КЕВР обсъжда бизнес плана на Булгартрансгаз за периода 2020 – 2024 г.

Комисията за енергийно и водно регулиране (КЕВР) ще обсъди днес на открито заседание докладът по заявлението на „Булгартрансгаз“ за одобряване на бизнес плана за развитието на дейността „пренос на природен газ“ през газопроводните мрежи за периода 2020 – 2035 година.

Бизнес планът на дружеството за дейността пренос на природен газ съдържа производствена и инвестиционна програма. От маркетинговия анализ на пазара на природен газ в страната и региона за периода 2017 г., 2018 г. и 2019 г. например става ясно, че Русия в частност „Газпром Експорт“ продължава да е основен доставчик на страната, но се наблюдава свиване на пазарния дял.  За сравнение, ако доставките на руски природен газ през 2017 г. са били в обем от 35 516 GWh или 98,65 % то през предходната 2019 г. те са съставлявали 24 802 GWh или 81,41 %.

Затова пък расте вносът от други източници, които през 2017 г. са на нула, но нарастват до обем от 5588 GWh през 2019 г., което е увеличение с 18,34 %.

Местният добив очаквано намалява. От 459 GWh през 2017 г. се свива до 75 GWh и относителният дял е едва 0,25 %.

По отношение на местния добив е отбелязано, че „в страната има множество издадени концесии за търсене на природен газ, като най-сигурен източник е находище Каварна - Изток в блок „Галата“, като се очаква „Петрокелтик България“ ЕООД да увеличи месечния добив на газ от находище „Калиакра“.

В докладът се уточнява, че към газопреносната система са присъединен и добивни предприятия и две основни групи клиенти –търговски дружества, получили лицензии за разпределение и снабдяване с природен газ, и небитови клиенти.

Производствена програма

Като основни участници на пазара на природен газ в страната, според документа, освен комбинирания газов оператор, са посочени: „газоразпределителните дружества, обществения доставчик на природен газ, търговци на природен газ, оператора на платформа за търговияс природен газ, небитови клиенти на природен газ, присъединени към газопреносната система, както и битови и небитови клиенти на природен газ, присъединени към газоразпределителните мрежи.

Дружеството е посочило целите си, според които, „развитието на пазара на природен газ в региона е свързано с очаквания за ръст на консумацията на природен газ в съседните на България страни, основаващо се на очаквано повишено потребление и на съществуващите договори за доставки на природен газ от Руската Федерация по Балканското направление, както и възможностите за доставки на природен газ от нови източници по Южния газов коридор.

„Тези очаквания са в синхрон с плановете за изграждане на нови връзки между газопреносната система на България и газопреносните системи на Турция, Гърция и Сърбия, доизграждане на инфраструктурата с Румъния, създаването на газоразпределителен център в България и други значими проекти в региона. Възможностите за доставки на природен газ по нови трасета, доставките от нови източници по Южния газов коридор (включващ газопроводите TANAP и ТAP), „Турски поток”, както и потенциала на местния добив, са предпоставки за динамично развитие на пазара в региона. Тези очаквания са в синхрон с плановете за изграждане на нови интерконекторни връзки между газопреносните системи на България и съседните страни, както и с реализацията на Газов хъб „Балкан", посочват експертите от работната група на КЕВР.

Представени и описани са предвидените основни проекти с влияние върху развитието на пазара на природен гз и търсенето на услуги по пренос на природен газ.

В частност става въпрос основните проекти, които са част от цялостната концепция за Газов хъб „Балкан“. Те включват проект за разширение на газопреносната инфраструктура от българо-турската до българо-сръбската граница; междусистемни газови връзки с Гърция и Сърбия; разширение на ПГХ „Чирен“.Разширението на ПГХ „Чирен“, модернизацията на инфраструктурата на „Булгартрансгаз“ ЕАД и интерконекторите със Сърбия и Гърция имат статут на проекти от общ интерес за ЕС по смисъла на Регламент (ЕС) No347/2013

Разширение на газопреносната инфраструктура на „Булгартрансгаз“ ЕАД в участъка от българо-турската до българо-сръбската граница. Този проект e част от концепцията за Газов хъб „Балкан“, чиято цел е утвърждаване ролята на България като водещ търговски разпределителен център в региона и Европейския съюз като цяло.

Първият етап от проекта включва преносен газопровод с дължина около 11 км и диаметър 1220 мм и газоизмервателна станция, разположена непосредствено до КС„Странджа“, които са въведени в експлоатация през октомври 2019 г. За цялостната реализация на проекта за разширение на газопреносната инфраструктура на „Булгартрансгаз“ ЕАД от българо-турската до българо-сръбската граница ще бъдат изградени и две компресорни станции -КС „Нова Провадия“, в землището на с. Ветрино, област Варна и КС „Расово“, в района на с. Расово, община Медковец, област Монтана.

Междусистемна газова връзка България  -Сърбия (IBS) има за цел свързване на националните газопреносни мрежи на България и Сърбия и се предвижда като реверсивна връзка. Газопроводът е с обща дължина около 170 км от гр. Нови Искър, България до гр. Ниш, Сърбия, от които около 62 км на българска територия. След изграждането й, газовата връзка ще бъде с пропускателна способност 1,8 млрд. м 3/г. с възможност и за реверсивен поток. „Булгартрансгаз“ ЕАД е определен за организатор на проекта и бъдещ оператор на интерконектора. Очаква се проекта да влезе в експлоатация до средата на 2022 г.

Междусистемната газова връзка Гърция - България (IGB) има за цел да свърже националната газопреносна мрежа на „Булгартрансгаз“ЕАД, в близост до гр. Стара Загора с газопреносната мрежа на DESFA S.A., Гърция в района на гр. Комотини. Трасето на газопровода Комотини - Димитровград - Стара Загора е с дължина 182 км, от които 151 км на територията на България и 31 км на територията на Гърция, с диаметър на тръбата 32" (813 мм.). Техническият капацитет на газопровода е до 3 млрд. м³/год., с възможност да се увеличи до 5 млрд. м³/год. чрез изграждане на компресорна станция. В програмата за прединвестиционна подготовка на „Булгартрансгаз“ЕАД са предвидени 8160 хил. лв. за присъединяване на IGB към националната газопреносна мрежа. Очаква се проекта да влезе в експлоатация до края на месец юли 2021 г.

Коментира се и развитието на газовата инфраструктура във връзка с концепцията за газов хъб „Балкан“.

В доклада си по отношение на производствената програма, работната група към КЕВР прави преглед на вече познатите и отдавна описани газопроводни отклонения като

Газопроводното отклонение Разлог - Банско е с планирана дължина около 37 км. Проектът се финансира с безвъзмездна финансова помощ по линия на Международен фонд „Козлодуй“(МФК) в размер на 195,5 хил. евро. Съфинансирането от страна на „Булгартрансгаз“ е в размер на 14,767 млн. евро, като допълнително се предвижда да бъдат инвестирани още 0,94 млн. евро за държавни такси, учредяване на сервитут, обезщетения и др. Планираният срок за приключване на проекта е края на 2023 г.-

Газопроводното отклонение Панагюрище - Пирдоп е с предвидена дължина около 62 км. Проектът се финансира с безвъзмездна финансова помощ по линия на МФК в размер на 6,834 млн. евро. Съфинансирането от страна на „Булгартрансгаз“ЕАД е в размер на 12,888 млн. евро, като допълнително ще бъдат инвестирани още 1,76 млн. евро за държавни такси, учредяване на сервитут, обезщетения и др. Планираният срок за приключване на проекта е края на 2021 г.-

Газопроводното отклонение до Свищов е  с очаквана дължина 42 км. Проектът се финансира с безвъзмездна финансова помощ по линия на МФК в размер до 2 360 000 евро. Съфинансирането от страна на „Булгартрансгаз“ ЕАД е в размер на 2 360 000 евро, като допълнително ще бъдат инвестирани още 600 000 евро за държавни такси, учредяване на сервитут, обезщетения и др. Планираният срок за приключване на проекта е края на 2021 г.

Газопроводното отклонение до Сопот и Хисаря е с предвидена дължина 54 км. Описаният проект е в етап на проучвателни дейности за вземането на крайно инвестиционно решение. Срокът за изпълнението му зависи от оценката за неговата целесъобразност, като се отчита социалния и икономическия ефект за региона и страната от реализирането му.

Прави се преглед на дейностите за реконструкция, рехабилитация и ремонти на газовата инфраструктура.

„Пренесените количества природен газ по газопреносната система до национални изходни точки през 2019 г. са 35 978 593 MWh(с включени количества, пренесени за нагнетяване в ПГХ „Чирен“), което е увеличение спрямо предходната година с 1,19%.

Техническият проектен капацитет на националната газопреносна мрежа до основната част от потребителите в страната възлиза на 78 736 000 МWh“.

По отношение на пренесените количества природен газ до трансгранични изходни точки се посочва, че „количествата транзитиран природен газ през територията на България през 2019 г. общо за трите направления възлиза на 72 926 848 MWh, както следва: Турция – 45 993 769 МWh; Гърция – 23 797 596 МWh и Македония –3 135 483 MWh“.

В документа е направена и прогноза за резервираните капацитети по входни и изходни точки за времето от 2020 до 2024 г., както и прогноза за количества природен газ, предвидени за пренос по основни направления за периода 2020–2024 г. в MWh/ден/година.

Инвестиционна програма

В доклада се прави разлика между одобрените инвестиции от август тази година в Десетгодишния план за развитие на преносната мрежа и инвестиционната програма на „Булгартрансгаз“ за периода 2020 – 2024 година.  Предвид посочените разлики, според доклада „Включените инвестиции в петгодишния бизнес план за дейността „преносна природен газ“ във връзка с посочените два раздела от инвестиционната програма на дружеството общо за тригодишния период 2020-2022 г. са в размер на 32 010,89 хил. лв., от които 17 702,88 хил. лв. са текущите инспекции, ремонти и поддръжка, разпределени по години както следва: за 2020 г. –10 310,42 хил. лв.; за 2021 г. –5 689,81 хил. лв.; за 2022 г. –1 702,66 хил. лв.

Доставката на материали и консумативи е в размер на 14 308,01 хил. лв., разпределени по години, както следва: за 2020 г. –4 451,76 хил. лв.; за 2021 г. – 4 758,19 хил. лв. и за 2022 г. –5 098,06 хил. лв.

В документът се разглежда подробно и ремонтната програма на дружеството, а също и прогнозната структура и обем на разходите, социалната политика, прогнозната структура на капитала и др. В документът е формулирана и точка за очакваното финансово-икономическо състояние на „Булгартрансгаз“ за периода 2020-2024 година за дейността „пренос на природен газ“.  

„Булгартрансгаз“ ЕАД е представило: прогнозни счетоводен баланс, отчет за приходите и разходите и прогнозен паричен поток за периода.

През периода дружеството прогнозира печалба, както следва: 107 926 хил. лв. за 2020 г., 4 105 хил. лв. за 2021 г., 112 200 хил. лв. за 2022 г., 140 014 хил. лв. за 2023 г. И 192 850 хил. лв. за 2024 г.

Дружеството прогнозира нарастване на общите приходи от 381 716 хил. лв. за 2020 г. На 600 462 хил. лв. през 2024 г.

Приходите от продажби на услуги включват: приходи от дългосрочния договор, от входно-изходна тарифна система, от приходи, покриващи разходи, свързани с наложени задължения към обществото, от присъединяване и други приходи при извършване на лицензионната дейност.

Приходите от дългосрочния договор се увеличават от 247 825 хил. лв. за 2020 г. на 447 290 хил. лв. за 2024 г. Приходите от входно-изходна тарифна система се увеличават от 127 412 хил. лв. за 2020 г. на 141 870 хил. лв. за 2024 г.

Приходите, покриващи разходи за съхранение на природен газ, свързани с наложени задължения към обществото, са в размер на 4 904 хил. лв. за 2020  г. и в размер на 9 307 хил. лв. за периода от 2021 г. до 2024 г.

Приходите от присъединяване се увеличават от 102 хил. лв. за 2020 г. на 204 хил. лв. за 2024 г. Други приходи при извършване на лицензионна дейност се увеличават от 1 473 хил. лв. за 2020 г. на 1 791 хил. лв. за 2024 г.

Ефективността на приходите от продажба на 100 лв. разходи на „Булгартрансгаз“ ЕАД нараства, като от 139,42 през 2020 г. достига 147,31 лв. Приходи на 100 лв. разходи в края на периода.

Акционерният капитал на дружеството е в размер на 1 003 022 хил. лв. за 2020 г. и остава в непроменен размер за всяка година от периода на бизнес плана.

Дружеството прогнозира увеличение на собствения капитал (включващ акционерен капитал, резерви, неразпределена печалба и текущ финансов резултат) от 2 266 429 хил. лв. за 2020г. На 2 720 289 хил. лв. за 2024 г., в резултат на увеличение на резервите, неразпределената и текущата печалба“.

По отношение на прогнозата за цените на предоставените услуги се посочва, че „Съществен елемент от цялостния модел е въвеждането на входно-изходна тарифна система, на базата, на която да бъдат определени цените за различните услуги, предлагани от оператора.

Предвижда се цените за услугите за предоставяне на прекъсваем капацитет да се образуват с въвеждане на отстъпка от цената на услугата за предоставяне на твърд капацитет, определена от вероятността за прекъсване на предоставяната услуга.

Цената за пренос се определя за количествата природен газ, пренесени при условията на сключен договор за пренос, като се изразява в левове за енергийни единици природен газ (лева/MWh).

Тя се начислява на база разпределените количества природен газ във входните и изходните точки/зони на газопреносната система.

Цената за пренос се предвижда да включва следните компоненти: компонента за пренос, начислявана на всички входни и изходни точки на газопреносната система; технологична компонента, начислявана на всички входни и изходни точки на газопреносната система, свързана с променливите директно прехвърляеми разходи, свързани с технологията на преноса на природен газ и компонента за покриване на разходи, свързани с наложени задължения към обществото, начислявана на националните изходни точки/зони на газопреносната система.

Входно-изходната тарифна система ще се прилага за всички настоящи и бъдещи входни/изходни точки/зони на територията на Р България към/от преносната система, както и в рамките на обявявания свободен капацитет за съществуващи входни и изходни трансгранични точки извън капацитета, резервиран по дългосрочни договори“, пишат от работната група.

В документът е направена и прогноза за равномерно изменение на цените при значително изменение на ценообразуващите елементи.

Работната група от експерти на енерийния регулатор е направила в първата част и преглед на изпълнението на предишния бизнес плана за периода от 2017 г. – 2019 г.

Веднага след откритото заседание по разглеждане на бизнес плана на дружеството предстои и заседание на регулатора по обсъждане на доклад по заявление от „Булгартрансгаз“ ЕАД за утвърждаване на необходими годишни приходи по Методика за определяне на цени за достъп и пренос на природен газ през газопреносните мрежи, собственост на „Булгартрансгаз“ ЕАД.

Пълният доклад е достъпен на: https://www.dker.bg/uploads/_CGCalendar/2020/rep_BTG_BP_PRENOS_2020-2024_25_09_2020.pdf

Докладът за утвърждаване на необходимите годишни приходи е съответно достъпен на: https://www.dker.bg/uploads/_CGCalendar/2020/rep_Btg_NGP%202020_24.09.2020.pdf