Как се развива свободният пазар на електрическа енергия през последните няколко години?

- След присъединяването на България към ЕС се наблюдава значително увеличаване на обемите. Причините са две: развитието на пазар на крайни клиенти, основно високо напрежение, както и на премахването на монопола на НЕК върху износа. Според данни от ЕСО, физическият обем на пазара за 2011 г. възлиза на 15.7 TWh (1800 MW) базов товар еквивалент, а финансовият обем, т.е. вторичният пазар, който обхваща доставките между търговци, надхвърля два пъти физическия до 28 TWh (3300 MW).

Ефективният процент на либерализация на сектора, включващ крайни потребители и износ, е близо 30% от нето производството в страната.

Останалите 70% все още се регулират по цялата верига „централа – обществен доставчик – крайни снабдители – потребители” по модела на „единствен купувач” отпреди 30 години.

Какво е състоянието на пазара на крайни клиенти в момента?

- От 2008 г. се наблюдава насищане и задържане на физическото ниво около 550 MW, тъй като повечето индустриални консуматори са отдавна регистрирани. Ниските регулирани тарифи не създават стимул за останалите фирми да излязат на свободния пазар. Липсата на техническа инфраструктура за комуникация и обмен на данни, слабата координация между оператор и мрежови компании, непредвидимостта на регулаторната рамка, допълнително създават несигурност в участниците. В тази ситуация естествено всички изчакват и така вече 3-4 години.

Какви са пропуските в регулаторната рамка?

- Основен пропуск са изкуствено поддържаните ниски регулирани цени, които не създават стимул за развитие и насърчаване на инвестициите в енергетиката. В момента битовите клиенти плащат най-ниска цена за енергийна компонента, или т.нар. „commodity price”. Следват малките и средни предприятия и най-отгоре са леката и тежката индустрия, т.е. цялата пирамида на регулираните цени е обърната с главата надолу.

Чрез кръстосаното субсидиране се натоварват бизнесът и енергийните компании. Например, Крайните снабдители купуват от НЕК по 74 лв./МВтч и продават по 30 лв./МВтч нощна енергия на бита, т.е губят по 44 лв. в този диапазон. Логично, домакинствата отказват парно и преминават на отопление с електричество. Топлофикация губи клиенти, а електроснабдителните компании се декапитализират. Като краен резултат, разбиваме две енергийни системи, които са проектирани и изградени да работят в синхрон, поради грешно разбиране на ценообразуването и социалния ефект.

Друг проблем на регулацията е политиката да се поддържат на всяка цена жизненоспособни държавни дружества, които не са в състояние да се реформират. Високото ниво на „директно облагане” чрез мрежови такси и добавки, формиращи до 50% от крайната цена, изсмуква свеж финансов ресурс от работещи компании и го насочва към неефективни структури.

В тази връзка как се отрази на търговците и на сектора забраната за износ на електрическа енергия от България?

- Забраната за износ е пример за лошо планиране, неадекватна координация между институциите и поражда съмнения за злоупотреба с монополно положение от страна на ЕСО. Първата забрана през януари продължи 7 дни и беше оповестена след срока за номинация на графици. В резултат търговците останаха небалансирани 3 дни и понесоха огромни загуби. Втората забрана през февруари продължи 11 дни и тя беше катастрофална, защото предизвика верижна реакция в съседните оператори, които също наложиха ограничения. Балканите се изолираха търговски на принципа всеки спасява сам себе си. Пазарите се изнервиха и цената в Унгария скочи 3 пъти до 150 евро. Цялата финансова тежест падна върху търговците, защото са последни по веригата и отговарят за заплащането на всички разходи по износа - енергия, такса износ 12 евро, преносен капацитет 15-20 евро. Някои от тях занулиха двугодишни бюджети, а други фалираха, защото отношението марж към риск е 1:30-50.

В същото време българските централи, които не осигуриха достатъчно гориво, и ЕСО, който не обезпечи достатъчно сигурността на системата, но пък прибра платените суми за преносен капацитет, си „измиха ръцете” със заповедта за форс мажор. Като Асоциация на търговците на електроенергия в България (АТЕБ) писахме писма, искахме срещи, но не получихме ясно обяснение от министерството. Надявам се с времето отговорните институции да осъзнаят какво са причинили като загуби на приходи и най-вече - на доверие в надеждността на българската енергетика.

Какви са предложените промени в правилата за търговия и Закона за енергетиката и как ще се отразят на свободния пазар?

- Промените предвиждат дерегулация на сегмент средно напрежение и потенциално удвояване размера на вътрешния пазар от 500 до 1000 MW. Въвежда се доставчик от последна инстанция, който ще снабдява потребители, които не са избрали друг доставчик. Моделът на квотите и регулираните цени остава за домакинствата и за фирми ниско напрежение. Спот пазарът трябва да премине от сухи тренировки в реална работа. Препоръчахме на ЕСО да въведе дългосрочни физически продукти с продължителност 1-12 месеца с цел наливане на първоначална ликвидност, предвидимост на цените, както и арбитраж спот-форуърд. В бъдеще, това ще послужи като основа за създаване на финансови деривати – фючърси.

Предложенията са стъпка напред към либерализация на сектора и по-справедливи цени, само ако се въведат по правилния начин. Опасявам се промените да не се приложат селективно отново с цел преразпределение на парични ресурси, защото това не трябва да е целта на либерализацията. Директивите на ЕС за единен вътрешен пазар на електроенергия и газ целят подобряване качеството и сигурността на снабдяването, повишаване на ефективността и привличане на нови инвестиции в централи и мрежи.

Отдавна се очаква стартът на балансиращите групи. Какво е актуалното състояние и готово ли е вашето дружество за този процес?

- Балансиращите групи можеше да бъдат въведени още през 2004 г., защото процедурата е чисто формална и технически лесно изпълнима от страна на ЕСО. Процесът се забави поради пропуски в наредбата за лицензиране и поради „ослушване” от страна на оператора и обществения доставчик, защото те фактурират поотделно на всички 80-90 крайни консуматори, а при включването в групи, броят на сетълментите ще падне до 5-10, колкото са координаторите.

По отношение на нашата готовност, ЧЕЗ Трейд България е първият лицензиран търговец през 2005 г., който развива портфолио от крайни клиенти. За последните 6 години сме доставили над 4.4 TWh енергия на стойност над 370 млн. лв. В момента снабдяваме едни от най-големите предприятия в страната - представители на цветната металургия, циментовата промишленост, производство на стъкло, хартия, храни, търговски вериги, услуги и други.

След промените в Закона, очакваме добавяне на нови клиенти средно напрежение чрез колегите от ЧЕЗ Електро България, с което потенциалният размер на нашата стандартна група ще достигне 300-350 MW, което ще донесе допълнителни ползи за участниците в нея. Притежаваме необходимата квалификация, опит и инфраструктура за тази дейност.

Сравнявайки българския пазар със съседните, например с румънския, какви поуки можем да извлечем за бъдещото му развитие?

- Румънската борса OPCOM работи успешно вече 10 години като търгува спот, форуърд, зелени сертификати и двустранни договори. Нашите съседи успешно са интегрирали в едно политиката по насърчаване на ВЕИ и свободен пазар. Предвижда се присъединяването на румънския пазар към този на Унгария, Словакия и Чехия. Смятам, че България трябва активно да работи за регионална интеграция и присъединяване към централноевропейския пазар, като на първо място премахне основната пречка – експортната такса. Свободният пазар ще регулира останалите дефекти и пропуски в модела от само себе си.

Очаква се новите регулирани цени на електроенергията от 1 юли 2012 г. да отразят увеличените разходи за зелена енергия и за въглеродни емисии. Как ще се отрази това на бизнеса?

- НЕК публикува искане за увеличение на добавката за зелена енергия от 3 лв. на 13 лв./МВтч. Ако това предложение се приеме от Регулатора, рязко ще поскъпне мрежовата компонента и оттам - крайната цена за фирмите на свободния пазар. Увеличението ще трябва да бъде компенсирано чрез потискане цената на енергията от конвенционалните централи и АЕЦ, т.е. отново кръстосано субсидиране и преливане на ресурси.

На запад тежката индустрия, която е основен двигател на БВП, е освободена от заплащането на такса зелена енергия, с цел да се запази нейната конкурентоспособност. Смятам, че в България може да се приложи подобен гъвкав подход за диференцирано разпределяне тежестта на ВЕИ, като се отделят секторите, значими за икономиката.

От друга страна, увеличението на мрежовите такси и добавки и начисляването им върху „външните графици” окончателно ще ликвидира износа на електроенергия от България и ще обезсмисли нови инвестиции в електропроизводство. Аналогична е ситуацията и за емисиите – трябва прозрачност при разпределянето на безплатните емисии и системен подход.

Кои трябва да са основните движещи фактори за развитието на пазара - секторното министерство, регулаторът, централите, търговците или потребителите? Как трябва да се разпределят ролите на тези ключови фактори в следващите години?

- Министерството трябва да определи политиката за развитие на сектора чрез енергийна стратегия за 20-30 години напред. Регулаторът следва да има по-скоро контролни и наблюдаващи функции. При напълно свободен пазар, взаимоотношенията между доставчици и потребителите ще бъдат въпрос на конкуренция, предлагане, ефективност, качество на обслужването.

Интервюто взе Атанас Георгиев