АНАЛИЗ НА ПРИЛАГАНИЯ ЦЕНОВИ МОДЕЛ НА РЕГУЛИРАНИЯ ПАЗАР И РЕГУЛИРАНЕ НА СВОБОДНИЯ ПАЗАР И ТРАНСГРАНИЧНИЯ ПРЕНОС
Представен от КЕВР на 4 март за заседание на Комисията за наблюдение на дейността на Държавната комисия за енергийно и водно регулиране в Народното събрание.
Пазарът на електрическа енергия в България следва хибриден модел, при който част от сделките (с клиенти присъединени на ниско напрежение – НН) се сключват на регулирани цени, одобрени от ДКЕВР, а останалата част (клиенти ВН, СрН и част от стопанските клиенти присъединени на НН) се търгува на свободния пазар на цени, които подлежат на договаряне.
Принципите, от които се ръководи комисията при прилагане на ценовото регулиране са следните:
- Прозрачност: справедливо и равнопоставено отношение към всички участници на пазара;
- Ефективност: подаваните ценови сигнали стимулират към адекватно пазарно поведение на участниците на пазара;
- Равнопоставеност между производители и потребители;
- Стабилност: последователните действия на регулатора създават стабилна среда за инвеститорите;
- Обосновани разходи и разумна печалба;
Използваният ценообразуващ модел е в съответствие с международните практики, като методите на регулиране на дружествата от сектор „Електроенергетика“, а именно – „горна граница на приходи“ и „норма на възвръщаемост“, са използвани от почти всички регулатори в Европа.
Методът „норма на възвръщаемост“ с регулаторен период не по-кратък от една година, се използва при регулиране на производителите на електрическа енергия. Комисията след регулаторен преглед утвърждава цени въз основа на утвърдени необходими приходи, включващи прогнозни икономически обосновани разходи и възвръщаемост. Следващ регулаторен преглед се извършва по указания на Комисията или по заявление на енергийното предприятие, при съществени отклонения между одобрените и действителните разходи и/или възвръщаемост, в зависимост от резултатите от текущото наблюдение на Комисията върху дейността на производителите на електрическа енергия. Основните силни страни на метода са:
- създава се пряка възможност за възстановяване на разходите на регулираното предприятие и възможности за инвестиции;
- стимулира се предприятието да поддържа капиталовите активи, а потребителите да бъдат защитени чрез цените, като регулаторът ограничава дружествата от необосновано висока печалба до нива, съответстващи на цената на капитала;
- създава се възможност за гъвкаво отразяване в цените на настъпили обстоятелства през годината, чието настъпване не е могло да бъде предвидено при утвърждаването им.
Недостатък на метода е, че всички одобрени разходи се прехвърлят към крайните клиенти и регулираното предприятие няма стимул за тяхното намаляване.
С оглед спецификата на дейността „разпределение на електрическа енергия“ най-подходящият метод за регулиране на цените за достъп и за пренос, прилагани от електроразпределителните дружества, е методът чрез стимули – „горна граница на приходи“. 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 води до насърчаване на бизнес активността и ефективността на работата на регулираните дружества и създава възможност за въвеждане на ясни критерии за изпълнение на определени от енергийния регулатор показатели за качество, като инструмент за осъществяване на регулаторната политика в защита на потребителите. Основната цел на регулирането на цените чрез метода “горна граница на приходи” е на енергийните предприятия да бъдат дадени стимули за намаляване на техните разходи. Това се постига чрез определянето на приходите, които едно предприятие би могло да получава за период от няколко години, независимо от размера на разходите, които то прави през този период. Стимулите за регулираното предприятие са свързани с възможността му да управлява свободно доходността от дейността си по време на предварително определения регулаторен период. Утвърждаването на необходимите годишни приходи за дейността за първата година от регулаторния период и тяхното изменение само с корекционните фактори през останалите ценови години на регулаторния период осигурява по-голяма прогнозируемост и инвестиции, насочени към постигане на целевите показатели, които да обезпечат и гарантират оптимизиране на разходите и подобряване ефективността на работата на дружествата. Прилаганият метод на регулиране „горна граница на приходите” предполага за всеки регулаторен период комисията да установи необходимото общо ниво на приходите на дружествата, при което те да могат да осъществяват дейността си по лицензията, без създаване на предпоставки за необосновано високи печалби или загуби за дружествата.
Предвид намаленото потребление на сегмента от пазара на електрическа енергия, обслужван от крайните снабдители, комисията е приела при утвърждаването на тарифите, по които електроснабдителните дружества продават електрическа енергия на крайните клиенти да прилага метод с надценка върху разходите на крайните снабдители за електрическа енергия, която да отразява оперативните разходи на дружеството и възвращаемостта. Преминаването на по-голямата част от стопанските потребители към свободния пазар предполага оптимизация на разходите на електроснабдителните дружества, с оглед постигане на равнопоставеност между клиентите, избрали пазара по свободно договорени цени и клиентите на крайните снабдители, при които цените на електрическата енергия се утвърждават от регулатора, а не при прилагане на пазарните механизми. Следва да се има предвид и европейската практика, която показва, че при пълно либерализиране на пазара на електрическа енергия, което предстои да се осъществи и в България, оптимизирането на разходите на снабдителите е от изключителна важност и се случва по естествен път поради минималните маржове на конкурентните пазари. За електроснабдителните дружества цените са определени като утвърдените от комисията необходими годишни приходи за дейностите по лицензията за краен снабдител с електрическа енергия включват и надценка за дейността „краен снабдител“ в размер до 3 на сто от утвърдената средна покупна цена за енергия на дружеството като част от цената по чл. 30, ал. 1, т. 6 от ЗЕ. Надценката включва икономически обосновани разходи и възвръщаемост за дейностите по доставка и снабдяване с електрическа енергия, определени по реда на чл. 9 и чл.14 от Наредба №1 за регулиране на цените на електрическата енергия.
С оглед препоръките на ЕК и Световната банка от 2013 г., през последната година бяха извършени промени в ценовия модел свързани с необходимостта той да бъде адаптиран в съответствие с реалните условия на пазара на електрическа енергия и неговото поетапно либерализиране, при отчитане и премахване на следните слабости:
- Намаляване на количествата продавана електрическа енергия по свободно договорени цени, поради високата неконкурентна крайна цена при износ на енергия. Причината за това беше пряк резултат от калкулирането към свободно договорената цена за енергия освен на цените за достъп и пренос и на т.нар. „добавки”, които по своята същност отразяваха допълнителни разходи за производство на енергия, които са над нейната пазарна стойност. Нормативно установено задължение беше тези разходи да се покриват чрез цените от всички потребители, включително и при износ на електроенергия. Конкретните действия, предприети за отстраняване на гореизложения проблем се изразяват в премахването на добавките в настоящия ценообразуващ модел, като задълженията на обществения доставчик, съгласно чл.93а от ЗЕ са отразени в миксовата цена за регулирания пазар и в цената за „задължения към обществото“, дължима от клиентите на свободния пазар. Приетият от ДКЕВР начин на ценообразуване на електрическата енергия третира равнопоставено всички клиенти, които потребяват електрическа енергия на територията на страната, включително и от внос при спазване на изискванията на ЗЕ, крайните цени да отразяват разходите по цялата технологично свързана верига от производството, през преноса по мрежите до нейната доставка. В същото време са създадени реални условия за работа на всички производствени мощности и износ на електрическа енергия.
В резултат на горното за всеки ценови период, комисията определя задължителни квоти на производителите за покриване на потреблението на регулирания пазар. Формирането на миксовата цена, по която общественият доставчик продава електрическа енергия на крайните снабдители е представено в следващата таблица:
- Намаляване на относителния дял на клиентите на вътрешния пазар, които купуват енергия по регулирани цени – съгласно ЗЕ по регулирани от ДКЕВР цени за настоящия ценови период могат да купуват енергия само клиентите, присъединени към мрежи ниско напрежение, т.е. битовите потребители и малки стопански обекти. През 2013 г. всички клиенти на високо и средно напрежение са изведени на свободния пазар, с което значително се увеличи делът му спрямо регулирания. Създадоха се условия за работа и реално въвеждане на фигурата на т.нар. Доставчик от последна инстанция, който е задължен да осигурява електрическа енергия на тези потребители от свободния сегмент от пазара, които не са избрали друг търговец на енергия.
- Създаване на конкуренти условия при осигуряване на студен резерв и допълнителни услуги чрез въвеждане на тръжна процедура. Комисията е определила горен праг на разходите, по които ЕСО ЕАД купува студен резерв и допълнителни услуги, като е задължила оператора да организира търгове за закупуване на количествата определени със заповед на Министъра на икономиката и енергетиката.
- Изключване от задължителното изкупуване на количествата електрическа енергия, които производителят ползва за собствени нужди и собствено потребление при комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия. В настоящия ценови модел те са определени в изпълнение препоръките на Световната банка, а именно прогнозните количества електрическа енергия за продажба от производители по комбиниран начин с преобладаващ топлинен товар за стопански нужди са коригирани с количествата, които по данни на „ЕСО“ ЕАД се потребяват от небитови клиенти, които не са на бюджетна издръжка, и които се снабдяват с топлинна енергия от съответния производител.
С оглед ограничаване на тежестта на мрежовите тарифи в крайната цена на енергията, комисията е определила квота на „АЕЦ Козлодуй“ за електрическата енергия необходима за покриване на технологичните разходи по преноса и разпределението. По този начин преносното и електроразпределителните предприятия, купуват енергията необходима им за покриване на технологичния разход по регулираната цена на ядрената централа, а именно 30 лв./МВтч. Това от своя страна прави цената на електрическата енергия конкурентна, спрямо цените в съседните пазарни зони и облекчава износа към Турция и Гърция, за чиито пазари българските производители се конкурират с производителите търгуващи на румънската борса OPCOM и унгарската HUPX. От друга страна реалната цена за закупуване на технологичните разходи е по-висока и би трябвало да е средната цена на обществения доставчик.
Относно регулациите на пазара по свободно договорени цени, съгласно чл.37 от директива 72/2009/ЕО, на енергийните регулатори следва да бъдат предоставени и правомощия да вземат решения, независимо от прилагането на правилата за конкуренцията, относно въвеждането на подходящи мерки за гарантиране на ползи за клиентите чрез насърчаване на ефективната конкуренция, необходима за правилното функциониране на вътрешния пазар на електроенергия. Директивата поставя акцент върху развитието на условията за конкуренция с цел създаването на конкурентен вътрешен европейски пазар на електроенергия. В чл. 37 ал. 1, б. „й“ националният регулаторен орган е задължен да наблюдава степента и ефективността на отваряне на пазара и конкуренцията в секторите на едро и на дребно, включително на борсите за електроенергия, да следи цените на електроенергията за битовите клиенти, включително системите за авансови плащания, процента на смяна на доставчика, процента на изключване от мрежата, таксите за услугите по поддръжка и изпълнението на тези услуги и жалбите на битовите клиенти, както и да следи за всяко нарушаване или ограничаване на конкуренцията, включително да предоставя нужната информация и да отнася съответните случаи до органите по конкуренция.
Според препоръките на Европейската комисия (ЕК), за да се привличат независими производители и търговци, трябва да се увеличат усилията за създаването на добре функциониращ балансиращ пазар, включително създаването на организирана независима eлектроенергийна борса и пазар ден напред.
ДКЕВР, в рамките на своите компетенции, предприе редица стъпки, за разработване на прозрачни правила за организиране на пазар на балансираща енергия и принципи за балансиране на търговските участници. В тази връзка следва да се отбележи, че от 01.06.2014 г. стартира балансиращият пазар, иницииран с решение на ДКЕВР от м. февруари. Балансиращият пазар обхваща всички търговски участници по веригата производство, пренос, разпределение и крайни клиенти и е основната и най-важна стъпка за последяващо организиране и функциониране на борсовия пазар на електрическа енергия, както и важно условие за изпълнение на ангажиментите на страната ни за пълна либерализация на търговията с електрическа енергия. В тази връзка е издадена лицензия на „Българска независима енергийна борса” ЕАД за дейността “организиране на борсов пазар на електрическа енергия”.
След стартирането на балансиращия пазар в Комисията са получени над 100 жалби свързани с работата му. От страна на ДКЕВР е направена проверка и преглед на данните от оператора на пазара относно получените екстремни стойности на цената на балансиращата енергия за недостиг и отрицателни стойности за излишък. С Решение № Ц-26 от 19.12.2014 г. ДКЕВР определи пределна цена за сключване на сделки на пазара на балансираща енергия считано от 01.01.2015 г., както следва:
- Пределна цена за сключване на сделки на пазара на балансираща енергия за регулиране „нагоре“ (т.е. при недостиг на енергия) в размер на 202,00 лв./МВтч.
- Пределна цена за сключване на сделки на пазара на балансираща енергия за предоставяне на системна услуга регулиране „надолу“ (т.е. при излишък на енергия) в размер на 0,00 (нула) лв./МВтч
Чрез направените промени в Правилата за търговия с електрическа енергия (ПТЕЕ) са създадени всички предпоставки за работещ балансиращ пазар, пазар ден напред и борсова търговия. Практически функционират и т. нар. „координатори на стандартни балансиращи групи”, които предоставят на членовете на оперираната от тях балансираща група услугата по поемане на отговорността за балансирането им.
Тръжните правила относно условията за достъп до мрежата за трансграничен обмен на електроенергия за регионално сътрудничество между операторите, чрез въвеждане на общи правила и процедури за разделяне и предоставяне на разполагаема преносна способност (капацитет) в двете посоки по междусистемните сечения на електроенергийната система на България и съседните електроенергийни системи, са разработени във връзка с изискванията на Регламент (ЕО) № 714/2009 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 година. Целта на тези правила е да се осигури оптимално управление на мрежите, насърчаване развитието на енергийния обмен и координираното разпределение на трансграничния капацитет, чрез недискриминационни пазарно обусловени решения.
„Електроенергиен системен оператор“ ЕАД, е операторът на електропреносната мрежа на територията на Република България, който на основание чл. 109, ал. 1, т. 3 от Законът за енергетиката, е длъжен да осигурява съвместната работа на електроенергийната система с електроенергийните системи на другите страни, в съответствие с международните договори. Регламент (ЕО) № 714/2009 вменява в задължение на националните регулаторни органи да осигуряват съответствие с посочения регламент и насоките, приети в съответствие с чл. 18 от него, за установяване на регионално сътрудничество между операторите на преносни системи (чл. 12 и чл. 13 от Регламента).
В тръжните правила подробно са регламентирани изискванията за регистрация и участие, отделните видове търгове, организацията и провеждането на тръжните процедури, определяне на тръжните резултати и предоставяне на права за преносна способност (ПС) и правила за използването им, вторичния пазар на ПС и прехвърлянето им, изисквания и срокове за сетълмент и плащане, принципи за намаляване на предлаганите преносни способности и др.
България има пет съседни контролни зони (Турция, Гърция, Македония, Сърбия и Румъния), за които се провеждат годишни, месечни и дневни търгове за разпределение на трансгранична преносна способност. Държавната комисия за енергийно и водно регулиране, в качеството си на национален регулаторен орган и съгласно изискванията на чл. 19 от Регламент (ЕО) № 714/2009 г. ежегодно съгласува тръжни правила за разделяне и предоставяне на преносна способност по междусистемните сечения между контролната зона на „Електроенергиен системен оператор“ ЕАД и съседните контролни зони.
Докладът в pdf формат можете да свалите от тук.
