Новини

Становище на БГВЕА по изменение на Наредба № 1/14.03.2017 за регулиране на цените на електрическата енергия

Потребителски рейтинг: 0 / 5

Звезда неактивнаЗвезда неактивнаЗвезда неактивнаЗвезда неактивнаЗвезда неактивна
 

ДО

ДОЦ.Д-Р ИВАН ИВАНОВ

ПРЕДСЕДАТЕЛ НА

КОМИСИЯ ЗА ЕНЕРГИЙНО И

ВОДНО РЕГУЛИРАНЕ

Относно: Становище по проект на Наредба за изменение и допълнение на Наредба № 1 от 14.03.2017г. за регулиране на цените на електрическата енергия

Уважаеми доц. д-р Иванов,

Във връзка с проведеното обществено обсъждане на проект на Наредба за изменение и допълнение на Наредба № 1 от 14.03.2017г. („Наредбата”) за регулиране на цените на електрическата енергия, представяме становището на БГВЕА по основните аспекти от проекта, които касаят дейността на производителите на електрическа енергия от вятърна енергия.

БГВЕА подкрепя необходимостта от либерализация на електроенергийния сектор, но считаме, че това трябва да се осъществи при съблюдаване на принципа за защита на вече направените инвестиции по определения законово прогласен и гарантиран режим на третиране на тези инвестиции. Това предполага, че въведеният нов режим на насърчаване на производството на енергията от възобновяеми източници (ВИ), е равностоен като възвращаемост и съответно приход от произведената енергия за ВИ производителите по действащата преди промяната схема на насърчаване.

1. На първо място, бихме искали да акцентираме върху принципа за ненакърнавяне интересите  на производителите при въвеждане на новия пазарен модел, публично заявен многократно от отговорните в процеса на либерализация институции.

Проектът на Наредбата е изготвен на основание законовата делегация на чл.36 от ЗЕ, съгласно която Наредбата следва да съдържа методиката за определяне на прогнозната пазарна цена по групи производители в зависимост от първичния енергиен източник и реда за определяне на премиите.

Прогнозната пазарна цена (ППЦ) за базов товар (чл. 37а) е важен елемент, който дава пряко отражение върху целия пазар на електрическа енергия, тъй като въз основа на нея ще бъдат определяни премиите за отделните производители за следващия годишен период. Методиката за определяне на прогнозната пазарна цена („Методиката”) е ключова, като очакванията на производителите са тя да даде гаранция и предвидимост на приходите на вятърните централи при новата схема за подпомагане. В предложените текстове на проекта липсват ясни и последователни текстове относно изискуемата по закон правна уредба.

2. Така разписаната в раздел ІІІа, чл.37а – 37в на Наредбата Методика, е твърде общо дефинирана, липсва конкретика относно определящите я параметри и тяхната тежест при ценообразуването, въз основа на които ще се определи ППЦ на базов товар. БГВЕА счита, че методиката за определяне на прогнозната пазарна цена трябва да съдържа ясни принципи и логични последователни правила, при чието спазване да се достигне до определяне да прогнозната пазарна цена. Методиката трябва да бъде обективна и прозрачна, базирана на ясни ценови сигнали за бъдещия ценови период, както и да бъде предвиден безпротиворечив метод за корекция на разликите между  прогнозната пазарна цена и постигнатата реална пазарна цена с цел запазване на настоящите приходи по дългосрочните договори на ВЕИ производителите.   

Съгласно Раздел ІІІа, чл.37а „Комисията определя прогнозна пазарна цена за базов товар за всеки регулаторен/ценови период въз основа на анализ на форуърдните сделки за този период на националната и регионалните борси.” Този текст от Наредбата е изключително общ, неясен и противоречив. Не са конкретно и ясно дефинирани на базата на коя платформа на БНЕБ и кои регионални пазари ще бъдат взети предвид при определянето на прогнозната пазарна цена от Регулатора. БГВЕА настоява за прецезиране на текста на чл. 37а, като ясно се посочат продуктите на конкретни борси, които ще се използват за определяне на ППЦ на базов товар, в какво съотношение  ще участват като ценообразуващ елемент и/или дали ще служат за референтни. В противен случай, субективната преценка на Комисията повишава значително регулаторния риск за производителите и ще се наруши основен принцип в правото, че административният орган винаги действа в рамките и в изпълнение на закона. Затова считаме, че с тази норма трябва да се очертае правната рамка за определяне на прогнозна пазарна цена, за да бъде обезпечена законността на дейността на Регулатора. Наред с това заложената неяснота възпрепятства възможността производителите да съставят финансов модел за функционирането им при новия пазарен модел, който да бъде представен за вътрешно одобрение от финансиращите институции.

  • С оглед на горното предлагаме текстът на чл.37а да бъде преработен, като при формулиране на нормата трябва да се има предвид следното:Съгласно ЗЕ Комисията определя прогнозната пазарна цена за базов товар, която според определениято по т.16 от ДР на ЗЕ е „производство с постоянна мощност на електрическа енергия и нейното потребление за определен период от време”. Предвид на това, че ВЕИ производителите, не биха могли да търгуват на друг пазар на енергия освен на българската енергийна борса или да осъществяват износ на енергия, считаме че водещи при определяне на прогнозната пазарна цена следва да са данните относно сключените сделки с енергия на българската енергийна борса (количества и цени). Анализът, който ще се извършва от Комисията трябва да бъде икономически обоснован. Използването на данни от други/регионални борсови пазари трябва да се прилага в случаите, когато липсват достатъчно данни относно сделки на българската енергийна борса. В тази връзка считаме, че за да се избегне субективен (манипулативен) подбор, в текста трябва:
  • да се изведе ясен принцип защо, при какви случаи и кои борсови данни могат да се ползват от КЕВР в допълнение на основния анализ на българския национален борсов пазар (включително като се има предвид и достъпа до тези пазари от страна на български производители) , както и каква тежест ще бъде дадена на всеки един пазар.
  • В случаите, когато се използват цени от пазари различни от българския, считаме, че е необходимо в Наредбата да има ясно и конкретно разписан алгоритъм за корекция на цените на чуждестранен пазар към българския, за да се постигне максимална близост до това, което нетно би получил производител на електроенергия ако сключи сделка с място на доставка в съответната страна.
  • Oпределянето на прогнозната пазарна цена, анализът на референтните сделки и борсови данни за такива сделки трябва да се основава на среднопретеглената (през търгуваните количества енергия по сделките) цена на електроенергията на съответния пазар.
  • В текста на чл.37а липсва яснота относно периода, за който се определя прогнозната пазарна цена за базов товар (посочените регулаторен/ценови период не са равнозначни). От нормите на ЗЕ (чл.21, ал.1, т.8а и 8б, §1, т.42, §68) е видно, че прогнозна пазарна цена се определя ежегодно до 30 юни като основа за определяне на премиите за едногодишен период. Това изискване на закона според нас трябва изрично да бъде регламентирано в чл.37а, т.е че КЕВР ежегодно до 30 юни провежда процедура по определяне на прогнозната пазарна цена за следващия едногодишен период до 30 юни на следващата календарна година.
  • В разпоредбата на чл.37а се въвежда понятието „форуърдни сделки”, какъвто термин не се използва нито в енергийното ни законодателство, нито при дефиниране на сделките на националната ни енергийна борса. В противоречие с основен правен принцип в подзаконовия нормативен акт по прилагане на закон е да се използват понятията възприети в закона, съдържащ делегиращата норма. Освен това така използвано понятието „форуърдни сделки” е прекалено широко и обхваща различни сделки. За да се гарантира в най-голяма степен реалното прогнозиране на ППЦ за базов товар, в процеса на нейното определяне следва ясно да се определи типа сделки, които ще бъдат предмет на анализ от КЕВР. По този начин ще се спази принципът на ценово регулиране -цените да са недискриминационни, основани на обективни критерии и определени по прозрачен начин. Според нас определящите белези на тези сделки (и които следва да бъдат регламентирани в Наредбата), са:

-     предмет на сделките е „доставка на електрическа енергия, базов товар, с часове на доставка 24ч”;

-     сделките да са сключени преди датата на определяне на прогнозната пазарна цена, не по-рано от определен срок;

-     период на доставка по сделките - не по - кратък от 3 месеца; и

-     периодът на доставката по тези сделки да е в обхвата на годишния период на прилагане на прогнозната пазарна цена.

В изпълнение на горното предлагаме понятието „форуърдни сделки” да се замени с термина „сделки по продажба на електрическа енергия”, като се посочи изрично кой сегмент на борсовия пазар ще се ползва за референтен за определяне на прогнозната пазарна цена и кои сделки, с какъв период на доставка и за какъв срок на доставка ще бъдат обект на анализ от КЕВР.

  • При извършване на икономически обоснования анализ, Комисията трябва да използва само данни, които са публикувани на официалните интернет страници на съответните борсови пазари, в т.ч за сделките за продажба на електрическа енергия, нивата на цените за базов товар и търгуваните количества електрическа енергия. Считаме, че това задължение на КЕВР, трябва изрично да бъде регламентирано в Наредбата. С оглед спазване на посочения по-горе принцип на ценово регулиране, считаме че КЕВР трябва да има задължение да публикува изготвения анализ (с изрично посочване на използваните данни и източниците за тях).

По отношение на текста на чл.37б имаме следните предложения:

Съгласно чл.37б (3) Постигнатата среднопретеглена цена на пазара ден напред се определя като се симулира участие на пазара ден напред за предходната календарна година. Текстът на Наредбата гласи, че в симулацията се включват производители сумата, от чиято обща инсталирана мощност представлява поне 10 на сто от общата инсталирана мощност. БГВЕА счита, че за коректното определяне на среднопретегледна цена трябва да бъдат използвани данни от 100% от инсталираните вятърни  мощности. В предложения за обсъждане текст от Наредбата липсват каквито и да са критерии за подобен подбор, като по този начин се създават условия за непрозрачност при избиране на производителите, включени в групата за симулация. С оглед предложението ни е ал.3, т.3 да се прередактира в съответствие с казаното, а ал.4 - да отпадне.

Вятърните централи в България са с различно географско положение, различна инсталирана мощност, ефективност и технология, в следствие на което данните за производството на малък дял инсталирана мощност не са представителни за всички вятърни централи. Тъй като Независимият преносен оператор разполага с валидираните графици на всички вятърни производители,  използването на информация за цялата инсталирана мощност вятърни централи, които получават премия, за определянето на среднопретеглена цена, не би било пречка за Регулатора. 

3.                  На следващо място, бихме искали да акцентираме върху принципа за ненакърнавяне интересите на производителите при въвеждане на новия пазарен модел, публично заявен многократно от отговорните в процеса на либерализация институции.

            БГВЕА настоява за въвеждане на изрична възможност за корекция при отклонения между ППЦ и реалната пазарна цена. Принципът за защита на инвестициите би следвало да е водещ при всяка промяна на пазарния модел по пътя към либерализация на електроенергийния пазар. Инвестициите  в съществуващите вятърни паркове се основават на регулаторния режим, действащ в момента на осъществяване на съответната инвестиция и осигуряващ предвидимост на режима на третиране и приходите на инвеститорите за определен период от време. Промяната на ценовия режим и начина на насърчаване пряко и непосредствено влияят върху инвеститорските очаквания и сключените банкови кредити.  Неравнопоставеността на доходността при новия пазарен модел и нормативно регламентирания такъв при извършване на инвестицията, би било в нарушение на принципа за защита на инвестициите. Наред с това, поражда рискове за нарушение на поетите от инвеститорите ангажименти по банковите им договори. Поради това, ние подкрепяме справедливото насърчаване на производството на енергия от ВИ чрез „премии”, което да осигури еквивалентност на приходите от продажбата на електрическа енергия с досега действащия преференциален режим, т.е. действителната пазарна цена, постигната от продажбата на електрическа енергия на БНЕБ плюс регулаторно определената премия следва да бъде равна на сегашната преференциална цена за съответната централа.

            С оглед на горното БГВЕА счита, че Методиката следва да съдържа изрична/изричен компонента/коефициент, която/който да компенсира всяко отклонение между ППЦ за предходния регулаторен период и действителната пазарна цена за предходния период. Според нас включването в Методиката на подобна компенсираща компонента, е абсолютно оправдано тъй катотова е единственият начин да се осигури еквивалентност на приходите/възвращаемостта от съществуващите инвестициите[1]. Това е и единственият легитимен способ, от една страна да се спази конституционно гарантирания принцип на защита на инвестициите, а от друга и да се постигне търговско оправдано споразумение с банките – кредитори по и във връзка с промяната на закона, без да се достига до предсрочна изискуемост на кредитите.

           

            Като се има предвид горепосоченото предлагаме в § 26 от Наредбата да се въведе компенсиране по източници на отклоненията между ППЦ и реалната пазарна цена при следващото определяне на премия, дължима на производител.  На практика това ще означава следното:

а) при първо определяне на премия, същата се формира на база ППЦ за електрическа енергия от вятър (например 60.00 лв. Мвт/ч произведена енергия) през 2018г.

б) при определяне на следващата премия (2019г.), КЕВР констатира, че постигната средно претеглена в годишен аспект продажна цена при вятърни централи на БНЕБ е 50,00 лв. МВт/ч. Т.е. налице е отклонение в размер на 10, 00 лв. между ППЦ за електрическа енергия от вятър и реалната продажна цена. В този случай предлагаме при определяне на премията за 2019 г. да има два компонента: (1) компенсационна компонента или компенсационна премия, съставляща разликата между (а) определената с предходно решение на КЕВР ППЦ за електрическа енергия от вятър и (б) реалната продажна цена на енергията за съответния производител и (2) същинска премия за 2019г., определена по начина, предвиден за определяне на премия за съответната година. Компонентната по (1) умножена по количеството произведената енергия през предходния регулаторен период ще се изплати на равни вноски от ФСЕС към съответния производител или съответно ще се внесе от съответния производител във ФСЕС.

Компонента („2)“ умножена по произведената електрическа енергия през настоящия регулативен период ще се изплати от ФСЕС на съответния производител.Тъй като енергийният пазар в България е отворена система и позволява обмен с енергийните пазара в Европа, не съществува риск от изкривяване на пазарната цена на енергията на БНЕБ в случай на евентуално спекулативно поведение на отделен производител. Наред с това, подобно поведение би могло да бъде регистрирано и санкционирано.

На следващо място, бихме искали да подчертаем, че от компенсационната компонента има безспорна необходимост през първоначалния период на преминаване към либерализиран пазар на ВИ производителите. Определянето на коефициента по чл. 37б (1) и ППЦ на базов товар (чл. 37а) през първия ценови период има изключително синтетичен характер и категорично не отразява влиянието от участието на ВИ производителите на БНЕБ. В следващите периоди, поради пазарните и макроикономически динамики, определените ППЦ и коефициенти на база на исторически данни не могат да бъдат представителни за следващ период.

„Наредбата“ и „Методиката“ в нея по раздел IIIа не съответстват както на препоръките на Световната банка, така и на заявените в предварителните дискусии намерения за запазване на доходите на електрическите централи от ВИ. Предложените правни норми не гарантират, че разликата между сега действащата преференциална цена и реализираната пазарна цена ще бъде компенсирана в пълна степен. В тази връзка БГВЕА настоява за спазване на препоръките на Световната банка и съответно ползването на добрите практики при въвеждането на Договори за разлика в други европейски държави, за да се избегнат груби отклонения и грешки при въвеждането на новия пазарен модел. Европейският опит показва, че във всички пазари, където референтната цена (в българския контекст еквивалент на ППЦ) се определя предварително, съществува разработен механизъм за компенсация. Референтната цена винаги отразява спецификите на отделните технологии, особено при непостоянни профили като този на вятърната енергия.

Според препоръките на Световната банка задължително трябва да се запазят условията и всички съществени елементи по сключените договори за изкупуване и съответно цени, така че да се гарантират приходите на инвеститорите във вятърна енергия към момента на осъществяването на инвестицията. Възприетият модел на „договори за премия” оставя изцяло пазарния риск при производителите, и в случай че в „Методиката“ не бъде въведена компенсационна компонента, има реална опасност да бъдат застрашени вече направените инвестиции в сектор вятърна енергия, а също и инвеститорите да бъдат принудени да отнесат проблема към компетентните арбитражни съдилища.

4.                  В контекста на горното БГВЕА не приема предложения текст на нормата на чл.40а от проекта, съгласно който „Комисията има право при необходимост да измени определените премии, но не по-често от веднъж на 6 месеца при условие, че е налице изменение с повече от 30 на сто между определената прогнозна пазарна цена за базов товар за този период, спрямо постигнатата и прогнозната такава за оставащия срок от периода, на организиран борсов пазар.“

Така разписаният модел за корекция на ППЦ се обезсмисля от заложения пределно висок праг от 30% отклонение на действителната пазарна цена. Независимо от липсата на определение в закона за „съществено отклонение”, против правната логика е да се приеме, че е възможно КЕВР да допусне отклонение от 30 % и това няма да се отразява на производителите. Волята на законодателя (декларирана многократно от народните представители и представителите на КЕВР при обсъждане на промените в ЗЕ) е именно да не се допуска съществено отклонение с оглед спазване на принципа на справедливо третиране на производителите поради промяната на механизма на насърчаване.  Ето защо предвиждането на подобно отклонение е в противоречие с целта и духа на закона.

По отношение на така заложения праг на отклонение от 30% липсва каквато и да е обосновка от страна на Комисията, както и анализ и симулация на различни варианти на % „съществено отклонение” и тяхното отражение върху приходите на производителите. Не е без значение и факта, че КЕВР прилага двоен стандарт при определяне на % отклонение за различните участници на енергийния пазар -  за разлика от производителите от ВЕ, по отношение на електроразпределителните предприятия е възприето само 5% отклонение, т.е налице е неравноправно третиране. Изчисленията, които направихме показват, че прагът от 30% отклонение надолу, представлява между 11% и 17% от доходите на производителите от вятърна енергия.  В случай на такова огромно разминаване, а именно 30% и над 30%, вятърните производители по-скоро ще бъдат в състояние на фалит. Следва да се има предвид, че % отклонение от ППЦ на базов товар представлява различен процент от доходите и съответно финансова тежест за производителите от различните технологии. БГВЕА настоява за въвеждане на реална възможност за двупосочна корекция на ППЦ при отклонение от 2% между определената прогнозна пазарна цена за базов товар и постигнатата реална пазарна цена, без значение дали корекцията ще се отрази като компенсация за производителите, или като връщане на надвзетия от производителите доход.

Считаме също така, че корекции на определените премии трябва да се извършват от КЕВР при наличие на съществено отклонение, което само по себе си обосновава необходимост от изменение. Упражняването на това правомощие не следва да е предоставено на  субективна преценка на Комисията, тъй като води до повишаване на регулаторния риск за инвеститорите.

Предлагаме следната редакция на чл. 40 а: „Комисията изменя определените премии, но не по-често от веднъж на 6 месеца при условие, че е налице изменение с повече от 2 на сто между определената прогнозна пазарна цена за базов товар за този период, спрямо постигнатата и прогнозната такава за оставащия срок от периода, на организиран борсов пазар.

С въвеждането на новата схема за подпомагане вятърните централи ще бъдат изложени на редица рискове, свързани с волатилността на цените. Методологията за определяне на ППЦ следва да се стреми да минимализира някои от новите рискове, на които са изложени  вятърните централи. БГВЕА счита, че въвеждането на корекция ще бъде печеливш ход както за производителите, така и за отговорните институции. Инвеститорите ще могат да поддържат доверието на финансиращите институции и да спазят своите договори с тях. От друга страна, поддържайки солидна връзка с реалните пазарни цени, ликвидността на пазара ще бъде гарантирана – основният мотив за планираните промените на новия пазарен модел в страната.

5.                  Не на последно място искаме да обърнем внимание на факта, че в Наредбата за цените липсват текстове относно реда и начина на определяне на цена „задължения за обществото” (цената по чл.30, т.17 ЗЕ). Предвид пряката обвързка между формирането на цена „задължения към обществото” и разхода за премии, произтичащ от закона, е задължително Наредбата да съдържа съответната правна уредба за това. В Наредбата следва да се регламентират разходите, включително за премии по § 68 от ЗЕ, на база на които се  формира цена „задължения към обществото“. Разходите за премии, участващи във формирането на цена „задължения към обществото”  следва да отразяват пълното количество електрическа енергия, на които се дължат премии умножено по определените премии. В противоречие със закона са и редица текстове в Наредбата, които регламентират  участието на ФСЕС в процедурата по ценообразуване (напр. искане за признаване на разходи-чл.13; подаване на заявление за утвърждаване на цена – чл.41), които считаме че трябва да отпаднат. Липсва и правно основание на ФСЕС да бъде утвърждавана цена „задължения за обществото”.

С оглед на гореизложените изключително важни въпроси, касаещи бъдещето за производителите на вятърна енергия, БГВЕА настоява изразените в настоящето становище коментари и препоръки да бъдат взети предвид при приемане на окончателните текстове на Наредбата. Оставаме на разположение, както и досега, за съдействие и дискусия по изготвянето на нормите на подзаконовата правна рамка, свързана  с въвеждането на новия пазарен модел. 

Миглена Стоилова

Председател на Надзорния съвет на  БГВЕА

 


[1] При проведените дискусии за промяна на правния режим бе публично изразено намерение от Председателя на Комисията по енергетика и Председателя на КЕВРза въвеждане подобно компенсиране при разлика между ППЦ и реалната продажна цена

Последни публикации

Българска Ветроенергийна Асоциация (БГВЕА) © 2017 Всички права запазени! Уеб агенция Кая Про ООД

Search