играчите максимално точно да управляват отклонението в своето портфолио от една страна, а от друга ще даде индикация и информация за движението на пазарната цена.

Създаване на енергийна борса. Създаването на енергийна борса е последната стъпка от промяната на модела на свободния пазар. Енергийната борса е организирана форма на търговия, където се срещат интересите на търговските участници. Там се търгуват стандартни продукти като годишен, тримесечен, месечен или дневен товар, което спомага за улеснението на търговията. Едно от най-важните изисквания за създаването на енергийна борса е гарантирането на минимална степен на ликвидност. Това се постига чрез подписването на т.нар. договори за участие или на английски език „market making” с големите доставчици на енергия, по силата на които те се задължават да предоставят определен процент от своето производство на борсата. По този начин останалите играчи имат възможност да купят и препродадат на трети лица. Друго предимство на енергийната борса е публикуването на пазарна, референтна цена, която е достъпна и известна на всички. Тази цена е полезна информация както за търговските участници, така и за потребителите на енергия, защото дава индикация какво се случва на пазара, отразява настроението и очакванията на играчите. Позволява на купувачите да се възползват от сезонните изменения, промени в климата, производствените програми и други фактори, което влияят на пазарната цена. При енергийната борса ефектите от промяната в цените на горивата на световния пазар (петрол, въглища, природен газ, и др.) се усещат значително по-бързо, защото големи играчи реагират веднага и променят своите оферти. Борсата се превръща в един гъвкав, чувствителен механизъм, който адекватно отчита промяната в конюнктурата, и позволява на играчите да се настройват спрямо средата. Например при високи цени на енергията централите увеличават своето производство, при ниски цени ограничават доставките, при ниска себестойност на горивата ще оферират на борсата по-ниски цени и т.н. , т.е. това е един само настройващ се механизъм.

Сподели с приятели:


©zdrasti.info 2017
отнасят до администрацията

    Начална страница