СТАНОВИЩЕ

ОТНОСНО РЕЗЮМИРАН ДОКЛАД НА СВЕТОВНА БАНКА „ОСЪЩЕСТВЯВАНЕ НА ПРЕХОД КЪМ ФИНАНСОВА СТАБИЛИЗАЦИЯ И ПАЗАРНА РЕФОРМА НА ЕНЕРГИЙНИЯ СЕКТОР“ ОТ НОЕМВРИ 2016 Г.

Публикуваният на 17 февруари 2017 г. на Портала на Министерски съвет за обществени обсъждания (www.strategy.bg) резюмиран доклад на Световна банка „Осъществяване на преход към финансова стабилизация и пазарна реформа на енергийния сектор“ от ноември 2016 г. (Резюмето) съдържа анализи, варианти и подходи, които да подпомогнат Възложителя – БЕХ ЕАД и държавните институции при предстоящото разработване на политики за  либерализация на българския енергиен пазар и за финансово възстановяване на сектора.

Становището на Института за енергиен мениджмънт следва структурата на публикуваното Резюме, обхващащо 4 приоритетни области, и съдържа мнения, коментари и препоръки по него.

ПРИОРИТЕТНА ОБЛАСТ 1: ОТ ФИНАНСОВО ВЪЗСТАНОВЯВАНЕ КЪМ ДЪЛГОСРОЧНО СТАБИЛИЗИРАНЕ

(1.1.) Съгласно направената оценка от Световна банка (СБ), при продължаващо стриктно реализиране на предприетите досега мерки, разликата между приходи и разходи на годишна база (текущ дефицит) се елиминира. Тези мерки, обаче, са недостатъчни за погасяване на значителния натрупан тарифен дефицит, оценен на 1.9 млрд. лв. към декември 2015 г. С цел погасяване на задълженията, СБ предлага прилагане на две допълнителни мерки: А) намаляване на разходите за погасяване на натрупаните задължения чрез рефинансиране на облигационните заеми на БЕХ при по-добри условия и Б) увеличаване на цена „Задължения към обществото“ за всички потребители.

(1.2.) На първо място, по наше мнение, се налага актуализация на данните във връзка с допълнителния финансов дефицит от 2016г., възникнал поради неблагоприятния за НЕК ЕАД изход от делото по проект „Белене“ и предоставената му държавна помощ в размер на 1,2 млрд. лева.

(1.3.) Съгласно Резюмето цена „Задължения към обществото“ ежегодно би трябвало да нараства  с 5%, за да се покрие натрупаният дефицит, което ще доведе до увеличение на крайната цена с приблизително два процента годишно, в допълнение към корекцията за инфлация. Резюмето, обаче, не дава ясен отговор на въпроса при какви параметри на рефинансирането на облигационните заеми на БЕХ (напр. срок за погасяване на дълга, лихви и т.н.) е изчислено необходимото увеличение на цената „Задължения към обществото“.

(1.4.) Важна предстояща задача на държавните институции би следвало да бъде определяне на подходящ срок за погасяване на дълга, така че тежестта върху крайните цени на енергията да не бъде прекалено голяма, след което да бъде определена от регулатора и необходимата корекция на цена „Задължения към обществото“ на база на актуалните данни за дефицита и договорените условия за рефинансиране.

(1.5.) При бъдещите анализи в посока към финансова стабилизация, би следвало да се отчита взаимната обусловеност на цена “Задължения към обществото“ и референтната пазарна цена, тоест, че релативно по-ниската цена за енергия води до необходимост от съответно по-висока цена „Задължения към обществото“. Обратното би довело до натрупване на допълнителен дефицит поради високата му чувствителност към нивото на референтната пазарна цена. От настоящото Резюме не става ясно при каква референтна цена е изработен препоръчваният сценарий.

ПРИОРИТЕТНА ОБЛАСТ 2: ПРЕХОД КЪМ НОВ ПАЗАРЕН МОДЕЛ

(2.1.) Тъй като настоящият модел с единствен обществен доставчик не е съвместим с целевия модел на ЕС и не е подходящ за изграждане на изцяло конкурентен пазар, СБ представя в Резюмето концептуална рамка за преход към нов пазарен модел в България, а именно – разрастваща се търговия на вече създадения пазар „ден напред“ (ПДН), въвеждане на нов пазарен сегмент на Българска независима енергийна борса (БНЕБ) – пазар „в рамките на деня“ (ПРД), нарастващи продажби на централизираната платформа на БНЕБ за двустранна търговия (ДТ).

(2.2.) Трудностите пред изграждане на конкурентен енергиен пазар произтичат от концентрираната пазарна структура, което създава рискове от злоупотреба с пазарна сила. Понастоящем компаниите от групата на БЕХ осигуряват близо 100% от енергията, която се търгува на БНЕБ. Тъй като либерализацията носи ползи за потребителите единствено, ако реално насърчава конкуренцията, това изисква предприемане на определени мерки.

(2.3.) Мнението на СБ, към което се присъединяваме, е, че ако на пазара не бъде реализиран адекватен механизъм за мониторинг, има риск от пазарна доминация, което ще доведе до пазарни изкривявания.

(2.4.) За момента подобен механизъм за мониторинг се осъществява чрез ангажиментите на компаниите от групата на БЕХ[1] да осигуряват фиксирани количества енергия за платформата ПДН с цена, базирана на пределните им разходи, за период от 5 години, както и за прехвърляне на собствеността върху БНЕБ на Министерство на финансите.

(2.5.) Споразумението по делото на ГД Конкуренция, обаче, има кратък хоризонт – до 2020 г., и създава известни задължения за участниците (предприятия от групата на БЕХ) единствено по отношение на ПДН. Възниква въпрос, който не намира отговор в Резюмето, по какъв начин ще бъдат преодолявани тези рискове в по-дългосрочен план, както и на другите пазарни сегменти, които вече са или предстои да бъдат въведени. Логично би било подобен тип задължения за тези производители, с цел преодоляване рисковете от пазарна доминация, да бъдат проектирани и за другите видове пазари на електроенергия. Нещо повече, настоящите ангажименти не са достатъчни за осигуряване на надеждна референтна цена на електроенергията в България и поради това е важно търговията на ПДН да се разрасне над обемите, гарантирани със споразумението с ГД Конкуренция. По принцип, обаче, единственият устойчив вариант за постигане на това е пазарното обединение с електроенергийния пазар на ЕС, каквото е споделяното и от нас мнение на СБ.

(2.6.) Изграждането на национален пазарен модел е предстояща задача. Предмет на бъдещи анализи и действия е както първоначалното стартиране на ПРД, така и надграждане и развитие на съществуващите два борсови сегмента – напр. чрез въвеждане на блокови продукти на ПДН – освен часовите, и чрез въвеждане на финансова търговия – освен физическата. Необходимо е разглеждане на трите борсови сегмента взаимосвързано, за да се осигури ликвидност на борсовата търговия като цяло и успешно въвеждане на новия пазарен модел.

(2.7.) Също така, при изграждането на национален пазарен модел е необходимо да се дефинират по ясен начин правата и отговорностите на останалите производители (извън групата на БЕХ), както при борсовата търговия, така и извън нея (двустранни договори), ако такава ще съществува (което не е изрично посочено в Резюмето).

(2.8.) Балансиращият пазар (БП) не е предмет на Резюмето, но в процеса на пазарно европейско обединение този пазар ще има все по-нарастваща роля, поради което следва да се ползва с повече внимание при структуриране на националния модел. Предмет на обсъждане в този смисъл би следвало да бъдат както механизмите за ценообразуване, така и задълженията на отделните участници (особено на тези с доминиращи позиции), насърчаването на участие от страна на потребителите, а също така и решаването на проблемите със социализация на разходите за балансиране.

(2.9.) Прави впечатление, че Резюмето (за разлика от новото европейско енергийно законодателство) „мълчи“ по отношение на мрежовите оператори и тяхната роля в бъдещия процес на либерализация. Разработването на тази тематика е не по-малко сложно и не по-малко значимо от направеното от СБ до момента, защото безспорна е ключовата роля на мрежата, в това число – на разпределителната, наричана в европейските документи „гръбнак и фасилитатор на пазара на дребно“.

(2.10.) За увеличаване на ликвидността СБ препоръчва въвеждане на задължение за закупуването на технологичните загуби на пазарен принцип. Предлага се, с оглед увеличаване на търгуваните обеми на ПДН, мрежовите оператори да купуват енергията за технологични загуби от свободния пазар – чрез търг за дългосрочни договори, за да се осигури базовата стойност на загубите и чрез набавяне на остатъка от ПДН. Трябва да се отбележи, че тази мярка ще доведе до увеличаване на разходите на мрежовите оператори, съответно до необходимост от увеличаване на мрежовите цени. Също така, препоръчваме да се обмисли поетапно интегриране на мрежовите компании към пазара (подобно на предложеното от СБ относно крайните снабдители), за да бъдат избегнати потенциални рискове за сигурността на снабдяването и ценовата стабилност.

(2.11.) Друга мярка за увеличаване на ликвидността, препоръчвана от СБ, е интегрирането на производителите с дългосрочни договори за изкупуване на електроенергия и производители, възползващи се от преференциални цени на пазара на едро. Според СБ подходящ за България подход е трансформиране на договорите за изкупуване на електроенергия или по преференциална цена във финансов договор, познат като Договор за разлика (ДзР). Въвеждането на ДзР ще бъде предшествано от сериозен подготвителен етап, в рамките на който да се изяснят детайлно с участниците ключовите параметри на модела, начинът на прилагането им, както и графикът за интеграция на пазара, координирано с общите планове за либерализация. Важно при това е да се избегне един възможен параграф 22, а именно – да се разчита, че изпреварващото въвеждане на ДзР е ключът към надеждна референтна пазарна цена, докато всъщност нейното наличие трябва да е факт, за да бъде прилагането на тези договори успешно.

ПРИОРИТЕТНА ОБЛАСТ 3: ПАЗАРНА ЛИБЕРАЛИЗАЦИЯ И ЦЕНОВА ДОСТЪПНОСТ

(3.1.) В българския случай СБ препоръчва поетапен подход за дерегулация на пазара на дребно. Основна роля в този процес ще имат настоящите крайни снабдители, за които се предвижда да купуват нарастваща част от необходимата им енергия от ПДН, която потребителите да плащат  като променлива компонента в своята сметка. Намаляващата регулирана компонента от цената на енергията се предлага да бъде осигурявана от крайните снабдители на тръжна основа. Препоръчва се на енергийния регулатор да определя регулираната цена на база на форуърдна цена в съседните държави. Разликите между фактическите разходи на крайните снабдители при тръжните процедури и приходите на база определените от регулатора регулирани цени ще се компенсират чрез сключване на ДзР между крайните снабдители и съответна насрещна страна. Препоръчва се това да бъде Фонд „Сигурност на електроенергийната система“ с разширени функции.

(3.2.) Етапното премахване на регулираните количества енергия, известната несигурност, която съдържа използването на форуърдна цена в съседните държави и необходимостта от хармонизация на този процес с общия преход към нов пазарен модел определят сериозните бъдещи ангажименти и задължения на енергийния регулатор в тази насока.

(3.3.) Съгласно оценката на СБ, програмата за социална тарифа – като мярка за защита на уязвимите потребители – има временен характер и трябва да се върви към изграждане на по-цялостен подход за социална защита. Този подход предвижда: (а) интегриране на енергийната помощ в рамките на действащите схеми за социално подпомагане и увеличаване на техния обхват, и (б) съчетаване на финансовата подкрепа с нефинансови мерки за подпомагане на енергийно уязвимите потребители, напр. енергийна ефективност на жилищни сгради.

(3.4.) Именно при отчитане на временния характер на социалната тарифа, намираме за по-полезно да не бъде въвеждана такава, а ролята на временна мярка да изпълни сега действащата система за енергийни помощи за отопление с необходимото разширяване на обхвата на подпомаганите. Така ще се постигне максимално ефективно използване на създадени и вече устойчиво наложили се механизми и ще се избегнат административните разходи по създаване и управление на нов дублиращ механизъм.

(3.5.) На второ място, социалната тарифа би довела до допълнителен финансов дисбаланс в системата извън този, който съществува заради дефицитите на НЕК, респективно добавяне на нов елемент към цена „Задължения към обществото“, а именно „добавка“ за защита на уязвими потребители, което, предвид отчетената от СБ висока чувствителност на финансовата стабилизация към утежняващи фактори, не е добро решение.

На 30 ноември 2016 г. ЕК публикува нов законодателен пакет, състоящ се от 8 документа, които в момента са предмет на активна дискусия и чието приемане предстои. Тези документи определят рамката за развитие на енергетиката с хоризонт до 2030 г., в това число – либерализация, управление на Енергийния съюз и енергийно регулиране, енергийна ефективност и насърчаване на ВИ. Въз основа на тези документи всяка държава-членка има задължение да разработи и представи пред ЕК в срок до 2018 г. Интегриран национален план Енергетика и климат до 2030 г. Предвид това би трябвало продължаващата работа по модела за преход към либерализация да бъда поставена в съответствие с разработеното ново европейско законодателство, както и да бъде надграден моделът с националните ангажименти, произтичащи от него.

[1]Решение на ЕК по производство срещу БЕХ ЕАД по член 102 от Договора за функционирането на Европейския съюз срещу  БЕХ №AT.39767 — BEH Electricity 2016/C 334/06

 

Текстът на становището в pdf може да бъде изтеглен от следния линк – EMI_Comments on World Bank Report.pdf

.