Проф. Атанас Тасев: Спорна е идеята за прекратяване на договорите с американските централи

Професор Тасев, през тази година бяха приети съществени промени в енергийното законодателство на България. Нека обаче разделим двата пазара – на електроенергия и на природен газ. Как виждате пазара на електроенергия към днешна дата ?

- Пазарът на електроенергия нормативно, организационно и исторически се развива с изпреварващи темпове по отношение на газовия. Развитието на газовият пазар със закъснение по отношение на електроенергийния е свързан преди всичко с ниската ликвидност: единствен доставчик, цени, определяни всяко тримесечие в съответствие с нефтения индекс, договор за доставка до 2022 г. с клауза „вземай, или плащай“ в размер на 80% от реалното потребление, възлизащо около 3,4 млрд. м3/год.
Развитието на електроенергийният пазар в посока пълна либерализация реално стартира от 2004 г. с регламентиране процеса на смяна на доставчика, модел на пазар на двустранни договори и балансиращ пазар, работещ по временни правила. Реалната либерализация започна през юли 2014 г. със стартиране на балансиращия пазар и регистрация на  Българската независима енергийна борса (БНЕБ). От 2015 г. БНЕБ разширява инструменталния обхват до пълния пакет към днешна дата с платформите „Ден напред“ (ПДН), „Час напред“(ПЧН) и централизирания пазар на двустранните договори. Описвам 15 годишната предистория на същинската либерализация , за да обърна внимание, че не следва да имаме свръх очаквания по отношение времето и ефективността на либерализацията на газовия пазар.

Към днешна дата може да се каже, че електроенергийния пазар все още не е в равновесие.
Причините:

Все още нямаме натрупан експертен потенциал за осъществяване на ефективен контрол по отношение на борсови манипулации от страна потребителите на тази услуга;
Не е усвоен механизмът на ефективно използване на борсовите механизми, който предполага акцент при изграждане на потребителския пакет  върху двустранните договори(70%-80%) и използване на  ПДН (10-15%), (ПЧН)(5-10%). Това в отделни случай довежда до свръхконцентрация на сделките в ПДН(70%), което влиза в противоречие с оперативната ликвидност на борсата.;

Изваждането на цялата енергия на борсата ,в т.ч. и на производители на възобновяема енергия с мощност над 1 Мвт създава организационни проблеми за обработка на огромно количество малки по обем пакети;

Използването на инструмента на обществения натиск към Министерството на енергетиката и БЕХ , в.т.ч. и чрез европейските институции за декларативно регулиране на ликвидността на пазара на електроенергия за сметка на производители на електроенергия в състава на БЕХ води до неоптимални режими на производство и оскъпяване на балансирането на електроенергийната система.

Какви трябва да бъдат следващите стъпки, които трябва да се направят с оглед наближаващата дата за пълна либерализация на електроенергийния пазар?

- Смятам, че държавата е извървяла пътя на своята отговорност по отношение на либерализацията  на електроенергийния пазар с последните изменения и допълнения към Закона за енергетиката. Отговорността за ефективността на борсовата търговия се прехвърля върху потребителите. Те следва да инвестират в експертен потенциал за средносрочно и дългосрочно прогнозиране ситуацията на пазара , в т.ч. следене конюнктурата в региона, влиянието на климатичните и икономически фактори. С предстоящото борсово обединение тези изисквания постепенно ще отпаднат.

Какво ще се случи с дългосрочните договори за изкупуване на електроенергия от американските централи ? Какво е вашето очакване, в каква посока ще се развиват отношенията, а и пазарът като цяло ?

- За да се даде отговор на този въпрос следва да си припомним историята. Договорите за ново строителство на ТЕЦ „Марица –изток“ 1 и рехабилитация на ТЕЦ „Марица-Изток“-3 бяха подписани през 2001 г. по времето на правителството на Иван Костов. Мотивите: страната се нуждаеше от възстановяване на мощностите на двете централи, първата - 100% амортизирана, втората – с възможност за рехабилитация - и двете чрез привличане на чуждестранен инвеститор, чрез  метода на проектно финансиране по правилото build–own–operate–transfer (BOOT).

Методът на проектното финансиране неотменимо изисква подписване на договори за задължително изкупуване на електроенергията по преференциални цени за период, в случая -  15 години от началото на експлоатацията, за гарантиране на възвръщаемостта на инвестицията при фиксирана норма на възвръщаемост на собствения капитал, определена тогава в размер на 17,55%. След изтичане на 15-годишния срок отпада задължението за изкупуване на електроенергията на преференциална (непазарна) цена, поради презумпцията за реализирана възвръщаемост на инвестицията, при което централите се трансферират към държавата по нулева, или минимална остатъчна стойност, или остават да функционират изцяло на пазарен принцип. За 908-мегаватовата   ТЕЦ „Марица изток 3“ с мажоритарен собственик от 2011 г. „Контур Глобал“ 15-годишния срок приключва през 2024 г., а за 600-мегаватовата  ТЕЦ “ЕЙ И ЕС Гълъбово“ - през 2026 г.  Годишните разходи на НЕК за задължително изкупуване на произведената електроенергия от двете електроцентрали надхвърля 1,6 милиарда лева, при прогнозна цена на емисии СО2 от 25 евро/тон, или 35 евро, Мвтч, което деформира пазарния модел.

В следващите години се очаква редукция на тези разходи в посока намаляване поради намаляване на разполагаемостта на централите във връзка с националния план за постигане на адекватност на енергийната ни система  и във връзка с  Регламента за вътрешния пазар на електрическа енергия, който е част от Четвъртия енергиен пакет.
Във всички случаи цените на американските централи до 2025 г. няма да бъдат пазарни. Както следва - за и „Ей И Ес-3С Марица Изток 1“  не по ниски от 110 евро/Мвтч, а за  „Контур Глобал Марица Изток 3“, не по- ниски от 90 евро /Мвтч.

Как ще коментирате идеята за предсрочно прекратяване на действащите дългосрочни договори:

- Идеята за предсрочно прекратяване на действащите договори за изкупуване на електроенергията от двете централи към днешна дата изглежда спорна:

Договорите са двустранни и досега, поне медийно, няма готовност от страна на мажоритарните собственици на централите за споразумение по направените предложения от страна на НЕК, дори обратното – два от предложените варианти са отхвърлени;

Мажоритарните собственици на двете дружества са публични компании и подобни разговори за доброволен отказ от печалба не изглеждат логични;

Договорите попадат под действието на Закона за насърчаване на инвестициите, при което прилагането на принципа на закрила на инвестициите е пряко свързано с гарантирането на възвръщаемост от инвестицията, като едновременно с това прилагането и спазването му са едни от основните фактори за осигуряване на инвестиционна атрактивност в държавата;

Държавният департамент на САЩ, в лицето на новия посланик, госпожа Херо Мустафа, още с встъпването си в длъжност на наша територия, макар и вербално, защити правото на инвеститорите да продължат да работят, основно, при условията, произтичащи от подписаните договори, без да изключва преговорния процес, но в контекста на народната пословица „Казвам ти дъще, сещай се снахо“;

Поне публично, няма индикация относно параметрите на  сделката, преди всичко,  относно определяне вида и размера на компенсациите. Това, че става въпрос за сделка срещу компенсации е ноторно известно;Договорените срокове за ВООТ  на централите изтичат в обозримото бъдеще-  през 2024 и 2026 г. , съвпадат със сроковете  за прилагане на EPS (Emission Performance Standard  - 550 гр/квтч или 350 кг/Квтч/год., очевидно ще протекат в този контекст, а възможно и в тези срокове.

Изводът : Преговори между страните очевидно ще има в съответствие  с Решение на МС от т.г., но не трябва да има свръх очаквания относно предсрочното  прекратяване на договорите  или същественото  намаляване на цената на електроенергията, изкупувана от централите . Намаляването на разходите за задължителното изкупуване на електроенергията , може да се очаква за сметка на намаляване на годишната разполагаемост и евентуалното  преразглеждане на нормата за възвръщаемост , която в контекста на пазарната среда днес изглежда твърде висока.

Проф. Тасев, защо според вас държавата реши да прекрати договора с ТЕЦ „Контур Глобал Марица Изток 3“  и ако решението е за предоставена държавна помощ, защо никой досега не е публикувал документ, доказващ тази теза ?

- Това е стара тема. Твърди се, че ЕК ,дирекция Конкурентоспособност  има становище за наличие на неправомерна държавна помощ при дългосрочните договори за изкупуване на електрическа енергия. На въпрос на медиите от април 2019 г. Европейската комисия отговаря, че „ЕК не е взела официално решение за това дали въпросните мерки представляват държавна помощ по смисъла на правилата на ЕС“. От друга страна  Комисията за енергийно и водно регулиране сезира ЕК за наличието на неправомерна държавна помощ, но сезирането не е нотифицирано, което възпрепятства започването на официалната процедура. Това поставя преговарящите в по-слаба позиция, което съществено може да повлияе върху крайния резултат. Ако разгледаме бъдещето на централите в контекста на Решението на МС ( за сега само за ТЕЦ „Контур Глобал Марица Изток 3 в която НЕК има 28% акционерно участие и това прави преговорите по-диалогични),  възможните изходи от тази ситуация е прекратяване на договорите, еднократна компенсация, изчислена по методологията на ЕК за размера на невъзстановяемите разходи, продажба на част от произведената електрическа енергия на свободния пазар в комплект с т.нар. механизми за капацитет,  които представляват допустима държавна помощ. Този прозорец от възможности обаче се затваря много бързо в резултат на влизането в сила на Регламент (ЕС) 2019/943, който налага ограничения пред производителите, с които могат да бъдат сключвани договори за механизми за капацитет. По реда на новия регламент ( Изключвам полския сценарий. За него сме закъснели) сключените договори до края на 2019 г. могат да имат продължителност не по-дълга от 10 г. Ако договорите се сключат след края на 2019 г., срокът на действието им е ограничен до края на юни 2025 г. Това, обаче предполага доста усилия и съмнителен резултат. Склонен съм да се върна към моите предложения, формулирани в  отговора на предишния Ви  въпрос.

Предполага се, че все пак между министерство на енергетиката, като представител на държавата и централата ще има процес на срещи, разговори, преговори. Има ли възможност и каква е тя за постигане на някакъв компромисен вариант ?

- Срещи и разговори ще има и трябва да има, в отговор на повишения обществен интерес. Това трябва да стане достатъчно прозрачно след брифинг на преговарящите, на който да се опише реалната сложност на преговорния процес и да не се подхранват свръх очаквания.

Съществува ли опасност страната ни да попадне в спорен казус, за който естествено пак ще плащат потребителите, предвид факта, че вече имаше едно предоговаряне с намаляване на разполагаемостта на централата ?

- Потребителите винаги плащаме грешките на политиците. Проблемът е, че в условията на демократичния избор на управляващите честотата на смяната на екипите често не надминава 4-годишния мандат , което създава предпоставки винаги следващите да  се оправдават с решенията на предишните. От собствен опит, като участник при анализите на договорите с американските централи и преговорите за предоговаряне на концесията за „Софийска вода“, мога да потвърдя,  че тези договори, подписани във времето на прохождащите у нас демокрация и пазарни отношения, са изготвени от опитни западни юридически кантори с клаузи, отчитащи възможната не приемственост на следващи правителства по отношение параметрите на сключените договори , така че те да се превърнат в непробиваеми по отношение на волята на следващите  управляващи. Потенциалната политическа не приемственост се отчита и в параметрите на договора като се предвижда значителна по размер  норма на възвръщаемост, покриваща финансовите рискове от евентуално прекратяване на договора. Допълнително се предвиждат и компенсации, които често правят идеята за прекратяване на договорите икономически несъстоятелна. Всичко това трябва да стане известно на обществото сега, за да не обвиняваме преговарящите в некомпетентност, в контекста на формиралите се чрез медиите свръх очаквания и предполагаеми финални  резултати, силно отличаващи  се от очакванията.

Господин професор, каква  е цената на, по която  ТЕЦ „Контур Глобал Марица Изток 3“ продава произведената електроенергия на НЕК  и какъв би бил ефектът за пазара от това държавно намерение за прекратяване на договора, предвид задълженията на страната ни по делото БЕХ/електричество ?

- Съгласно Решение № Ц-19 от 01.07.2019 г. на Комисията за енергийно и водно регулиране( КЕВР ) , цената, по която обществения доставчик НЕК изкупува електроенергията , произведена от ТЕЦ “ЕЙ И ЕС Гълъбово“, възлиза на 225,03 лв./Мвтч( при подписването на договора – 46,2 Евро/Мвтч) , за ТЕЦ „Контур Глобал Марица Изток 3“- 159,25  лв./Мвтч( при подписването на договора през 2001 г-31,5 Евро/Мвтч) .  

Цената и количеството енергия се  определят  аналитично, извън правомощията на КЕВР  в съответствие с финансовите модели, съгласно сключените договори. При промяна на количеството енергия изкупувано от обществения доставчик, съгласно параметрите на модела се променя и цената при следната закономерност : „по-малки количества енергия -  като резултат: по-висока цена“. Изводът е елементарен – колкото по-продължително работят ежегодно централите – толкова пропорционално се намалява цената на изкупуваната електроенергия, а не обратното. Това е известно и на преговарящите.

С тези цени централите участват във формиране на цената на енергийния микс на обществения доставчик  за регулирания пазар, която възлиза за действащия ценови период на 145,89 лв./Мвтч  . Цената, по която НЕК продава електроенергията на крайните снабдители, след компенсация от Фонда за Стабилност на Енергийната Система ( ФГЕС ) , е в размер на 98,08 лв./Мвтч. В съответствие със задълженията на страната ни по делото БЕХ/електричество  американските централи предоставят за свободния пазар за ценовия период по Решение № Ц-19 от 01.07.2019 г. на КЕВР, съответно   315 650 Мвтч за ТЕЦ “ЕЙ И ЕС Гълъбово и 491 935 Мвтч. ТЕЦ „Контур Глобал Марица Изток 3  пазарни цени, без компенсация.

При хипотетично прекратяване на договорите, без компенсация, цялото количество енергия, с изключение на количествата за ЕСО за регулиране на системата, ще излезе на пазара, което естествено повишава неговата  ликвидност и по определение, следва да повлияе положително за намаляване на пазарните нива на цената на електроенергията, но само хипотетично.

Нека сега се прехвърлим и към пазара на природен газ. В началото на октомври бяха публикувани и последните изменения в енергийния закон, визиращи поетапна либерализация. Ще се случи ли тя и доколко е голяма опасността за изкривяване на модела, тъй като в централната схема остава отново един доставчик - „Булгаргаз“?

- Същността на изменението  се съдържа в чл.176а от Закона за енергетиката (ЗЕ) по силата, на който   Обществения доставчик декларативно отваря пазара на газ, доставяйки по план в 5 стадия на организирания борсов пазар количества , както следва:

Ако приемем повишената норма за калоричност от 9047 ккал/нм3 природен газ ,ще преминем към обичайният за по-голямата част от читателите измерител за газа в м3/год. Това позволява да изчислим режима на  „отваряне“/“демонополизация“ за обществения доставчик „Булгаргаз“ по години и в проценти от общото потребление в страната, а именно:

Процентите са индикативни и ще се променят , в зависимост от ръста или намаляване на годишната ни консумация на природен газ.

Въвеждането на този план в нормата на закона говори за поуките от либерализацията на електроенергийния пазар, която протича на принципа „проба/грешка“. Плановото и „плавно“ „отваряне“ на газовия пазар е и в съответствие с плановете за реализация на газовия хъб „Балкан“, а именно: до края на 2020 г. реализация на инфраструктурата на „Балканския поток“ , посока Сърбия ; Интерконектора „Коммотини-Стара Загора“, който физически ще даде възможност за получаване на един милиард кубически метра газ от Азербайджан ,годишно ; действието на договора за доставка на руски газ до 2022 г. и клаузата „вземай, или плащай“, в размер на 80% от планирания обем като ограничително условие. Както следва от представеното до тук , плановата либерализация на газовия пазар има своите законови структурни гаранции и не е фиктивно. И сега в рамките на действащия договор за доставка на руски газ има сделки за доставка, извън плана на обществения доставчик. При тези условия не споделям опасенията за фиктивност на законовата норма и нейната реализация с „балкански привкус“.

Големите индустриални потребители също са притеснени  и поискаха отлагане на газовата борса ?

- Не споделям опасенията на големите индустриални потребители. Неслучайно отделих значително място относно чл. 176а от ЗЕ ,от който е ясно, че същински либерализиран пазар на газ ще имаме след 2024 г. Законът не предвижда всички количества газ да се търгуват веднага. Обявеният в закона  план ще даде възможност потребителите предварително да формират портфейла на доставките , отчитайки ограничителните условия. Ако се повтори сценария с БНЕБ, а именно - при ниска ликвидност да се акцентира само, или преобладаващо на борсовата търговия – резултатът ще бъде същия –висока цена върху малки количества и отново обществено напрежение.

Още при приемането на промените в закона, газоразпределителните дружества призоваха КЕВР да ги извади от сегашната схема, която ги обвързва с определени райони и общини и поискаха по-голяма свобода. Това ще се отрази ли на бъдещата либерализация ?

- Законът за енергетиката в чл.43 (2) е регламентирал издаването на една лицензия за разпределение на природен газ за една обособена територия поради ефектите, пораждащи се от позицията на естествен монопол . По силата на чл.44(2) на лицето, на което е издадена лицензия за пренос на природен газ, не се издава лицензия за друга дейност, подлежаща на лицензиране по този закон, и лицензия за разпределение на природен газ. Лицето, на което е издадена лицензия за пренос на природен газ, не може да извършва търговия с природен газ.

За справка : Газоразпределителните дружества осъществяват дейностите „разпределение на природен газ“ и „снабдяване с природен газ от краен снабдител“, като доставят природен газ до клиенти, присъединени към съответните газоразпределителни мрежи на лицензираните територии. В края на 2016 г. на територията на България са лицензирани 24 дружества. Те обслужват 5 газоразпределителни региона (Дунав, Запад, Тракия, Мизия, Добруджа) и 80 общини извън тези региони. В края на 2016 г. дружествата, които извършват дейностите по разпределение на природен газ и снабдяване с природен газ от краен снабдител, са 24. Те упражняват своята дейност на 35 лицензирани територии.

Не наблюдавам практика и другите страни на ЕС да се лицензират няколко доставчика на природен газ върху обособена територия. Това означава, че структурната аналогия  между пазара на електроенергия и природен газ, на този етап е невъзможна и, очевидно – нецелесъобразна.

Какви са възможностите за осъществяване на LNG-доставки на българския пазар и каква ще е ползата от тях ?

- Един от съществените проблеми на страната ни, породен от „усещането“ за геостратегическо предимство е невъзможността да получаваме втечнен газ на терминали, които бихме построили на брега на Черно море, поради забрана за преминаване през Босфора. Поради тази причина разчитаме на действащия гръцки терминал в  Ревитуса, проекта за изграждане на регазификационен терминал  в района на  Александруполис и действащите терминали в Турция. Преформатирането и развитието на газовата ни инфраструктура в контекста на проекта за газовия хъб Балкан , в.т.ч. трасето на „Балканския“ газопровод, завършването на сухопътната част на „Турски поток“ 1 и 2 и освобождаването на тръбата на трансбалканския газопровод в участъка „Люле-Бургас“- „Странджа“ ще даде възможност за физически сделки с турските регазификационни терминали. На този етап и до 2022 г. основният маршрут за реверсни и/или виртуални сделки с втечнен  си остава  терминала в Ревитуса . Първата сделка в обем на 90 млн.м3 газ беше осъществена през лятото . Доставчиците Шение и Бритиш петролиум  имат потенциал ,за над 100 млн. м3 /годишно регазифициран природен газ, или общо до 500 млн. м3 за пет години.

Със строителството на терминала в Александруполис ще се радваме на конкуренция от страна на доставчици от САЩ, Катар, Египет и не на последно място от страна на руската фирма „Новатек“, която има съществени ценови предимства , породени от природно климатичните особености(свръх ниски температури в разстояние на около 5 месеца)  на полуостров Ямал. Конкуренцията на входа на терминала в Александруполис ще бъде фактор за намаляване на цената на регазифицирания газ, франко нашата граница. При реализация на пълния капацитет в размер на пет милиарда м3/год  на интерконктора „Комотини-Стара Загора“ ,ориентировъчно след 2025 г, втечнения газ ще влияе върху средните цени на газа в нашата страна, както и върху обема на транзитирания газ.