Интервюто е публикувано в броя на списание "Ютилитис" от май 2017 г. с оригинално заглавие: Крайно време е крос субсидирането в газовия сектор да бъде преустановено.

Госпожо Найденова, през изминалия месец една от най-сериозните дискусии и дори повод за доста сериозна полемика, включително на политическо ниво, беше поскъпването на природния газ. Дори Върховната административна прокуратура поиска пълна отмяна на решението на регулатора. Как изглежда това близо 30-процентно повишение през очите на бизнеса? Скъп ли е в действителност природният газ в България?

Цената на природния газ, по която общественият доставчик продава на крайните снабдители и клиентите, присъединени към газопреносната мрежа, се определя по формула, обвързана с котировките на петролните деривати за 9 месечен период назад, на базата на която Комисията за енергийно и водно регулиране (КЕВР) утвърждава продажната цена за всяко тримесечие. Регулаторът взема предвид също и разходите на „Булгаргаз“ за покупка на природен газ от местен добив, запасите в газохранилището, разходите за наложените задължения към обществото, издръжката на компанията и курса лев/щатски долар. Когато скокът в цената се дължи на тези обективни пазарни фактори, индустрията има възможност да следи котировките и донякъде да прогнозира каква ще бъде цената. Но, ако се допусне при утвърждаването от КЕВР да се намесят социални или дори политически фактори, тогава утвърдената цена става изцяло непрогнозируема.

Дори производителите да са имали някакви механизми за смекчаване на удара от такова шоково покачване на цената, към момента на оповестяване на решението, такива вече не са налични и производителите са изцяло изложени и уязвими от удара. Непредвидимостта на повишението на цената има еднакво негативен, ако не и по-силно отрицателен ефект, върху пазарните субекти, какъвто е ефектът на ръста на цената сам по себе си.

По въпроса дали е скъп в действителност природният газ в България, всички сравнителни анализи, до които сме имали достъп, показват, че цената ни е една от най-ниските в Европа. Със сигурност трансграничната търговия от миналата година доказва, че цената в страната ни е по-ниска от тази в Гърция и Румъния, въпреки че местният добив в Румъния покрива 70-80% от вътрешното потребление.

Компанията, която представлявате, беше първият търговец на природен газ в България. Десет години по-късно какъв е делът на свободния пазар на природен газ у нас?

До средата на миналата година, когато се направиха първите реални стъпки в посока либерализация и отваряне на пазара на природен газ, компаниите, търгуващи в страната, бяха само три, в това число общественият доставчик „Булгаргаз“.

На 24 юни 2016 г. „Булгартрансгаз“ и гръцкият преносен системен оператор ДЕСФА, с подкрепата на Европейската комисия и съгласието на „Газпром Експорт“, подписаха междусистемно споразумение за точката на междусистемно свързване с Гърция - ГИС Кулата/Сидирокастро, по силата на което от 1 юли 2016 г. за първи път се предостави свободен достъп на трети страни до транзитния газопровод, посредством прекъсваеми капацитетни услуги в двете посоки – от и към България. През третото тримесечие на 2016 г. бяха осъществени първите сделки за внос на природен газ в България, но в пренебрежимо малки обеми, поради неконкурентната цена на гръцкия природен газ с включените разходи за услугата виртуален обратен капацитет. Тоест, целта на сделките беше по-скоро да се изпробва процедурно възможността за внос от Гърция, отколкото да донесе осезаема полза за българската индустрия в краткосрочен план. 

Може да се твърди, че КЕВР определи, по предложение на „Булгартрансгаз“, сравнително високи цени за нововъведените прекъсваеми услуги, които се дължат в допълнение на таксата за пренос през газопреносната мрежа и това допълнително допринесе за ограничения обем на трансграничните сделки. По правило цената на дадена прекъсваема услуга се определя в зависимост от вероятността от прекъсване на услугата от страна на преносния оператор, тоест колкото е по-голяма вероятността от прекъсване, толкова по-ниска следва да бъде цената на услугата.

КЕВР прие, че вероятността от прекъсване в точката ГИС Кулата/Сидирокастро в правата посока (България - Гърция) е 20%, следователно търговците дължат 80% от действащата цена за пренос (19,73 лв. на 1000 куб. м), а вероятността от прекъсване в обратната посока е 50% и следователно търговците дължат 50% от действащата цена за пренос. Вероятността от прекъсване се изчислява от оператора на газопреносната мрежа на базата на историческите данни за газовите потоци в дадената точка. Изненадващото в така утвърдените от КЕВР цени е, че за същата тази трансгранична точка, на базата на същия газов поток, гръцкият системен оператор и регулаторен орган са определили съвсем различни вероятности от прекъсване, а именно: за прекъсваем капацитет в правата посока 50%, а за виртуален ­обратен поток 95%. Можем сами да изчислим колко по-ниски следваше да бъдат цените на прекъсваемите услуги, ако бяха проведени публични консултации, на които да бъдат повдигнати тези въпроси, преди КЕВР да вземе своето решение. Това е един от примерите за това как пазарът страда при недостатъчно сътрудничество и съвместна работа между „Булгартрансгаз“ и КЕВР с операторите на газопреносните мрежи и регулаторни органи в съседните държави.

През четвъртото тримесечие на 2016 г. и първото на 2017 г., поради задържаното от КЕВР поскъпване на цената на природния газ в България, а същевременно покачващата се цена в Гърция, потокът на трансграничните сделки се „обърна“ в посока износ на природен газ от България към Гърция, във вече по-съществени обеми в сравнение с вноса през третото тримесечие.

Интересен последващ факт от практиката е, че услугата в правата посока (от България към Гърция), за която, както споменах, КЕВР утвърди вероятност от прекъсване само 20%, в края на миналата и началото на тази година беше изцяло прекъсната в продължение на повече от 60 дни.

Връщайки се на въпроса относно дела на свободния пазар на природен газ, може да се обобщи, че въпреки реалното отваряне на пазара от/към Гърция, на пазара все още не са навлезли основните международни газови компании и делът на пазара при свободно договорени цени през 2016 г. остава в размер между 2 и 3% от общата консумация в страната. Това се дължи не само на пречки, залегнали в акцизното ни законодателство, които затрудняват навлизането на нови пазарни участници, но и на факта, че за изминалия период цената на природния газ в България беше най-ниската в региона. 

Това е видно и от въведения в експлоатация от 1 януари 2017 г. интерконектор с Румъния Русе-Гюргево, по който сделките, които се осъществяват до момента, са единствено за износ на природен газ от България към Румъния. 

Изглежда, че вместо така дългоочакваната либерализация на пазара да доведе до нови конкурентни източници на газ за българската индустрия, реалността до момента сочи, че всъщност ние диверсифицираме съседните на нас държави. 

Доколкото това поддържане на ниски цени в страната е изкуствено наложено и непроизтичащо от ценовата формула на „Булгаргаз“ и „Газпром Експорт“, и генерира загуби за „Булгаргаз“, то то е нежелателно, неустойчиво в средносрочен и дългосрочен план и създава непредвидимост на пазара у нас, която на практика блокира възможностите за реални преговори за алтернативни доставки. Подобно разклащане на финансовата стабилност на обществения доставчик не е от интерес и за крайните клиенти, които разчитат изцяло на „Булгаргаз” за годишните си доставки.

Колко са реално работещите на българския пазар търговци на природен газ?

По наши наблюдения търговците на пазара, разполагащи с обеми природен газ, са двама-трима, а ползвателите на мрежата на „Булгартрансгаз“ с подписани договори за пренос са не повече от 5-6 компании.

Според Вас трябва ли да се въведе лицензионен режим на търговците на природен газ по подобие на пазара на електрическа енергия?

Докато на пазара имаше една единствена входна точка и изцяло резервиран капацитет за пренос до нея, не виждахме смисъл и не подкрепяхме идеята да се въведе лицензионен режим на пазар с един или двама търговци. Но със започналото отваряне на пазара от миналата година, е необходимо да се преосмисли лицензирането на търговците. Това не само би защитило крайните клиенти от ненадеждни доставчици на един прохождащ по отношение на алтернативните доставки пазар, но би поставило българските търговци в равнопоставено положение спрямо чуждите търговски компании, което в момента не е така, поради наличието на лицензионен режим в съседните на нас страни, а липсата на такъв в България.

Този проблем ще стане особено осезаем при предстоящото „групиране“ на капацитетните продукти (bundling of capacity) в точките на междусистемно свързване, когато българските търговци, които не са лицензирани в съседните държави, няма да имат право да закупуват капацитет за внос или износ от България, а чуждите компании ще продължат да имат такава възможност, без да са лицензирани у нас.

Какви са основните трудности, с които се сблъскват търговците и все още само на хартия ли е либерализацията на българския газов пазар?

Основната трудност на търговците е да намерят газ, който да търгуват. Липсата на ликвидност на пазара се дължи до голяма степен на непримамливия, сравнително малък като обща консумация пазар и продължаващата изолираност по отношение на регулаторния и инфраструктурен ­интегритет на пазара със съседните на нас държави. 

Непредвидимостта на ценовите решения на КЕВР, ­произтичаща от желанието на Комисията да защити битовите консуматори в зимните периоди за сметка на индустрията в летните, също не спомага преговорите и осигуряването на алтернативни доставки.

Какви мерки – законови, регулаторни и административни трябва да бъдат предприети, така че да се постигне реална либерализация на газовия пазар?

Има редица мерки, които могат да бъдат предприети в сектора. Законът за акцизите и данъчните складове предвижда всеки търговец на природен газ да монтира Интегриращо комуникационно устройство за наблюдение и контрол (ИКУНК) в точките си на доставка. За изпълнението на това изискване е нужен такъв времеви и финансов ресурс, че до момента спира изцяло навлизането на нови пазарни участници с по-малки портфолиа природен газ. Нужно е да се търси решение в посока ползване на измервателните уреди, собственост на „Булгартрансгаз“ или дори монтиране на ИКУНК съоръжение във всяка точка при присъединен клиент, който да бъде собственик на уреда и да предоставя достъп до него на всеки свой доставчик.

Друго нещо, което е изключително важно, е да се спре с крос субсидирането в сектора, което има различни проявления. В утвърждаваната от КЕВР цена за обществена доставка са включени разходи за съхранение в ПГХ „Чирен“ на около 290 млн. куб. м за покриване на сезонните пикове в потреблението на неравномерните потребители на природен газ – главно топлофикациите и газоразпределителните дружества. Тези разходи обаче се заплащат в еднаква степен от всички потребители в страната, което реално води до крос субсидиране от индустрията на битовите консуматори.

Другото изражение на крос субсидирането е понякога изкуственото задържане на ниски цени на природния газ през зимата, когато битовата консумация на газ е силно завишена и последващото им компенсиране чрез покачване на цената през летния период, когато основен консуматор е индустрията и ще „плати сметката“ на домакинствата.

Друга нужна промяна в сектора е да се въведат финансови гаранции за участие в провежданите от „Булгартрансгаз“ търгове на Регионалната платформа за резервиране на капацитет, за да се възпрепятства спекулативното резервиране или дори блокиране на капацитет за пренос. Това беше препоръчано и от Европейската комисия и се очаква да се въведе до средата на 2017 г.

Нужно е и пазарът да премине от измерване и фактуриране на услугите по пренос и доставка в кубични метри изцяло към MWh, за да се избегне изкуственото създаване на дисбаланси от ползвателите при ежедневното конвертиране, ­върху ­които те нямат контрол, но за които ще бъдат санкционирани въпреки това. До пълното преминаване в енергийни единици предложихме „Булгартрансгаз“ да направи анализ за предходните години и да определи и фиксира за даден период от време референтни стойности на горната граница на калоричност на природния газ във всички входни/изходни точки на мрежата.

Друго подобрение би било да се провеждат публични консултации при всяко изменение на договорите за ползване на мрежовите услуги на „Булгартрансгаз“.

Балансиращият пазар на електрическа енергия се оказа предизвикателство както пред КЕВР, така и пред участниците на този пазар. Кога очаквате да стартира балансиращият пазар в газовия сектор и какви са предизвикателствата пред участниците? 

В края на миналата година КЕВР утвърди Правила за търговия с природен газ, Правила за балансиране на пазара на природен газ и Методика за определяне на дневната такса за дисбаланс. На проведена в средата на април среща с Европейската комисия, ACER, ENTSOG, Министерство на енергетиката, „Булгартрансгаз“, КЕВР и ползвателите на мрежата, беше постигнато съгласие за преходен период преди въвеждането на входно/изходния тарифен модел и таксата за дневен дисбаланс. През този тестов период преносният оператор и ползвателите на мрежата ще се подготвят технически и софтуерно и ще имат възможност да изпробват нововъведената виртуална търговска точка и възможностите (които са силно ограничени) за изчистване на дневните дисбаланси помежду си. Предстои подписване и на договори за балансиране.

Предвижда се цените на капацитетните продукти да се внесат от „Булгартрансгаз“ в КЕВР до 15 май и да се публикуват до 15 юли преди провеждането на тримесечните търгове за капацитет за четвърто тримесечие на 2017 г.

На срещата с ЕК поставихме въпроса и за преминаването на пазара към енергийни единици и се планира за всички входни и изходни точки на преносната мрежа това да се случи до 1-ви октомври, с изключение на ПГХ „Чирен“, за което началото ще бъде следващата газова година за съхранение (от април 2018 г.)

Настоявахме също, че дефинираната в Методиката за определяне на дневна такса за дисбаланс компонента „малка корекция“ (“small adjustment”) в максималния допустим по европейския регламент за балансиране размер от 10% е прекомерно висока за българския пазар поради липсата на ликвидност на пазара и възможни източници за изчистване на предизвиканите дневни дисбаланси. Европейската комисия препоръчва на КЕВР да преразгледа своето решение и да намали размера на тази санкционираща компонента именно поради ниската ликвидност и изключително висока концентрация на пазара. Надяваме се, че КЕВР ще предприеме необходимите действия в най-кратък срок.

Вие бяхте една от първите, които предупредихте, че без компресорна станция на румънска територия интерконекторът IBR се обезсмисля. Неизползваема ли е към момента тази връзка и кога се очаква това да се промени?

В посока България към Румъния „Булгартрансгаз“ и „Трансгаз“ (Румъния) предлагат съответно твърд изходен и входен капацитет целогодишно. Използваме успешно този капацитет от построяването и въвеждането в експлоатация на интерконектора.

В посока Румъния към България „Булгартрансгаз“ предлага твърд входен капацитет целогодишно, но „Трансгаз“ предлага твърд изходен капацитет само от октомври до март, при това за много малки обеми, именно поради факта, че от самото начало построяването на компресорна станция от румънската страна не беше предвидено като част от проекта. Правилно помните, че се опитвахме, за съжаление безуспешно, да привлечем вниманието на отговорните за реализацията на проекта към този съществен пропуск, но тогава те публично отричаха да има такъв проблем.

Така или иначе е спорно доколко и този ограничен изходен капацитет от Румъния изобщо е реализуем на практика. През първите три месеца на 2017 г. не можахме да го тестваме, защото, както обясних, използвахме капацитета в посока към Румъния. Предстои да разберем истината след месец октомври, ако, разбира се, пазарната логика подкрепя вноса на газ от Румъния.

Преди време отправихте критики за това, че местният добив е обсебен от „Булгаргаз“? Актуалната ли е тази критика или по-скоро не, на фона на все по-намаляващите обеми на добива?

Не, не е актуална. От последните решения на КЕВР за определяне на цената на природния газ е видно, че обемите, които общественият доставчик купува от местен добив значително са намалели, но както и вие отбелязвате, това може да се дължи на намаляващи обеми или други причини, които не са ми известни и не бих могла да коментирам.

Пола Найденова е завършила право в University of Nottingham, Англия. През последните 13 години работи активно за либерализация на пазара на природен газ в България и участва в работните групи по създаването на регулаторна рамка в съответствие с европейските изисквания и нейното прилагане на практика.

През периода 2009 – 2011 г. Пола Найденова е изпълнителен директор и член на борда на директорите на „Даймънд Солар Девня“ АД - съвместно дружество с Mitsubishi Heavy Industries Ltd, за построяването на фотоволтаичен парк в България. От 2012 г. е член на УС, а от 2017 г. и зам. -председател на Българската федерация на индустриалните енергийни консуматори (БФИЕК).

От 2004 г. е управител на фирма „Дексиа България“ ООД - първият търговец на природен газ в България. Пола Найденова договаря и оперативно управлява доставките и преноса на природен газ за „Агрополихим“ АД. „Агрополихим“ АД.