Новите технологии ще улеснят управлението на потреблението, казва енергийният експерт Атанас Георгиев
- Г-н Георгиев, има ли увеличение на заявките на клиенти за излизане на свободния пазар след 1 април?
- КЕВР прие правила за смяна на доставчика за най-малките потребители, присъединени към мрежата ниско напрежение (НН), а малко преди това одобри и стандартизирани товарови профили (СТП), които позволяват на малките потребители, които нямат електромери с почасово измерване, да сменят доставчика си. Приемането на тези СТП формално отвори пазара не само за малкия бизнес, присъединен към мрежата НН, но и за домакинствата. Формално, тъй като все още на регулирания пазар домакинствата получават по-ниска цена на електроенергията, която се субсидира кръстосано от регулираните цени за малкия бизнес. Съответно цената за домакинствата е по-ниска от пазарната, а цената за фирмите на регулирания пазар е по-висока от пазарната.
Поради тази причина единствените нови заявки за излизане на свободния пазар след 1 април са от фирми, които искат да избягат от по-високите цени на регулирания пазар. Все още няма излизане на домакинства на свободния пазар, тъй като за тях цената на регулирания е по-изгодна. Поисканите от отделни битови клиенти оферти от търговци на електроенергия се връщат с отговор, че засега не им е изгодно да излязат на свободния пазар и че ще се свържат с тях веднага, след като стане изгодно да сменят доставчика си. Положителното на процеса след 1 април е, че вече можем да говорим за конкуренция между крайните снабдители и техните и други търговски компании за достигане до нови клиенти.
- Как се развива потреблението на електроенергия у нас през последните години и какви са прогнозите за периода 2020-2030 г.?
- След кризата от 2009 г. имаше спад на потреблението. Данните от крайните снабдители показват, че бизнес потреблението стагнира или е малко по-ниско от това преди кризата, а единственият растеж, и то малък, е в домакинствата. Основните фактори за това са климатизацията на домовете, закупуването на повече битова техника и преминаване на отоплението от твърдо гориво на ток.
Сложно е да се отговори как ще се развива потреблението до 2020-2030 г., тъй като то е пряко свързано с икономическото развитие. От една страна, ако има нови инвеститори и индустрията отчита растеж, ще се повиши и потреблението. За домакинствата не очаквам някакви особени промени спрямо сегашното потребление. Дори потребителят само като сменя старата си техника с нова, той
става енергоефективен и започва да пести енергия
Климатиците са фактор, тъй като все повече домакинства купуват такива, защото при тези регулирани цени на енергията им излиза изгодно отоплението на ток. Колко дълго обаче това ще продължи зависи от пазара и регулатора.
- Как работата на Българската независима енергийна борса (БНЕБ) влияе на пазара? Каква ще е ролята на борсата през следващите години?
- Важното е да се отбележи, че самото наличие на борса води до наличието на референтна цена и до повече прозрачност на пазара. При свободния пазар на едро двустранните договори, които се сключват между централи, търговци и крайни индустриални клиенти, са търговска тайна, поради което не знаем на какви цени се сключват те и нямаме средна цена на пазара. Разбира се, експертите дочуват някакви цени, но само като слухове. Докато сега БНЕБ вече показва една референтна цена за пазара, която ни позволява да видим какво се случва в България като предлагане и търсене.
Вярно е, че на БНЕБ се търгува под 10% от потреблението. В Европа делът на борсите също е малък, тъй като голямата част от търговците и потребителите искат по-дългосрочна сигурност. Ако аз имам бизнес и искам да си купя енергия на свободния пазар, няма да я купувам ден за ден на борсата. Може би в моя договор ще искам някакво обвързване с цените на борсата, но ще искам дългосрочна сигурност - за 6, 12 или 24 месеца. Поради тази причина борсата дава референция, но не служи за задоволяване на потреблението, а за изравняване на промени в последния момент. Някои фирми оставят една част от потреблението си да зависи от борсата, примерно - 10%. Но като цяло борсата служи за изравняване между търсене и предлагане, а това ще бъде особено валидно догодина, когато стартира платформата за търговия в рамките на деня.
- А като стартира платформата за дългосрочните договори след 1 юли, ще се променят ли нещата? Едва ли някой ще сключва дългосрочните си договори на БНЕБ, ако не е задължен.
- Мисля, че ще се променят, тъй като се очаква и у нас да се приеме моделът на борсата в Румъния, където държавата задължи всички да сключват двустранните си договори на свободния пазар на тяхната борса OPCOM, която има вече 15-годишна история, именно с цел да се повиши прозрачността. Това подобрява и ликвидността и дава една вече по-точна референтна цена на двустранните договори. Доколкото разбирам, и за България се предвижда такова задължително сключване на двустранни договори на БНЕБ, което ще стане най-малкото за държавните електроцентрали - да предлагат цялата енергия по двустранни договори през БНЕБ. Би трябвало това да се случи от 1 юли, но е свързано с инвестиция от страна на БНЕБ. Има разнопосочни мнения за новата платформа. Според някои купувачи на енергия това е добра мярка, тъй като така те ще купуват по-лесно енергия, вместо да обикалят по отделните централи. Според търговците обаче това ще е утежнение, тъй като те ще бъдат задължени да купуват и продават само на БНЕБ, което ще ги затрудни.
- През последните години ЕРП-тата се оплакват от драстично намаляване на приходите и съответно - на размера на необходимите инвестиции за поддръжка и развитие на мрежата. Какви трябва да бъдат годишните инвестиции, според Вас, за да не стигнем и у нас до т.нар. Калифорнийски синдром?
- Това, което виждаме от март 2015 г. с избора на новата КЕВР, е, че тя подхожда много внимателно по темата за сигурността на електрическата мрежа и тези силни конфликти, които наблюдавахме в миналото между регулатора и ЕРП-та, вече изчезнаха. Разбира се, няма как за един ценови период всичко да се изравни, но трябва да се мисли как мрежите средно и ниско напрежение да бъдат подготвени за бъдещите тенденции на пазара. А тези нови тенденции са свързани с все повече на брой и по-малки като капацитет електрогенериращи мощности, които са по-близо до потребителите. Всеки нов фотоволтаичен панел на покрива, всяка нова когенерация в бизнес сграда или в индустриална инсталация поставят мрежата пред нови предизвикателства. През изминалите десетина години ЕРП-та инвестираха доста в мрежата.
И сега ЕРП-та влагат много пари
включително и за изкупуване на съоръжения от инвеститори. Така че трябва да има една яснота за това как във времето, например през следващите 5 години, ще се развива пазарът и какви инвестиции ще са необходими на ЕРП-та да подготвят мрежите си. Трябва да се помисли и за това дали да се инвестира в т.нар. интелигентна мрежа с "интелигентни" измервателни устройства. През 2013 г. беше направен анализ, който доказа, че не е оправдано инвестирането в интелигентни електромери за всички потребители или за поне 80% от тях, както е по директивата за енергийна ефективност. Сега обаче вече има нови технологии, така че може да се помисли дали да им се позволят инвестиции в нови технологии, които ще дадат възможности за по-лесна смяна на доставчика, по-висока енергийна ефективност, по-добро управление на потреблението от страна на диспечера и пр. Така че трябва да има яснота за инвестициите през следващите 5 години, за да посрещнат ЕРП-та предизвикателствата на бъдещето.
В световен мащаб тенденцията е към намаляване на единичната мощност на енергийните източници и разпръскването им по-близо до потребителите, т.е. - в разпределителните мрежи. А когато имаме енергиен източник близо до битовите или индустриални потребители, то загубите по трансформация и пренос са по-малко, намалява се и натоварването на електропреносната мрежа.
- Какви балансиращи мощности трябва да бъдат изградени у нас в следващите години? Може ли да се инвестира в превръщането на ТЕЦ "Варна" в газова централа (ГЕЦ) с цел балансиране на огромните мощности от ВЕИ в Източна България?
- Тук отново има технологични новости. Напоследък виждаме някои страни да инвестират в устройства за съхранение на енергия. AES вече приключи два проекта - в Северна Ирландия и Холандия, за огромни батерии, литиево-йонна технология, за съхраняване на енергия и за компенсиране на пикове в системите там. Предимството на тези технологии за съхранение на енергия е, че те са сравнително компактни и бързо могат да бъдат построени, като предоставят услугата не само по съхранение, но и по подобряване качеството на снабдяването по чисто технологични параметри, като честотата, напрежението, черен старт на системата и пр. Следователно тези батерии, ако могат да бъдат разгледани като добра опция от ЕСО, могат също да подпомогнат балансирането в рамките на 24 часа на свръхпроизведената електроенергия.
В това може да инвестират частни инвеститори, получавайки някакъв дългосрочен договор за системни услуги, или кандидатствайки на търгове за предоставяне на студен резерв.
Що се отнася до изграждането на ГЕЦ, такава идея имаше отдавна. Има обаче няколко фактора, които възпрепятстват това. Първо - сигурността на доставките - все още имаме само един източник на природен газ. Второ, цената на газа, пак защото го получаваме от един източник и поради това тук цените са доста различни в сравнение с други страни. Третият фактор е самата среда за инвестиции. През последните години ние се постарахме да покажем на инвеститорите, че обещанията се спазват трудно, че подписването на един договор е начало на един дълъг преговорен процес, а не краят му, както би трябвало да бъде. Поради това едва ли скоро бихме видели инвестиции, освен ако не се подобрят кардинално диверсификацията на доставките и цената на природния газ, което да даде сигурност на бъдещия инвеститор, че ако построи ГЕЦ, няма да остане без газ и че цената му ще е такава, че да се конкурира с останалите електроцентрали.
Вижте всички актуални новини от Standartnews.com
