ОЕСО разполага с ресурс да организира електроенергийната борса у нас
Ще изградим нов 400 kV далекопровод с Гърция, казва Иван Йотов
Какво е състоянието на "Електроенергийния системен оператор" ЕАД (ЕСО) една година след отделянето му от НЕК? Как влияе на дружеството регулаторната и ценовата рамка на ДКЕВР? Каква е конюнктурата на регионалния електроенергиен пазар и какво трябва да направи ЕСО, за да запази България водещата си роля на него? С тези и други актуални въпроси се обърнахме към Иван Йотов, изпълнителен директор на ЕСО ЕАД.
- Г-н Йотов, какъв е резултатът за ЕСО ЕАД една година след отделянето му от НЕК?
- Оперативната самостоятелност на ЕСО ЕАД като оператор на електропреносната мрежа във всички случаи изискваше такова отделяне. Ние трябва да управляваме системата и да развиваме електропреносната мрежа в условията на равнопоставеност между всички участници на пазара на електрическа енергия. Ако мрежата и акционерният контрол върху ЕСО бяха останали в НЕК, способността ни да взимаме самостоятелни решения във връзка с инвестициите в мрежата и достъпа на трети лица до нея щеше да бъде поставяна винаги под въпрос.
- Какво е техническото състояние на активите, които получихте от НЕК?
- В резултат на преобразуването и отделянето като независим преносен оператор от 04.02.2014 г. "ЕСО" ЕАД е собственик на активите на преносната мрежа. Беше наследено имущество, представляващо съвкупност от права и задължения, свързани с дейността "пренос на електрическа енергия". Въпреки ограничените финансови средства, отделяни от НЕК за поддръжка на електропреносната мрежа, благодарение на високия професионализъм на специалистите в ЕСО, активите на преносната мрежа се поддържаха в добро техническо експлоатационно състояние. Разбира се, трябва да се отчете и фактът, че вследствие на малките инвестиции
подмяната на съоръжения се развива изключително бавно
на фона на огромното количество амортизирана техника.
- Какво е финансовото състояние на ЕСО?
- По предварителни счетоводни данни очакваният финансов резултат от цялостната дейност на "ЕСО" ЕАД през 2014 г. ще е неголяма печалба. Важно е да се отбележи, че в резултат на действащите през 2014 г. цени за пренос дружеството ще реализира значителна загуба. Задълженията са текущи и се погасяват в срок. По отношение на вземанията обаче срещаме големи трудности с електроразпределителните дружества във връзка с неизплатени към ЕСО задължения. От наша страна са инициирани съвместни срещи, на които да се изяснят спорните моменти, като очакванията ми са, че във възможно най-кратки срокове ще бъдат възстановени нормалните ни взаимоотношения.
- Каква е оценката Ви за състоянието на регулаторната и ценова рамка? Какъв е размерът на таксите за достъп и пренос, при каква норма на възвръщаемост работите и каква би трябвало да е тя, за да осигури необходимите средства за поддържане и развитие на преносната мрежа?
- Отчитайки факта, че операторът не извършва друга търговска дейност, освен лицензионната, то и дейността ни се осъществява в условията на поставена от ДКЕВР регулаторна и ценова рамка. В тази връзка
един от основните проблеми пред дружеството са поредицата ценови решения
които оказаха негативно влияние върху финансовите резултати от лицензионната дейност.
При реализирана значителна загуба от дейността "пренос" не можем да говорим за норма на възвръщаемост, защото на практика за 2014 г. няма такава. Що се отнася до въпроса каква би трябвало да бъде тя, за да осигури необходимите средства за поддържане, модернизиране и развитие на преносната мрежа, отговорът ще зависи от прогнозните стойности на разходите на ЕСО, свързани с изпълнението на Плана за развитие на електропреносна мрежа 2015-2024г., който все още се изготвя.
- Каква е оценката Ви за състоянието на либерализирания електроенергиен пазар у нас и за мястото и ролята на ЕСО в него?
- Българският електроенергиен пазар стартира през 2004 г. с работещ модел, който през годините трябваше поетапно да бъде доразвиван, а паралелно с него - и информационните системи, за да се постигне съответствие с изискванията на Европейските мрежови кодекси и готовност на следващ етап да бъде интегриран с други пазари в континентална Европа.
През годините всички дружества - производители, потребители, търговци, оператори на мрежи - извървяха дълъг и сложен път на натрупване на опит и изработване на най-оптималната оперативна и търговска политика. Някои се включиха в пазара още в началото и понесоха риска от почасовото прогнозиране и балансиране. Други изчакаха, но в крайна сметка принципите на почасово прогнозиране, договаряне и балансиране в регулираната и либерализирана част на пазара от 1 юни 2014 г. са еднакви за всички.
Към декември 2014 г. са регистрирани 20 стандартни и 13 специални балансиращи групи, като броят на индустриалните потребители, присъединени към мрежите ВН, СрН и НН (б.а. - високо, средно и ниско напрежение), сменили доставчика на електрическа енергия, надхвърли 4800. Съществуващият потенциал при доставчиците от последна инстанция е потребление с товар от 100 МW, което остава да намери доставчик на свободния пазар през 2015 г. Подготвят се промени в Правилата за търговия с електрическа енергия и въвеждане на стандартизирани товарови профили, които ще позволят на потребители без инсталирани електромери за почасово отчитане на електрическата енергия да могат да сменят доставчика си на еленергия.
ЕСО
има водеща роля като администратор на пазара
на електрическа енергия и е страна по сделките за балансиране с координаторите на балансиращи групи, от една страна, и с доставчиците на балансираща енергия, разполагащи с регулируеми мощности, от друга.
- Каква е причината за забавеното учредяване на българската електроенергийна борса?
- Учредяването на българската електроенергийна борса е въпрос на решение, което не зависи пряко от ЕСО. ЕСО е декларирал през годините, че притежава технически и кадрови ресурс да организира този пазарен сегмент на първия етап, включващ администриране на организиран пазар за физическа доставка "ден напред" в рамките на българската пазарна зона.
- Каква е конюнктурата на регионалния електроенергиен пазар към момента и как ще се развива тя в близките години?
- Регионалният електроенергиен пазар включва както държави, които са членки на ЕС и следва да изпълняват стриктно изискванията на Европейските мрежови кодекси, така и такива извън ЕС, за които неизпълнението на изискванията не води до преки санкции. По границите с Румъния, Гърция и Сърбия ЕСО прилага двустранно съгласувани търгове за разпределение на трансграничните преносни капацитети на годишна, месечна и дневна база. През 2015 г. ще започне по-тясно сътрудничество между ЕСО и операторите на преносни мрежи в Гърция и Румъния по разработване на общ модел на мрежата, методика за координирано изчисление на трансграничните преносни капацитети и въвеждане на принципите на пазарно обединение. България продължава да бъде най-големият износител на електрическа енергия в региона, като търговията се осъществява на база сключени договори и валидирани графици за междусистемен обмен в рамките на предоставената преносна способност.
- Какъв ще бъде новият 10-годишен план за развитие на електропреносната система?
- Десетгодишните планове се разработват на всеки две години от ЕСО съгласно изискванията на Закона за енергетиката, Правилата за управление на ЕЕС и изискванията на Европейската организация на операторите на електропреносни системи (ENTSO?E).
Първият план (2011-2020 г.) е общодостъпен на сайта на ЕСО. Вторият план (2013-2022г.) е изпратен от ЕСО на 19.04.2013г. в ДКЕВР, но тогавашното ръководство на комисията не спази предвидената в Закона за енергетиката процедура по утвърждаване на плана. Това е причината план 2013-2022г., който е по-коректен спрямо реалните процеси в българската енергетика, да не е публикуван на сайта на ЕСО.
Към настоящия момент ЕСО подготвя нов план за развитие на електропреносната мрежа (2015-2024г.), който ще съдържа основната инфраструктура за пренос на електроенергия, която се предвижда за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация през следващите десет години. Ще бъдат посочени и прогнозните стойности на разходите на ЕСО за всяка година от периода 2015-2024г. ЕСО смята да представи в ДКЕВР новия план 2015-2024г. по-рано от предвидения в закона срок - 30-ти април 2015г.
- Предвиждате ли изграждане на нови далекопроводи 400 kV за износ на енергия? Какви средства ще са необходими за това и откъде ще бъдат привлечени те?
- Изграждането на нови междусистемни електропроводи се представя в 10-годишните планове за развитие на електропреносната мрежа на България и е част от регионалните и общоевропейските планове за развитие на мрежата. Основен проблем за ниските стойности на капацитетите и търговските обмени на електроенергия с Гърция, Сърбия и Македония, е наличието на само един електропровод 400kV с тези страни. За техническо решаване на този проблем по най-натовареното направление България - Гърция, в новия план за развитие на електропреносна мрежа 2015-2024г. е предвидено изграждането на нов междусистемен електропровод 400kV между п/ст "Марица изток" и п/ст "Неа Санта". Този проект е обвързан с удвояването на вътрешния пръстен 400kV по направлението "Пловдив - Марица изток - Бургас". Ефектът от това развитие на мрежата ще е
повишаване на трансграничния капацитет за обмен на електроенергия
между България и Гърция, при изпълнение на критериите за сигурност и силно намаляване на транзитния поток по направлението България - Турция - Гърция.
Новият междусистемен електропровод 400kV между п/ст "Марица изток" и п/ст "Неа Санта" е обявен за проект от общоевропейски интерес и ЕСО очаква да получи финансиране от Европейската комисия, като въвеждането му в експлоатация се очаква за 2019 г. Прогнозната цена на електропровода за участъка на наша територия от 122 km e около 112 млн. лева.
Последвайте ни в Google News Showcase за важните новини
Вижте всички актуални новини от Standartnews.com
