В България има 4 оператори на електроразпределителни мрежи (ОРС) – три големи и един, обслужващ морски курорт:
Електроразпределителни мрежи Запад (ЕРМ Запад), Електроразпределение Юг (ЕР Юг), Електроразпределение Север (ЕР Север), Електроразпределение Златни пясъци.
През май 2023 г. Комисията за енергийно и водно регулиране (КЕВР), националният регулаторен орган (НРО) за България, издаде първия лиценз за затворена разпределителна система – индустриален парк „Балкан“, Ловеч – която да бъде изключена от разпределителната мрежа на ЕРМ Запад и да бъде свързана директно с оператора на преносната мрежа (ОПС).
Това ще бъде първият случай на промяна на изключителните териториални лицензии за оператори на разпределителни системи, от издаването им при приватизационни процедури през 2004 г.
Въпреки че съгласно националното законодателство и законодателството на ЕС, ОРС са напълно отделени от производството и продажбата на електроенергия, те все още се наричат предимно с името на основното дружество, чието дъщерно дружество са.
Картата по-долу показва териториалното разпределение на ОРС преди придобиването на активите на CEZ Group от Elelectrohold. ЕРМ Запад (сега част от Електрохолд България) е показано в оранжево, ЕР Север е в синьо (дъщерно дружество на Енерго-Про), а ЕР Юг – в червено (част от групата на EВН България).
От първоначалния списък на дружествата, приватизирали активите на 7 държавни електроразпределителни дружества през 2005 г., две вече са сменили първоначалния си частен собственик. През 2011 г. E.On продава бизнеса си в България, включително и компанията, която сега е ЕР Север, на Енерго-Про. Групата ЧЕЗ продава собствеността си върху своя оператор на разпределителна мрежа, сега ЕРМ Запад, на Еврохолд България. Това прави ЕР Юг единствения ОРС, който не е променял собственика си след приватизацията от EVN AG.
ОРС са естествени монополи – те управляват електроразпределителната система в дадена географска област въз основа на изключителен териториален лиценз, като приходите и инвестиционната им инициатива се регулират от НРО – КЕВР.
НРО определя ежегодно мрежовите тарифи, които ОРС имат право да начисляват на клиентите, присъединени към ОРС на ниско и средно напрежение. Тези тарифи се делят на тарифа за достъп до електроенергийната мрежа и разходите за пренос на електроенергия през ниско и средно напрежение.
2. Как работят ОРС?
При изчисляването на мрежовите тарифи за всеки ОРС НРО взема предвид следните елементи:
- Съществуващите инвестиции и притежаваните от ОРС активи (включително инвестициите, свързани с възстановяването на мрежата и развитието на нова мрежа през изминалата година, реализирана амортизация на съществуващите активи) – това се нарича регулирана база на активи (RAB), оперативните разходи, свързани с поддръжката и експлоатацията на мрежата, среднопретеглената стойност на капитала, промените в инфлацията и разходите, свързани с осигуряването на технологични загуби (ОРС имат определени за допустими между 7.5-8% от общо разпределената енергия като загуби, дължащи се главно на технологични причини, т.нар. технологични загуби, и са задължени да закупуват тази енергия чрез организиран борсов пазар за електроенергия, като например Българската независима енергийна борса).
- Сумата от годишната възвръщаемост на направените инвестиции, направените разходи и регулирания таван на приходите се наричат необходими приходи. След това тази сума се намалява с очакваните приходи от проектите за развитие на мрежата, заплащани от индивидуалните клиенти в райони извън градовете.
- Накрая, оставащият размер на необходимите приходи се разделя на общите количества електроенергия, които се очаква да бъдат разпределени през следващата година и очакваните приходи от фиксирана компонента достъп за небитови потребители, като по този начин се формира единичната тарифа за електроенергията, разпределена по мрежата за ниско и средно напрежение.
Има и други елементи, които са част от процедурата за определяне на тарифите, която се адаптира ежегодно, но се основава на тригодишни периоди на ценообразуване, за да се осигури по-дългосрочна видимост на инвестициите и приходите на операторите на разпределителни мрежи, но за целите на очертаването на основните предизвикателства в механизма за определяне на тарифите за разпределение на електроенергия и усилията за декарбонизация в България това са основните елементи.
Понастоящем само небитовите клиенти имат такса за достъп, базирана на капацитета, като един от компонентите на общата им мрежова тарифа, която се начислява в левове на kW капацитет на мрежовата връзка, предоставена на клиента на ден. Това означава, че всеки небитов клиент плаща на мрежовия оператор фиксирана такса, за да може да получи достъп до електроразпределителната мрежа във всяка точка.
Останалата част от мрежовата тарифа за битовите и небитовите клиенти се изчислява въз основа на общия обем електроенергия, която е била пренесена до обектите на клиентите чрез тяхната разпределителна мрежова връзка, това е количествена мрежова тарифа.
Производителите на електроенергия от възобновяеми енергийни източници, присъединени към разпределителната мрежа, понастоящем не заплащат мрежова тарифа за електроенергията, върната в мрежата и разпределена на ниско и средно напрежение, а операторът на преносната система им начислява единствено такса за разпределение на електроенергия на високо напрежение.
3. Предизвикателствата
В резултат на модела за формиране на мрежовите тарифи на база на обемите разпределена електроенергия, както ОРС, така и клиентите, свързани с ОРС, са заинтересовани всички разходи за поддържане и развитие на мрежите да бъдат разпределени върху по-голям обем електроенергия. Това намалява цената на единица електроенергия за домакинствата и създава предвидимост на инвестициите на ОРС за по-нататъшно укрепване и развитие на мрежата. Това обаче е и в противоречие с настоящите приоритети за декарбонизация – енергийна ефективност, производство, близко до консумацията, и енергийна независимост – което също води до по-малко разпределена енергия и следователно до по-високи мрежови тарифи за
единица енергия.
Следователно, без адаптиране на сегашния модел на тарифиране на мрежата и без по-нататъшна политическа подкрепа за енергийната ефективност и местното производство на енергия от ВЕИ, възниква неизбежен социален конфликт, свързан с разпределението – тези, които не могат да си позволят или да имат подходящото пространство да поставят разпределени енергийни източници, ще трябва да плащат по-високи тарифи за мрежата.
Операторите на разпределителни мрежи ще имат все по-малка предсказуемост на инвестициите, което ще ги вкара в спирала на консервативни инвестиции, докато клиентите – обикновено по-бедни домакинства и по-малките фирми, които не могат да намалят потреблението или да го осигурят от ВЕИ, генерирани на място – ще бъдат изправени пред по-високи тарифи за разпределение.
Междувременно общото търсене на мрежови капацитет се увеличава с по-нататъшната електрификация на енергийното търсене в транспорта и промишлеността, за да се даде възможност за декарбонизация чрез електроенергия от възобновяеми източници
4. Решенията
Съществуват няколко механизма за разрешаване на този конфликт.
- На първо място, регулаторният механизъм ще изисква промяна на модела на тарифната структура чрез въвеждане на по-висок дял на тарифите за достъп до мрежата въз основа на присъединената мощност – преминаване към заплащане на услугата за достъп до електроенергия от мрежата във всеки един момент, а не на количествата доставена електроенергия.
- На второ място, икономическият механизъм би се изразил в значително ускоряване на средните годишни инвестиции в мрежите чрез предоставяне на безвъзмездни публични средства на операторите на преносни системи в замяна на амбициозни ключови показатели, като например по-висок процент на присъединяване на ВЕИ, по-ниски технологични загуби и съответно по-ниски въглеродни емисии.
Само чрез такива допълнителни финансови инжекции от публични ресурси може да се посрещне предизвикателството за увеличаване на капацитета на мрежата (не само чрез физическа инфраструктура, но и чрез по-добри софтуерни решения за управление) без значително увеличение на мрежовите тарифи за крайните потребители и с ускорени темпове, необходими за посрещане на предизвикателствата на
декарбонизацията.
5. Реалностите
Българското правителство реши да подкрепи втория механизъм, като предостави публично безвъзмездно финансиране на оператора на преносна система (ЕСО) чрез Националния фонд за устойчивост и възстановяване и на трите основни ОРС чрез Модернизационния фонд (МФ).
Подобренията на мрежата, финансирани от Модернизационния фонд, ще трябва да бъдат завършени между 2024 г. и 2029 г. и възлизат на малко над 195 млн. евро(1) (ЕРМ „Запад“ получава 39 млн. евро, ЕР „Север“ – 30 млн. евро, а ЕР „Юг“ – малко над 127,5 млн. евро).
Сега от националните органи и НРО зависи да гарантират, че ОРС ще използват напълно тези безвъзмездни средства, за да постигнат посочените в проектните им предложение ключовите показатели за ефективност.
Важно е също така да се осигури адекватен технически контрол в процеса, за да се гарантира, че направените инвестиции не са свързани само с физическата инфраструктура, а се оптимизира и потенциалът за цифровизация и дигитализация на процесите на управление на електроенергийната мрежа.
Институционалният контрол, който да гарантира, че средствата се използват изцяло, както са отпуснати, ще бъде от решаващо значение, тъй като ОРС също имат предполагаем конфликт при използването на тези средства в пълен размер – всяко европейско финансиране, което не подлежи на възстановяване намалява
регулаторната база на активите на ОРС.
На практика това означава, че операторът не може да използва тези инвестиции за изчисляване на приходите си, което също така означава, че клиентите няма да бъдат икономически обременени чрез тарифите за реинвестиции в мрежата.
По данни на КЕВР в периода до юли 2023 г. в България са инсталирани около 6050 MW възобновяема енергия, от които 2900 MW фотоволтаична енергия, 2373 MW водна енергия (предимно наследена инфраструктура, изградена преди 1990 г.) и 707 MW вятърна енергия.
Историческото развитие на фотоволтаичната енергия в България датира основно от 2012 г. – тогава са инсталирани 822 MW. Изграждането на нови мощности се възобновява през 2021 г., когато са изградени 286 MW, след това 484 MW през 2022 г., за да се увеличи повече от два пъти само за година през 2023 г. до 1018 MW.
Слънчева енергия, свързана директно към разпределителната мрежа в България по
ОРС:
Тъй като почти една трета от целия капацитет на ВЕИ е свързан към разпределителната мрежа, а близо 60 % от него е разположен на територията на един мрежови оператор, от решаващо значение е операторите на разпределителни мрежи да бъдат признати като важен фактор в развитието наа разпределена и децентрализирана енергия от възобновяеми източници и за електрифициране на транспорта.
Без навременни инвестиции и финансова подкрепа сега, мрежите ще пропуснат важния момент да направят скок в развитието на инфраструктурата си, за да осигурят бъдещото й функциониране и да гарантират, че могат да се справят с по-нататъшното интегриране на ВЕИ.
Според Eurelectric, пан европейска асоциация на електроенергийната индустрия, за да изпълнят бъдещите си задължения, операторите на електроразпределителни мрежи трябва да увеличат текущите инвестиции с 47 до 68% в определени случаи (2).
В следващата таблица е показан ефектът от минималното увеличение на инвестициите в мрежата, изчислен от Eurelectric като 47 %, в сравнение с действителния размер на инвестициите на българските ОРС и очакваното годишно увеличение на инвестициите, което всеки от тях ще получи въз основа на своя дял във фонда за модернизация.
Тъй като тази оценка има за цел само да покаже взаимовръзката, е необходим допълнителен анализ, за да се определи дали необходимото увеличение на инвестициите за България е действително 47 % и е еднакво за всички ОРС. Дори и при това опростено изчисление 2 от ОРС – ЕР Север и ЕР Юг – разполагат с достатъчна финансова инжекция чрез безвъзмездните средства от Модернизационния фонд, за да посрещнат минималното увеличение на инвестициите поне през следващите две години, а в случая на ЕР Юг – до 2029г.
. . .
Източници:
(1) COMMISSION-DECISION-of-30.05.2023-on-disbursement-of-revenues-of-the-Modernisation-Fund-under-
Directive-2003_87_EC-of-the-European-Parliament-and-of-the-Council-Annex.pdf (modernisationfund.eu)
(2) 1 COMMISSION-DECISION-of-30.05.2023-on-disbursement-of-revenues-of-the-Modernisation-Fund-under-
Directive-2003_87_EC-of-the-European-Parliament-and-of-the-Council-Annex.pdf (modernisationfund.eu)
