Иванка Диловска: Изборът на механизъм за капацитет се мотивира от спецификите на националните електроенергийни системи

Понятието осигуряване на механизми за капацитет означава осигуряване на разполагаемост на мощност за определен период за дадена система. Европа е избрала модела на постигане на нисковъглеродна икономика, но европейските пазари в момента не осигуряват достатъчно приходи не само за изграждане на нови мощности, но и за поддържане и надеждна, устойчива експлоатация на съществуващите конвенционални централи. На практика това застрашава сигурността на снабдяването на европейския електроенергиен пазар. ЕК признава, че съществуват проблеми и затова се говори и за промяна на модела. Заключението на ЕК е, че в един преходен период, докато пазарът се подобри, механизмите за осигуряване на капацитет ще са тези, които биха могли да бъдат полезни, когато са установени рискове за сигурността на снабдяването. Това коментира членът на УС на Института за енергиен мениджмънт Иванка Диловска в рамките на кръгла маса на тема „Въглищните региони и механизмът за капацитети като част от бъдещия пазарен модел на България“.

Минавайки през траекторията на цените на електроенергията в момента и с представянето на прогнозата на ЕС за периода 2020-2050 г., която Европейската комисия предполага, че ще се случи при новият пазарен модел (нисковъглеродна икономика, безвъглеродна енергетика) Диловска обясни и част от необходимостта от въвеждането на механизмите за капацитет.  Според прогнозата минималната почасова цена  от 60 до 200 евро за MWh.

Траекторията на цените е по-висока, така че приходите, които ще осигурява пазара  да привлекат инвестиции в нови мощности.  По-важна е ножицата между базовия и върховия товар.  Докато таи ножица в момента е 20 %, през 2050 година базовият товар се очаква да има наполовина  по-ниска цена от тази на върховия товар. Това е така, защото по този начин пазара ще даде правилните сигнали в момента на недостиг на електроенергия към инвеститорите, които ще бъдат привлечени от този недостиг, ще са сигурни във възвръщаемостта на инвестициите и по този начин ще отпадне необходимостта от непазарни приходи от страна на производителите, обясни тя.  

Тъй като в момента цените не са такива, каквито трябва да бъдат, чистия пазар за енергия е отложен за по-далечно бъдеще и това се отнася за много европейски страни.
По отношение на българския пазар, средната цена за базов товар към момента се определя от регулатора и е под 60 евро за MWh – 45 евро за MWh. Очевидно е, че засега изглежда съмнително, че европейския пазар може да гарантира сигурна работа на електроенергийните системи без непазарни приходи , а българския съвсем не може да направи това, обясни експертът. Неперфектният пазар в литературата често се среща като проблем на липса на пари.

ЕК признава, че съществуват проблеми и затова се говори и за промяна на модела. Заключението на ЕК е, че в един преходен период, докато пазара стане подобрен, механизмите за осигуряване на капацитет ще са тези, които биха могли да бъдат полезни, когато са установени рискове за сигурността на снабдяването, допълни тя.
Експертът припомни проведено секторно проучване през 2016 година, което дефинира механизмите за капацитет като мерки, които ще осигурят приходи на доставчиците на енергия. Те обаче попадат в мерките за държавна помощ. Затова са и обект на правилата, дефинирани по механизмите за осигуряване на капацитет и съответно трябва да бъдат признати като позволена държавна помощ.

Проучването на ЕК групира механизмите за капацитет в две основни категории – целеви и механизми, отнасящи се за целия пазар.

Секторното проучване на ЕК от 2016 г. дефинира Механизмите за осигуряване на капацитет (МОК) като мерки, които осигуряват приходи за доставчиците на капацитет, като по този начин те попадат в обхвата на мерките за държавна помощ и съответно са обект на правилата на ЕС за държавна помощ.

Секторното проучване на ЕК групира МОК в две основни категории:

Целеви механизми, от които могат да се възползват само специфични оператори(например търгове за нова мощност, стратегически резерви и целеви плащания за мощност);

Механизми, отнасящи се за целия пазар, които по принцип са отворени за участие от всички категории доставчици на капацитет (например задължения на централизиран купувач, на децентрализирани купувачи, плащания за мощност).

В допълнение към тези две категории ЕК разграничава базирани на обем (мощност) и базирани на цена механизми.

Това не са непознати мерки за страната ни, те са съществували, но просто не са били разглеждани като механизми в тяхното актуално развитие, подлежащи на нотификация. Става въпрос например за механизма студен резерв, съществуващите дългосрочните договори чрез търг за нова мощност.  Търговете за нова мощност и в момента се дефинирани като възможност за капацитет от ЕК, обясни тя, давайки пример с  Великобритания и Полша, където този механизъм   не е изключен, но трябва се подчинява на настоящите правила и процедурите  за механизмите за осигуряване на капацитет. Друг механизъм, например е и определянето на цена за мощност и цена за енергия на централите (ДКЕВР, 2014 г.).

Към днешна дата държавите, които прилагат механизми за капацитет са 18, а самите механизми са около 40.  Моделът за механизмите за капацитет  се избира чрез консултант.

Изборът на механизъм за капацитет се мотивира от спецификите на националните електроенергийни системи, обясни още Диловска. Експертът представи картографиране на европейските механизми за капацитет според класификацията на ЕК.

Оценката на адекватността на Полша например показва, че ще се стигне до сериозен дефицит още през 2020 г. и още повече през 2025 г. , поради което се нотифицира механизъм за осигуряване на капацитет, който е валиден за целия пазар. Такъв е полския модел, признат и нотифициран от ЕК, като са проведени търгове, включително и за строителство на нови централи на база на дългосрочни договори. Например, в Полша, когато се провеждат търгове се поставят предварително изискванията за сертифициране на блоковете и централите. Съответно на търговете се появяват само тези, които отговарят на изискванията.  
Франция е възприела децентрализиран подход, механизмите се отнасят за целия пазар, но регионалните оператори  обявяват търговете, защото са различни степените на риск в различните региони. Тоест там се решават по-скоро локални проблеми.

Германия прилага модела на стратегически резерви.  Белгия - пазарният механизъм за осигуряване на капацитет с централизирани опции за надеждност (вид подмодел), но те са много полезни, когато има монополизиран пазар и подпомагат при изкривяването на конкуренцията.

Диловска обърна внимание на документ за оценката за адекватността на Западните Балкани, публикувана на страницата на Енергийната общност, който включва 6 държави – Северна Македония, Албания, Косово, Хърватия, Сърбия и Черна гора.

При сценария на оператора за системната адекватност всъщност констатациите са, че модернизацията на лигнитните мощности (там преобладават 60 % лигнитни мощности) може да бъде рентабилна без държавна интервенция , регионът може да изнася 25 % от производството си , няма рискове за системната адекватност, но все пак поради това, че тези системи са в зависимост от пиков товар, вносът е абсолютно задължителен за тях. Когато обаче се направи икономическия сценарий с икономическото моделиране и с оценка на приходите, които всяка една централа  ще получи ако действа сама  на пазар, нещата изглеждат различно. Въвеждането на екологични норми и особено влизането в системата за търговия с емисии води до съвършено различни резултати – централите стават икономически нерентабилни, вижда се затваряне на много мощности, примерно от 4 ГВт,  преустановяват се плановете за строителство на нови мощности, горе-долу също 4 ГВт и се налага регионът да внася около 30 % от необходимата енергия . Тоест има рискове за снабдяването още от 2025 година, особено за Албания и Сърбия.

В частност оценката за адекватността на Сърбия на системния оператор предполага, че при внос системният резерв е положителен, отбеляза експертът.
Въвеждането на плащания за СО2 има огромен ефект върху икономическата ситуация на лигнитните централи: отказ от проекти за нови мощности и затваряне на съществуващи поради нерентабилна модернизация. Като резултат –голям срив на системния резерв и отрицателен резерв в размер на -4000 MW при липса на внос.
Дори с внос, се очаква Сърбия да има отрицателен резерв след 2024 г., което в крайна сметка да доведе до дефицит и криза в снабдяването, каза Диловска.

Важен елемент при оценката за адекватността е измерването на рисковете.  Един от показателите е вероятност за загуба на товар. Чрез него се отчита  колко часа в годината няма да има мощности за управление на потреблението при един или друг сценарий. За Великобритания например е прието – 3 часа годишно, за Западните Балкани – 6 – 8 часа годишно.

България, както става ясно е изправена пред нарастващ риск за сигурността на снабдяването, тъй като икономическата рентабилност на някои централи се влошава все повече.

Технологичният сценарий на ЕСО показва, че няма проблеми за системния резерв, който за следващия 10-годишен период надхвърля максималния товар, но има една отчетливост при сезонност на потреблението. При високо търсене през зимния сезон и разполагаемостта на водните ресурси е ниска, така че всяко ограничение в разполагаемостта на ядрената или въглищните централи може да остави системата уязвима (примерът от началото на 2017 г.) .

Също така не са много надеждни и системните интерконектори, тъй като тогава, когато България има нужда от мощности, обикновено и другите държави имат същата нужда и обратното. Тоест не може много да се разчита на съседните държави за смекчаване на рисковете за надеждността.

Несигурността на прехода към либерализиран пазар може да създаде неблагоприятна среда за експлоатацията на някои блокове, чиито оператори да вземат решения за затваряне.

Настоящите и очакваните пазарни приходи не са достатъчни да покрият пълните разходи на някои блокове, които са критични за сигурността на снабдяването, като дори не е възможно да се покрият неизбежните разходи, което може да доведе до временното/окончателното им спиране.

Затова ключов въпрос за оценката на адекватността е:
Как ще се промени системният резерв, ако се отчетат икономическата рентабилност на съществуващите централи и рискът от затваряне на някои блокове?

Консултантът трябва да каже как ще се промени този системен резерв (по технологичния сценарий е достатъчен), ако се отчете и икономическата рентабилност на блоковете на съществуващите централи  и какъв ще е риска от затварянето на блокове. Основното при това икономическо моделиране е д се тръгне от ключовия въпрос: какви ще са приходите на централите при различни сценарии. Това се съчетава с технологичните прогнози и се стига до извода за пазарния модел и за механизмите за капацитет, обясни експертът от EMI.

В този аспект примерно става въпрос за това  какви са липсващите приходи в момента, ако нашите централи са на пазара, тоест  какво се покрива от пазарните приходи. Според представената от Диловска презентация, две са групите производители, които са спокойни, защото приходите от пазара, които получават са достатъчни – това са АЕЦ Козлодуй и големите ВЕЦ-ове на НЕК.

Не такава е ситуацията при  централите, които нямат непазарни приходи. При тях приходите липсват. Това са Бобов дол, ТЕЦ Марица Изток 2, Марица 3 и ТЕЦ Варна. В технологичния сценарий те съществуват като необходими за сигурността на системата, но пазарният сценарий показва,  че им липсват значително количество пари, за да работят устойчиво, обясни още експертът от Института за енергиен мениджмънт.

Две са централите, които имат осигурени приходи, непазарни – тези с дългосрочни договори (ТЕЦ AES Гълъбово и ТЕЦ Контур Глобал Марица Изток 3), но могат да се озоват в ситуацията на губещите централи, ако договорите бъдат прекратени.  

Сред централите с осигурени извънпазарни приходи са  ВЕЦ под 10 МВт,  фотоволтаиц и вятърни мощности, както и тези с комбинираното производство.

Тоест по наша преценка липсват 840 млн. лева, за да могат централите да работят добре, констатира още Иванка Диловска, представяйки разчет, базиран на цената за електропроизводство, съгласно решения на КЕВР (№ Ц-19 от 1.07.2019 г. и № Ц-11/от 01.07.2018 г., лв./МВтч), при референтна цена от 89 лв./МВтч.

На тази база Диловска очерта и ключовите въпроси, на които трябва да отговори консултанта, предвид българските специфики.

Да,  механизмите  за капацитет са възможни  за 10 години, но за въглищните  централи са само за 5 години – до 1 юли 2025 година. До 1 юли 2025 година съществуващите въглищни централи могат да получат приходи, извънпазарни, чрез механизмите за капацитет. Нови въглищни мощности не могат да получат изобщо такива приходи. И тук въпросът е: какво ще се случи за тези пет години ?  Но когато консултантът прави своята структура на механизми, той трябва да мисли и за следващите години, защото пет години в енергетиката са един час за нормални човешки отношения, обърна внимание експертът.

Също така трябва да се види какви са спецификите в България и да се отговори на въпроса: Ще има ли нужда от дългосрочни договори за нови мощности ? Ще се прекратяват ли съществуващите дългосрочни договори, ще има ли други дългосрочни договори за централи, които ще правят  модернизации? Дали ще има хибриден модел, който по някакъв начин да съчетае пазарния механизъм със съществуващата специфика, или ще се тръгне към нещо различно? Това са някои от основните въпроси, на които българският консултант ще е доста по-затруднен да отговори, отколкото в една друга държава, категорична бе Иванка Диловска, напомняйки и за ограничителните правила на механизмите за определяне на капацитет.

Тя посочи и следващите стъпки, очертаващи и пътната карта за прилагане на механизмите за капацитет в страната ни.

Оценка на адекватността

Необходимо е да се идентифицират различните пазарни дефекти, които пораждат проблем

Оценка на ресурсната адекватност, изготвена от съответния електропреносен системен оператор, е необходимо, но често недостатъчно условие, за да се обоснове необходимостта от интервенция

Изисква се пазарен/икономически модел, за да се обоснове вероятността за затваряне на централи и недостиг на инвестиции, на базата на очаквани пазарни приходи

Избор на подходящ МОК

На базата на многофакторна оценка се идентифицира най-подходящият за България

Консултации със заинтересованите страни

Дискусии с ЕК за необходимостта от интервенция и избрания МОК

Работна група с участието на заинтересованите страни за изготвяне на детайлни правила и необходимо законодателство

МЕ/КЕВР/ЕСО са с водеща роля при подготовката на детайлни правила за МОК
Чрез съвместна работна група/консултативен процес правилата се развиват заедно с останалите заинтересовани страни

Неформални обсъждания с ЕК, след като националните участници постигнат съгласие по правилата, за да се тества позицията на Комисията

Официална нотификация на ЕК

Подробно описание на МОК следва да се представи в ЕК

То трябва да включва: доклад за оценка на адекватността, който обосновава необходимостта от интервенция; анализ на алтернативните подходи и допълнителните подобрения на пазарния модел, така че да се ограничи размерът на липсващите пари и оценка на въздействието на МОК върху енергийния пазар и трансграничната търговия, както и върху конкуренцията