Белгийският регулатор публикува за обсъждане Методология за определяне на тарифите за пренос на електроенергия и работа на електропреносната мрежа за регулаторния период 2020-2023. Документът е съставен в пет части, които включват правна рамка, основните елементи на тарифната методология, коментарът по определяне на рапоредбите, тарифна методология и други. Накрая сa включени приложения- формуляр за докладване, описание на услугите и проекти за междусистемни връзки, които NEMO следва да изпълнява.
Еволюция на регулираните тарифи в Белгия
След първото решение за определяне на тарифи на белгийският енергиен регулатор CREG от 6 март 2003 г. в рамките на „белгийската регулаторна зона“ се прилагат регулирани мрежови тарифи за пренос на електроенергия. Периодът 2020-2023, за който ще се прилага настоящата тарифна методология, е за деветия регулаторен период.
През тези девет регулаторни периода регулирането на тарифите и ролята на CREG се развиха в съответствие с трите последователни европейски енергийни пакета, както и според важни международни събития, като определянето на европейските цели 20/20/20, както и аварията в атомната електроцентрала Фукушима.
В рамките на първия енергиен пакет и транспонирането му в белгийското законодателство тарифната методология беше почти изцяло определена от закона и от изпълнителните му укази. Включени бяха следните елементи:
1) обща тарифна структура;
2) тарифи, които трябва да отговарят на шест насоки;
3) регулиране чрез метода „Разходи плюс“ без никакви стимули;
4) регулаторен период от една година; няма одобрение на тарифното предложение; временни тарифи за период от три месеца
По време на този етап CREG беше компетентен орган, който може само да даде основание за справедливия марж на печалбата за инвестирания в преносната мрежа капитал.
Вторият енергиен пакет и транспонирането му в белгийското законодателство включва регулиране въз основа на „гарантиран минимален приход“ за оператора на мрежата. Това e направено в комбинация с механизъм, който включва стимули за контрол на разходите за мрежовия оператор.
За тази цел са направени разграничения между променливи разходи и постоянни разходи. В същото време са предоставени многогодишни тарифи за срока на четиригодишния регулаторен период (2008-2011).
През 2007 започва да се говори за преход към децентрализирано производство на електроенергия, това е и в резултат на европейската енергийна политиката на ЕС, а именно целите 20/20/20. Планираните мерки в тази рамка включват стремежа създаване на вътрешен енергиен пазар, но същевременно и сигурност на доставките и ограничаване на емисиите на парникови газове чрез енергийна ефективност, от една страна и поетапен план за значително увеличаване на използването на възобновяема енергия, от друга. Третият европейски енергиен пакет беше роден в гореспоменатия контекст: Директива 2009/72 / ЕС от 13 юли 2009 г. замени Директива 2003/54.
Целите на Третия енергиен пакет следват различен ред спрямо предходния пакет,а именно
1) укрепване на независимостта и компетентността на енергийните регулатори;
2) разделението на дейностите по производство и доставка, от една страна, и дейностите по пренос на енергия, от друга (unbundling);
(3) подобряване на прозрачността на пазара с цел насърчаване на равния достъп до информация, прозрачност на цените и доверието на потребителите на пазара и предотвратяване на манипулирането на пазара;
4) укрепване на правата на потребителите;
5) насърчаване на сътрудничеството между европейските енергийни регулатори чрез новосъздадена агенция (ACER);
6) насърчаване на сътрудничеството между операторите на преносни мрежи;
7) признаването на затворени разпределителни мрежи, които в случай на екплоатация на преносно напрежение се наричат „промишлени затворени мрежи“.
Следва също така да се отбележи, че законът от 8 януари 2012 г. за транспониране на Третия енергиен пакет в Белгия не само даде на регулатора правомощието да определи тарифната методология, но и прие 25 насоки, които CREG трябваше да вземе предвид в контекста на определяне на тарифната методология за мрежите.
В края на регулаторния период 2008-2011 г. и по време на регулаторния период 2012-2015 г. енергийната политика в Белгия беше подложена на изпитания в резултат на ядрената катастрофа във Фукушима, откази за използването на ядрената енергетика на редица страни, търсенето на алтернативна първична енергия, предимно газ и експлоатацията на големи количества шистов газ в Съединените щати.
Съмнения относно сигурността на доставките, принудиха белгийските власти да поемат инициативи като „Plan Wathelet“.
По време на регулаторния период от 2016 до 2019 г. CREG упражнява и ще упражнява изцяло правомощията, които Третия енергиен пакет изрично му предоставя. В съответствие с решението 18 декември 2014 г. тарифният регламент се основава на 6 важни елемента:
- Ефективни инвестиции в мрежата;
- Справедлив марж на печалбата на инвестирания в мрежата капитал, за да се даде възможност на ефективни инвестиции;
- Въвеждане на допълнителни стимули за насърчаване на оператора на мрежата да подобри допълнително качеството на услугите си;
- Оценка на необходимия и адекватен бюджет, с който да разполага оператора на мрежата;
- Съобразяване на тарифната структура според предоставените услуги;
- Спазване на европейската Директива за енергийната ефективност.
В пакета за Чиста енергия на Европейската комисия, предложен през ноември 2016 г. се предвиждат набор от мерки, допринасящи за по-широка енергийна стратегия, в която потребителят трябва да играе централна роля в покупката, продажбата, производството, потреблението и съхранение на енергия. В пакета за Чиста енергия, Европейската комисия предложи през ноември 2016 г. набор от мерки, допринасящи за по-широка енергийна стратегия, в която потребителят трябва да играе централна роля в покупката, продажбата, производството, потреблението и съхранение на енергия. Интеграцията на възобновяемите енергийни източници също заема преобладаващо място. Следователно предвид този енергиен преход към повече възобновяема енергия и овластяването на потребителя има важни последици за операторите на мрежи, не само в Белгия, но и в целия Европейски съюз.
Всички горепосочени елементи обясняват основните направени промени към тарифната методология, които се предлагат.
Въз основа на опита, натрупан след последната корекция на тарифната методология, CREG счита, че следва да има приемственост между тарифната методология от периода 2016-2019 г. и тази за периода 2020-2023. Поради това остават приложими следните общи принципи:
- Регулацията трябва да насърчава ефективните инвестиции в мрежата
За да бъде насърчен мрежовия оператор да инвестира и по този начин да гарантира качеството на своята инфраструктура, следва да се поддържа справедлива печалба, пропорционална на „инвестирания в мрежата капитал“. По този начин CREG е напълно ангажиран с ефективната реализация на необходимите инвестициите. Същевременно белгийският енергиен регулатор изиксва от мрежовия оператор да обръща специално внимание на ефективността на бъдещите инвестиции: инвестиционните проекти използват значителни финансови ресурси, което неизбежно води до значителни дългосрочни фиксирани разходи за потребителите на мрежата. За тази цел настоящата методология предвижда специална процедура за докладване. Макар че, следващото издание на десетгодишния инвестиционен план на мрежовия оператор, който обхваща инвестиции и за следващия регулаторен период, все още не е налично, но предварителните индикативни стойности на мрежовия оператор Elia показват необходимостта от големи инвестиции както за подмяна на съществуваща мрежова инфраструктура, така и за реализацията нови по-големи проекти, пряко свързани с прехода към нисковъглеродна енергетика.
Периодите на амортизация за сгради, машини и съоръжения са съобразени с техния полезен живот, а не с „търговския“ полезен живот. В случай на нови класове активи трябва да се предоставят нови периоди на амортизация: на първо място, е необходимо да се цифровизират определени компоненти на мрежовата инфраструктура, които поради бързите промени в технологиите (а не по отношение на електромеханичните системи) изискват подходящи срокове. Новите технологии за HVDC представляват друг клас активи, който оправдава по-краткосрочна амортизация.
- 2. Осигуряване на достатъчна възръщаемост на инвестирания в мрежата капитал с оглед своевременно насърчаване на необходимите инвестиции
Като възнаграждение за собствените средства, използвани за финансиране на регламентираните активи, се предоставя справедлива печалба на оператора на мрежата. Това се състои в прилагането на процент от възвращаемостта въз основа на принципите на CAPM модела за определяне на ценообразуването.
Процентът на възвращаемост се прилага по принцип към целия портфейл от активи (RAB) и следователно не е адаптиран към конкретни проекти. Въпреки това са възможни специфични компенсационни компоненти за отделни инвестиционни проекти, като модулната офшорна мрежа (MOG), чийто рисков профил остава по-висок от традиционните инвестиции.
Като възнаграждение за привлечени средства, възстановяването на финансовите разходи чрез мрежови тарифи за мрежовия оператор остава гарантирано чрез принципа на прилежащите финансови разходи.
- Предвиждане на стимули за работа на мрежовия оператор
CREG счита, че тези стимули трябва да бъдат свързани с нивото на качество на услугите (в по-широк смисъл), предоставени от оператора на мрежата.
- Отделяне на постоянното внимание върху контрола на разходите и адекватността на елементите, включени в регулираните мрежови тарифи
Като се има предвид, че в мрежовата индустрия оперативните разходи (OPEX) се влияят от капиталовите разходи и инвестициите се променят значително в рамките на един регулаторен период, вече не е препоръчително да се променят оперативните разходи чрез обикновена индексация на равнището на разходите. Затова се изисква от мрежовия оператор да представи четири индивидуални и мотивирани годишни бюджета за оперативните разходи.
- Тарифна структура, основана на конкретните услуги, предоставени от Elia
За да се подобри прозрачността и да се избегнат дискусии относно това кой трябва да заплати определена мрежова тарифа, всяка тарифа представлява възнаграждение за една или повече услуги, предоставяни на потребителите на мрежата.
- Постигане на съответствие с европейските насоки за енергийна ефективност
CREG гарантира, че предложението за промяна на методологията е в съответствие с европейската Директива 2012/27 / ЕС за енергийна ефективност от 25 октомври 2012 г. , по-специално по отношение на тарифните аспекти. Например, ценообразуването на базата на нетна енергия е подходящ стимул за рационалното използване на енергията. Това важи и за ценообразуването, базирано на пикове, в съответствие с принципите на Peak Load Pricing, особено за клиенти със собствено производство.
- Тарифната методология – основен инструмент на политиката на регулатора
За повече информация: към Проекта на Методология за определяне на тарифите за пренос на електроенергия и работа на електропреносната мрежа за регулаторния период 2020-2023 в Белгия.
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Plan Wathelet
За да се гарантира, че в краткосрочен план ще бъде осигурен достатъчен производствен капацитет, държавният секретар по енергетика Мелчиор Уайтлет през юни 2012 г. публикува план. Сред редицата мерки планът доведе до търг за изграждане на необходими гъвкави газови електроцентрали. Dils-Energie представи офертата си на 22 юли 2014 г. На 27 март Министерството на енергетиката анулира процедурата за възлагане на обществена поръчка поради предварителното становище на Генерална дирекция „Конкуренция“ на Европейската комисия в търга, в което се появиха опасения относно съвместимостта на схемата с държавната помощ на ЕС регламенти. Правителството на Белигия в сътрудничество с ГД „Енергетика“ продължава да проучва подходящ механизъм за облекчаване на настоящия и бъдещия недостиг на капацитет в Белгия.
Последното проучване от 2016 г. Adequacy study and assessment of the need for flexibility in the Belgian electricity system за периода 2017-2027 г., поръчано от министъра на енергетиката и проведено от ELIA (белгийския преносен оператор) ясно потвърждава необходимостта от нов, допълнителен и гъвкав производствен капацитет за енергийния пазар в Белгия след 2023 г.
