Страшно е да има цени на тока, водещи до отказ от потребление

Енергетиката продължава да се нуждае от консенсусни реформи и дългосрочна визия, смята Константин Делисивков

Константин Делисивков, сн. БГНЕС

В последните дни борсовата търговия на електроенергия у нас е белязана от аномалии и "луди" цени с големи отклонения, за които няма обяснение, както и с отлив на търговци. Това коментира изпълнителният директор на Българската федерация на индустриалните енергийни консуматори (БФИЕК) Константин Делисивков в интервю за Mediapool. Според него това вероятно  ще се отрази и на регулирания пазар.

По думите му енергийното министерство трябва да побърза с прилагането на влязъл в сила още от 2012 г. механизъм за компенсиране на тежката индустрия у нас за направените от нея индиректни разходи за закупуване на парникови емисии за работата на въглищните електроцентрали. ЕК допуска до 25 на сто от приходите на държавата от продажба на спестени на национално ниво парникови емисии да се предоставят на енергоемки производства, обясни Делисивков.От 2010 г. той е шеф на БФИЕК, освен в краткото време на управление на служебното правителство на Огнян Герджиков в началото на 2017 г., когато бе зам.-министър на енергетиката.

Делисивков коментира още, че бизнесът подкрепя проектите за газова свързаност на България, но не е сигурен дали "Булгартрансгаз" има финансовата възможност да реализира всички тях. Той посочи още, че след промяната на формирането на таксите за пренос на газ през вътрешната мрежа бизнесът е платил с 20 млн. лв. повече, докато приходите на оператора от транзитни такси на руски газ са  намалели.


Г-н Делисивков, в последните дни борсовите цени на тока рязко се вдигнаха и дори предприятия започнаха да ограничават дейността си, защото не могат да осигуряват електроенергия на поносима цена. Според тях проблемът е в липсата на достатъчно гъвкави продукти на борсата за ток, където вече са принудени да продават енергията си основната част от електроцентралите. Според вас къде е проблемът?

Поставени сме в много тежка среда на липса на дългосрочни продукти и предлагане. Бутани сме към краткосрочните пазари, където флуктуациите са убийствени за индустрията. Страшно е да имаме цени, които водят до реален отказ от потребление. Липсва стандартизация на продуктите и ясен ценови тренд. Един ден се сключват сделки за продукт със 100% отклонения за цялата следващата 2019 г. на цени от 87-88 лв./МВтч, а дни по-късно се предлага базов товар (без отклонения) в диапазона 115-120 лв./МВтч при референтна прогнозна пазарна цена от енергийния регулатор до края на юни 2019. в диапазона 68-76 лв./МВтч. Аномалиите се допълват от "лудите“ цени в рамките на пазара "ден напред". От началото на септември наблюдаваме тези силни флуктуации на цените. Дори има случаи в рамките на два дни да има екстремно високи цени, последвани от рязък спад до много ниски нива. Имаше и цена от 5 хил. лв /МВтч заради сбъркана оферта на един от участниците на пазара, което отваря въпроса за управлението на такъв вид кризисни ситуации от страна на борсовия оператор.

Целта от началото на годината всички двустранни договори между производители и потребители на електроенергия да се сключват на борсата е предотвратяване на злоупотреби през търговете на дружествата от БЕХ група и да се осигури равен достъп на всички участници до електроенергия. Интересно беше, че седмица след въвеждането на това изискване от 7 януари 2018 г. борсата едностранно реши да не бъде страна по тези сделки. Това повдига въпроса дали има премествания на количества и споразумения извън борсата при вече сключени договори и дали голямата цел прозрачно всеки да има равен достъп до предлаганата енергия на практика се постига.

И какво е вашето наблюдение? Случва ли се това?

Все още на организирания пазар има сделки с голяма въпросителна за нестандартни продукти, за продукти, които се случват в рамките на секунди. Нямаме обяснение за големите флуктуации в цените – дали се случват заради търсенето и предлагането, от недопроизводството, или от участието на определени производители. Факт е, че за пазарните участници не е ясно колко електроенергия е договорирана и какво количество престои да се появи на сегментите на организиран пазар.

Тоест говорите за манипулации.

Това е другата ни тревога. Години наред подкрепяме Комисията за енергийно и водно регулиране (КЕВР) в изграждането на капацитет и сега очакваме от регулатора да се произнася бързо след съмнения за манипулации. Срокът за това е три месеца и все още няма резултат от първата такава проверка на КЕВР след сигнали. Тук е важно комисията да има механизъм за намеса, за по-голям контрол върху борсата и правилата, които борсовият оператор може да променя. На 5 ноември, например, "Българската независима енергийна борса" (БНЕБ) публикува промяна на правилата на организиран пазар и на 12 ноември те влизат в сила, без да е необходимо дори БНЕБ да уведоми КЕВР за тях. Нееднократно сме искали КЕВР да е информирана за промени, за да може да се намесва и да дава препоръки, да казва: Това го направете в края на регулирания ценови период; да се запознае с позицията на пазарните участници или да инициира дебат.

В последните месеци се наблюдава голям отлив на търговци от пазара . Част от тях са заличени. Ако преброите международните компании, активни на пазара в България, ще видите, че те рязко намаляват през годините.

Каква е причината за това?

За всеки сегмент – ток или газ, правилата са в основата на устойчивостта на пазара и оптимизиране на рисковете. Ако се променят често правилата на играта, това се отразява на цялостната среда, а конкретно за борсата проблем е не само, че операторът не е страна по сделките но и липсата на клирингова институции. Неведнъж сме настоявали за такава, тъй като най-потърпевши от всичко, случващо се на пазара, са потребителите – ние плащаме сметката. Всички модели за обезпечение, които не остойностяват финансовото здраве на участника на борсата, увеличават рисковия премиум. Участниците с активи би трябвало да имат по-преференциален режим за обезпечение на количествата електроенергия, с които участват на свободния пазар.

Та силните флуктуации на цените в динамична пазарна следа с честа промяна на правилата доведоха до тази значителна експозиция на търговските участници и риск, който повлече нагоре цените. През ноември динамиката на часовите цени на борсата стига от 17.45 лв./МВтч до 230 лв. Към това се добавят и разходите за балансиране.

От 1 януари 2019 г. предстои да се види какво ще е влиянието на борсата след излизането на нея на производителите на възобновяема енергия и как това ще се отрази на цените. Реално в края на 2019 г. трябва да проличи ефектът от направените реформи с изкарването на всички производители на електроенергия на борсата. Много внимателно ще следим в каква степен регулаторът ще отнеме генерирания допълнителен приход за производителите, които преминаха към системата с "премиум“. Бяха определени средни цени под 76 лв./МВтч, а на различните сегменти на организиран пазар цените са много по-високи. Очакваме подробен анализ от КЕВР. При договори за разлика този "свръх“ приход щеше да е дължим обратно във Фонда "Сигурност на електроенергийната система".

Като един от основните проблеми на българската енергетика в момента се сочат силно поскъпналите парникови емисии от една страна, а от друга – повишаващите се екологични изисквания на Европейския съюз към горивните инсталации. Как се отразява това и на индустрията и какви са ходовете за по-голяма предвидимост на цени, производителност?

Европейската схема за търговия с емисии (ЕСТЕ) генерира за индустрията директни и индиректни разходи. Индиректните разходи плащаме през цените на електроенергията. На крайните цени влияе не само случващото се на борсата, а и политиката на регулатора за покриване на зелена, кафява енергия и невъзстановяеми разходи през цена "задължение към обществото". По две от компонентите – за зелена и кафява енергия, енергоинтензивните индустрии трябва да получават отсъпка. Според еврорегламентите тежката индустрия вече частично е освободена от тежестта на ВЕИ компонентата. По компонентата за кафявата енергия очакваме нотификацията от Брюксел за отстъпката за енергоемките индустрии. Механизмът за отстъпка следва да се приложи в кратък срок.

От средата на годината с промяна на директивата за засегнатите от изтичане на въглерод индустрии, европейският законодател каза, че трябва да се приложат мерки за намаляване тежестта на индиректните разходи. Става дума за разходите, които индустрията плаща през цената на електроенергията заради емисиите, които производителите трябва да купуват.  Обемът, подлежащ на компенсация във всяка държава членка, е определен с Насоките за прилагане на конкретни мерки по ЕСТЕ, включително за България. Има конкретен механизъм за прилагане.

А кога може да се прилага той у нас?

БФИЕК настоява този механизъм да се приложи незабавно. В момента това се дискутира в министерствата на енергетиката и икономиката. Механизмът накратко представлява директно плащане към предприятията от държавните приходи от продажба на парникови емисии. Държавата може да използва до 25 на сто от всички тези приходи, за да намали тежестта върху енергоемките индустрии.

Идеята е, че в Европа се спазва много стриктно климатичното и екологично законодателство и така пазим Земята. Но ако заради прекалени тежести тези индустрии бъдат изгонени в региони, където няма такива ограничение, тогава се получава т.нар. изтичане на въглерод, което води до по-лош резултат в глобален мащаб.

При поскъпване на парниковите газове нарастват приходите на държавата от тази търговия, което означава, че по-голям финансов ресурс може да се използва за компенсация на засегнатите индустрии. По наши изчисления бюджетът на този механизъм варира от 17 млн. лв. до 65 млн. лв. според цената на емисиите. Тежестта за постъпленията от въглеродни емисии във Фонда "Сигурност на електроенергийната система" е около 0.3-0.4 на сто.

Повечето държави в ЕС прилагат такъв механизъм от 2014 г. Насоките за прилагането им е от 2012 г., а у нас все още се обсъжда. Нашето желание е да се въведе възможно най-скоро и да влезе в сила от 2018 г. - със задна дата, както стана с помощта за зелената енергия. Този механизъм е приложим до 2020 г. и трябва максимално бързо да се възползваме от него.

Не сме ли закъснели доста?

Ние сме закъснели, но прилагането му може да се използва като писане на домашно за четвъртата фаза на търговия с емисиите, когато цените им може да стигнат 35 евро на тон. Не бива да чакаме и да губим още години, през които нашите конкуренти са получавали такава помощ от своите правителства.  

В последните дни на преден план са газовите проекти като "Турски поток", хъб "Балкан", участие на българския газов оператор "Булгартрансгаз" в терминала за втечнен газ в гръцкия град Александруполис. Вижда ли бизнесът смисъл от тези проекти?

Ние винаги сме били против да сме газов остров в региона и сме настоявали за свързаност и достъп до всякакъв вид обмен на газ. Много е важно държавата да стимулира по всякакъв начин и проучването на местните находища за газ и местния добив. Важна е интеграцията и достъпът до газ – не само тръбен. Нееднократно сме настоявали за по-голяма инвестиционна активност от държавния оператор за директен достъп на индустрията до газ. Виждаме, че "Булгартрансгаз" (БТГ) има планове за изпълнение на проектите за газифициране на индустриални региони като Средногорие и Свищов, но тези проекти се бавят от години.

БТГ е регулиран играч и всички негови разходи влизат в цената на пренос на газа и от там в крайната цена. Затова настояваме дружеството да запази капацитета си на транзитьор заради приходите от тази дейност. Исторически това са големи приходи за оператора. 

Затова е важно да се види какви са анализите и как ще се отрази инвестицията в новата инфраструктура върху финансовото здраве на БТГ и на собственика на дружеството БЕХ, чиито налични финанси вече са ограничени.

Има ли опасност, ако БТГ се издъни с плановете си за разширяване на газовата инфраструктура -  сметките с транзитните такси по "Турски поток" не излязат и приходите не покриват инвестицията, тези разходи да се пренесат върху таксите за пренос на вътрешния пазар и грубо казано индустрията да го отнесе?

Въпрос на регулации. БТГ трябва да покаже финансовия си модел за тези проекти. На една от срещите с наше участие бе казано, че се планира инвестициите в разширяването на газовата мрежа да се върнат за 17 години. Но все още не знаем как ще стане това – какъв ще е подходът и дали БТГ ще може да финансира тази инфраструктура. Отворен е въпросът как ще се използва съществуващата инфраструктура за пренос включително в северно направление, какви допълнителни разходи са необходими за привеждането ѝ в реверсивен режим, и какво ще се случи с оставащите плащания по договора за транзит до 2030 г.? Доклад на  ACER за тарифния модел за пренос в Румъния подчертава риска от допълнителни разходи за потребителите на територията на страната от потенциално недонатоварване на наличния преносен капацитет. Очакваме подобен анализ и за България.

При въвеждането на входно-изходния модел от БТГ за изчисляване на таксите за пренос на газ по вътрешната мрежа бизнесът имаше притеснения, че това ще доведе до огромно повишаване на разходите му. "Булгартрансгаз" и енергийният регулатор обещаха ако се установи такъв ръст, да се разгледа отново моделът. Какво сочат данните?

Потребителите са с горчив привкус от въвеждането на входно-изходния модел по методика, разработена и предложена от оператора. Ако сравним деветмесечния отчет на БТГ за 2018 спрямо 2017 г., виждаме, че приходите от транзит (на руски газ) са намалели от 61.5 на сто до 55.32% , а от пренос вътре в страната бележат ръст от 18.54% на 22.31 на сто в цялостните приходи на БТГ. Като изменение това е 27.88 на сто ръст за приходите от пренос на територията на страната или 13 млн. лв. повече е платил българският бизнес през деветте месеца на тази година спрямо същия период на 2017 г.  При това миналата година потреблението на газ е било по-голямо, което означава, че сега БТГ за пренесени по-малко количества е получил повече пари и реално увеличението на разходите на бизнеса дори е още по-голямо.

Към похарчените в повече 13 млн. лв. от бизнеса за преносни такси се прибавят разходите по въведения от миналата година механизъм за балансиране. Това са още почти 6 млн. лв. повече и реално тежестта е близо 20 млн. лв. отгоре.

Предстои да се види дали регулаторът ще отнеме този допълнителен приход от БТГ при следващо определяне на цените на мрежовите услуги на оператора. Новата газова година от октомври е факт, а промяна няма.

Как оценявате работата на енергийното министерство и парламента за провеждането на всички необходими реформи в енергетиката?

Фактът, че сме реализирали толкова успешни проекти, насочени към енергоемките индустрии, сочи, че има чуваемост. Изпълнителната и законодателната власт разпознават нашите проблеми и търсят решение за тях. Кръгът от проблеми, натрупани през години, е много голям. Секторът има нужда от реформи, дългосрочна визия и консенсус за промяна.

Още по темата
Още от Интервюта

Прав ли е Каракачанов да се гневи и заплашва Скопие?