Особености на българския електроенергиен пазар и ефекта им върху борсовата търговия

Българският електроенергиен пазар през 2019 г. все още е разделен на два сегмента – регулиран и свободен. Според официалните данни на КЕВР, свободният пазар към началото на 2019 г. расте до 62 %, а регулираният намалява до 38 %. на база крайно потребление, или консумация. Същият показател изчислен на база брой крайни клиенти, вкл. битови, е много по-нисък – от порядъка на няколко процента.Ангажиментът, поет от страната ни във връзка с изпълнението на европейските изисквания, е за постигане на пълна либерализация на електроенергийния пазар след две години.

 

Доминиране на държавните дружества

Дейността на Българската независима енергийна борса (БНЕБ) от стартът й през 2016 г. се подобрява. Такова е мнението напоследък на някои от участниците в борсовия пазар.

 

В същото време БНЕБ продължава да работи при условия, които са доста по-различни от тези на западните пазари, тъй като основните производители на електроенергия, предоставящи количествата за търговия на борсата, са държавни дружества. Националната електрическа компания /НЕК/, АЕЦ „Козлодуй“ и ТЕЦ „Марица Изток 2“ са основните доставчици на електроенергия на борсовия пазар. Тази особеност е дискутирана и подлагана на критика неведнъж, защото не осигурява очакваната ликвидност на борсата – поне така беше до края на миналата година..

 

Намесата на ЕК по делото БЕХ/електричество доведе до компромисният вариант, който предопределя една от специфичните особености на българския електроенергиен пазар и в частност на борсата, въпреки че внимателният прочит на доклада на ЕК от 10 декември 2015 г. дава възможност за по-голяма гъвкавост. Все пак докладът е ясен – постигнатите споразумения по делото ще важат за срок от 5 години.

Съгласно ангажиментите по делото „БЕХ Електричество“ „Национална електрическа компания“ ЕАД, ТЕЦ „Марица-Изток 2“ ЕАД и АЕЦ „Козлодуй“ ЕАД трябва да осигуряват по 690 МВт електроенергия на всеки час за търговия през платформата „ден напред“ на борсата. От 19-ти януари това количество, според ангажименти, поети от енергийния министър, се увеличава над 700 МВт. Осигуряването на допълнителни количества за пазара „ден напред“ се прави с цел повишаване на ликвидността и гарантиране на по-голяма предсказуемост, при борсовата търговия.

 

Сегментът на пазарните участници извън държавните предприятие е ограничен. С поправките в Закона за енергетиката от 2018 г. на борсата бяха допуснати като пазарни участници производителите на електроенергия от ВЕИ и когенерации на и над 4 MW. За целта обаче договорите им за преференциални цени бяха заменени с премия. Предоставена им бе възможност и за отлагателен период от 6 месеца, в резултат на което част от произвежданата електроенергия се появи на борсата след 1 януари 2019 г. и едва тогава се почувства известно подобряване на ликвидността на БНЕБ.

 

„Изкарването на борсата на производителите на 4 и над 4 MW не трябва да се разглежда като прецедент. По-скоро това очертава логиката на свободния пазар и е като продължение на стратегическата линия, която трябва да следваме при отварянето на пазара“, коментира по време на дискусия директорът на дирекция „Електроенергетика и топлоенергетика“ към КЕВР Пламен Младеновски. Той уточни, че тази стъпка не е с цел ощетяване на производителите и отчете ефективно управление.

 

Не всички са обаче на това мнение. Според Габриела Тодорова от Асоциацията за вятърна енергетика първо периодът от първи януари до средата на месец март, откакто производителите на 4 и над 4 MW са на борсата, е твърде кратък, за да могат да се направят обобщения. „Пазарът се влияе повече от големите доставчици на електроенергия и съответно и другите производители са повлияни от тяхното поведение“, коментира тя в рамките на дискусията.

За разлика от производителите на енергия от вятърни мощности, фотоволтаичната асоциация се чувства на този етап добре на борсата.

 

Тези разминавания обаче сами по себе си говорят, че все още има какво да се доизкусури в търсенето на баланс, тъй като цялостното поведение влияе върху ценовите нива. Да си припомним твърде високите цени през декември 2018 г. и твърде ниските през март 2019 г. Като цяло това се отразява и в ликвидността на самата борса.

С поправките в Закона за енергетиката от юли 2018 г. на енергийните дружества бе въведено задължение за купуване на електроенергия за покриване на технологичните загуби от БНЕБ. Осигурена бе централизирана търговия чрез организиран борсов пазар.

 

През тази година предстои да бъдат направени нови поправки в Закона за енергетиката, но вероятно те няма да са последните преди пълното отваряне на пазара през 2021 г. Това е годината, в която отварянето трябва да се осъществи окончателно.

 

Липса на стандартизирани продукти и дългосрочно предлагане на форуърд пазара

Липсата на възможност за купуване определени продукти на борсата, например пикова енергия, или нощна електроенергия, или продукти с отклонения, за по-дълъг период от време (6-36 месеца), е сред най-често сочените недостатъци. Такъв тип мярка за стабилизиране на пазара, за създаване на нови стандартизирани продукти за търговия на борсата, вече е обсъдена, но резултат все още липсва.

 

Като цяло това оказва влияние върху работата на енергийната борса. От една страна се наблюдава положителен ефект от пускането на повече количества електроенергия на БНЕБ, но от друга фактите са обезпокоителни. Става въпрос за излизане на търговци от пазара, фалити на доставчици и преориентиране на търговци към пазар на едро и експорт. В своя презентация неотдавна председателят на АТЕБ Мартин Георгиев посочи, че оттеглилите се от пазара търговци са 17, а 15 хил. клиенти са се върнали към регулирания пазар.

 

Ето какво сочи в свой доклад, макар и по друг повод (Правила за измерване на количеството електрическа енергия) Пламен Младеновски: „Тези тенденции са изключително опасни, тъй като водят до липса на доверие на клиентите в свободния пазар. На практика към момента на пазара на дребно се конкурират не повече от 5-6 доставчика, допълнени от още толкова „бутикови“ търговци, снабдяващи с електрическа енергия предприятия на свързани с тях лица, което е сериозен индикатор, че протичащите процеси има опасност да доведат до липса на конкуренция и картелиране на търговците“.

 

Разбира се по-горното има логично обяснение в следствие на въвеждането на задължителна търговия през БНЕБ за производителите и поставяне на високи прагове за финансово обезпечение на дейността през търговците. Моделът на търговия и достъпът до енергия е така изграден, че предполага окрупняване на играчите, преструктуриране и сливания в бъдеще.

 

Следващите стъпки, които се очаква да окажат влияние върху подобряването на дейността на БНЕБ, вече са в ход. Едната от тях е свързана с намерението за изваждането на пазара на производителите на енергия от 1 и над 1 MW. Като количество това няма да повлияе съществено, но в някаква степен ще подобри конкуренцията. По-важната стъпка, която трябва да бъде предприета, е свързана с осъществяването на проектите за обединение на пазарите.

 

Проекти за обединение

Ускоряването на обединенията с други пазари в района на Югоизточна Европа е дългосрочна мярка за разширяване на възможностите за търговия и стабилизиране на цените. По данни на изпълнителния директор на „Българска независима енергийна борса“ ЕАД Константин Константинов най-напреднали са разговорите за обединение с македонската и румънската борса. До няколко месеца този процес ще има конкретни резултати, ангажира се той. Едно от ключовите предизвикателства е увеличение на преносните капацитети с Румъния с цел постигане на стабилизиране на цената и по-големи обменни потоци за енергия.

 

За началото на 2020 г. по думите на мениджъра от БНЕБ Никола Габровски е планиран проект за обединение на пазарите – България, Сърбия, Хърватска.

„Интеграцията сама по себе си е един от начините да бъдат управлявани или да бъдат избегнати ценовите флуктуации на „Пазар Ден напред“. Сама по себе си една интеграция, едно пазарно обединение дава по-ефективен начин на разпределяне на капацитет. Тук всъщност трябва да говорим за размера за самата свързаност между държавите. Защото ние може да имаме свързаност с Румъния, но ако тази пазарна интеграция с Румъния е основана и се базира на една преносна способност от 200 МВт, тогава ние не очакваме голям ефект върху българската пазарна зона“, отбеляза Габровски по време на форум на БФИЕК. В подкрепа на думите си той даде и пример за четиристранното пазарно обединение на Румъния, Унгария, Чехия и Словакия. Капацитетът, който се разпределя между Румъния и Унгария в момента е около 450 МВт. „Вие също така знаете, следейки информацията за цените, че има доста дни, доста часове, в които цените в Румъния и Унгария се различават. Причината е точно в това, че капацитетът който се разпределя между тях, е доста ограничен в рамките на пазарното обединение“, каза той. В обратна посока е обединението между Хърватска и Словения с капацитет от 1600 МВт.

 

Освен осигуряването на трансграничен капацитет трябва да се върви и към освобождаване на износа от таксите за пренос и достъп. Това вече е заложено в новите промени в Закона за енергетиката и ще влезе в сила още от 1 юли 2019 г. Според Габровски от една страна това е техническо изискване, от друга – единственото средство, за да може в комбинация със самата интеграция да има по-голяма конкурентност на пазара в България.

 

Клирингова къща

Хеджиране на риска. За това призовава неведнъж БНЕБ в презентациите си по темата председателят на КЕВР Иван Иванов. Многократно в позиции на търговците на електроенергия също се поставя въпросът за клирингова къща, като възможност за управление на риска. От прегледа на заседанията на Борсовия съвет към БНЕБ става ясно, че тази възможност все още се анализира. Според данните решение по този въпрос е трябвало да има към края на 2018 г. Засега обаче няма данни за предприети стъпки в тази посока.

източник>>>