Евтиният ток за населението ще натрупа дълг от 1 милиард лева

Индъстри Уоч оповести анализ с грешките в новия модел на ценообразуване на електроенергията

Сериозни притеснения заради новия модел на ДКЕВР за определяне на цени на електороенерия изрази в последния си доклад консултантската компания Индъстри Уоч. Според анализаторите законодателните изменения рискуват фискалната и макроикономическата стабилност на страната. Техните изчисления показват, че новото ценообразуване, което недообмислено свива разходи, печалби и приходи на енергийните дружества, може да доведе до недостигът от над 1 млрд. лева. Той ще се калкулира в рамките на една година. Според Индъстри Уоч това „… означава допълнителна задлъжнялост, което потенциално може да създаде натиск за „национализация” на дълга, т.е. поемането му под някаква форма от бюджета.“

12 коментара с въпросителни

1. Както предишното редовно правителство, така и служебният кабинет и настоящите управляващи декларираха политическо решение за намаляване на цените на електроенергията за домакинствата. Същевременно, анализирайки структурата на крайните цени през последните години, виждаме, че дребният бизнес плаща значително по-висока цена от домакинствата. Дори в някои периоди крайните снабдители са принуждавани от регулатора да продават на битови потребители на загуба, компенсирайки я с приходи от бизнес клиентите. Новият модел на ценово регулиране не премахва тази порочна система за крос-субсидиране, като малките стопански абонати ще плащат 29-35% по-скъп ток от домакинствата.

2. Засега не е известно при какви условия и цени ще могат да купуват електроенергия потрбителите на средно напрежение, които от есента би следвало да излязат на свободния пазар. Има значителен риск те да продължат да потребяват при регулирани цени от т.нар. „доставчици от последна инстанция”, като това допълнително отложи реалната либерализация на пазара. Отделно от това, регулаторът е определил „цена за задължения към обществото” от 15.20 лева за клиентите на свободния пазар, но не е ясно как и с каква стойност те ще бъдат калкулирани в регулираната крайна цена през доставчиците от последна инстанция.

3. Както досега, законодателна рамка предвижда регулиране на цените от ДКЕВР на всички компоненти от доставката – от генерацията през преноса до разпределението и крайното снабдяване. За да се намали крайната цена, трябва да се намали цената на един или повече от компонентите – стойността на купувания за „енергийния микс” на обществения доставчик ток и разходите на НЕК, ЕСО и ЕРП-тата.

4. Намаление на тези цени обаче може да е устойчиво единствено, ако регулаторът създаде предпоставки за реално понижение на разходите на участниците в системата – т.е. по-висока ефективност в дейността им. В решението на ДКЕВР, както и в относително кратките мотиви, виждаме „орязване”, или „непризнаване” на разходи, които да бъдат включени в себестойността. Важно е обаче да се разграничи доколко разходите действително могат да се съкратят, от една страна, и доколко просто се отлагат (т.е. ще повишат цената в бъдеще), от друга. Същевремено, непризнаването на разходи за ценообразуването изобщо не е гаранция за финансова дисциплина и икономии в дружествата, особено в държавната енергетика, както опитът от последното десетилетие многократно потвърждава.

5. В производството на енергия намаляването на цената „на изхода” от централите се постига с комбинация от намаляване на признатите оперативни и капиталови разходи. Доколкото е съвсем разумно да не се уважават за определен период от време исканията за увеличения например на заплатите в такава кризисна ситуация, то други рестрикции не изглеждат добре аргументирани. За всички дружества се прави орязване на инвестиционната програма и разходите за ремонти. В някои случаи те са наложителни, и при всички случаи, дори да не бъдат включени в цената сега, това ще е просто отлагане във времето. Възникват съмнения за дългосрочния ефект от тези мерки – така например, част от инвестициите в АЕЦ Козлодуй се правят с оглед удължаване на експлоатацията. Значително се съкращава и допустимия оборотен капитал на дружествата. Не са предвидени и разходи за купуване на квоти за въглеродни емисии, каквито след средата на 2013 г. вече не могат да се предоставят изцяло безплатно от държавите на централите – т.е. този разход ще се наложи да бъде направен, но е изключен от ценообразуването. От друга страна, непризнаването им в  ценовата регулация съвсем не означава, че дружествата ще направят действителни икономии – а няма индикации, че правителството има ясна политика за това как да наложи разходна дисциплина в държавните предприятия. Част от тези предприятия и в момента са тежко задлъжнели, като ситуацията постепенно се влошава през годините.

6. При разходите за разпределение ДКЕВР намалява допустимата норма на възвръщаемост на капитала от 12% на 7%. Това изглежда е част от политиката за свиване на печалбите като цяло в енергетиката като инструмент за поддържане на ниски цени. При все още относително високата обща несигурност на България като инвестиционна дестинация, не е ясно доколко подобна доходност е дългосрочно приемлива за инвеститорите, още повече – за потенциални бъдещи кредитори, които биха отпускали заеми за финансиране на капиталови разходи. Регулирането на нормата за възвъщаемост продължава да създава реална опасност пред реализирането на нови инвестиции в сектора.

7. На електроразпределителните дружества не са признати 86 млн. лева разходи за поддръжка и амортизации. Същевременно, дружествата общо имат инвестиционна програма от над 1.4 млрд. лева за следващите 5 години – това са разходи, които са необходими за поддържане на мрежата и намаляване на авариите (най-общо – подобравяне на качеството на доставката). На практика се очаква те да финансират инвестициите със собствен ресурс, и едва след това да им бъдат признати увеличени амортизации за включване в цената – т.е. поне една „нулева” година от гледна точка на възвръщаемост на капитаа. Трябва да се отбележи, че разходите за инфраструктура в българската електроенергетика са от най-ниските в Европа, като продължава подтискането им надолу от регулатора в името на временно по-ниски крайни цени. Същевременно и обществото, а и регулаторът чрез решенията си, очаква загубите по мрежата и прекъсванията на захранвато да намаляват – а това може да стане само с обновяване и инвестиции.

8. Не е предвиден механизъм за компенсиране на разходите за задължително изкупуване на енергия от ВЕИ от ЕРП-тата в предходния период (заради силно занижената прогноза от миналото лято). На практика, направени вече разходи за 238 млн. лева (до юни, като ако отчитаме и юли сумата ще е значително по-висока с оглед слънчевия летен месец) не са включени в ценообразуването както за миналия, така и за предстоящия ценови период, т.е. изглежда остават да бъдат покрити от самите компании.

9. Заложена е прогноза за произведена и задължително изкупена „зелена енергия” от около 3300 ГВтч, докато само през юни отново ДКЕВР даде прогноза за около 4200 ГВтч. Така необходимите разходи при ценообразуването се свалят от 1239 млн. лева до 952 млн. лева – без да е ясно защо само месец по-късно се променя очакваното. Ако обаче прогнозата се окаже занижена, както вече се случи през миналата година, ще се окаже, че дружествата трябва да изкупят повече от предвидената енергия, без това да е отразено в цената, съответно – ще има дефицит в паричните потоци – от потенциално 287 млн. лева. Тези средства ще трябва да бъдат покрити или от НЕК, или от ЕРП-тата, без те да имат възможност да получат приходи през цената на продаваната енергия за тях.

10. Една от големите промени спрямо досегашния модел е, че значителна част от високите цени за производство на енергия от ВЕИ ще се компенсират не чрез цената от потребителя, а от приходите от продажби на квоти за въглеродни емисии от страна на българското правителство (България има „излишни” квоти за замърсяване, които се търгуват на международни борси). Конкретно, предвижда се компенсиране на капиталовите разходи (които са до 85% от общите разходи за производство в този тип централи) влезли в експлоатация след 1 юли 2011 г. В разчетите на ДКЕВР са заложени 499 млн. лева от тези разходи да се покрият за сметка на продажба на емисии. Имайки предвид информацията към момента, тази прогноза е твърде оптимистична.

Правителството има за годината около 22 млн. квоти, и за да се постигне приход от над 250 млн. евро трябва да се реализират при средна цена от над 11.30 евро на квота. За последните 18 месеца цените са под 8 евро, като за последните месеци те се стабилизират около 4 евро.

11. В общ смисъл, решението всички разходи, свързани с поети дългосрочни ангажимените или „еко” политики да бъдат включени в общата цена на енергията на обществения доставчик и да се премахнат отделните добавки на практика намалява прозрачността на разходите за обществото – сега вече трудно ще се вижда на какво се дължи всяка промяна в цената.

12. Трябва да се отбележи, че в самия доклад на МОСВ, приет на заседание на Министерски съвет на 10 юли, е предложено да се заложи прогноза от 136 млн. евро, както е видно от стенограмата. Предложението за приемане на високата стойност от 250 млн. евро е на енергийния министър. Както финансовият министър, така и премиерът Орешарски (на два пъти) настояват да се планира консервативно, за да се избегне ситуация, в която действителните приходи са значително по-ниски. Въпреки това, ДКЕВР приема най-оптимистичния вариант в решението си за определяне на цените. В песимистичния вариант, т.е. при запазване на ниските цени от последните месеци, приходите ще са около 80-90 млн. евро. Така потенциалният недостиг на приходи може да достигне между 220 и 330 млн. лева.

Няколко тежки изводи

– Не се предприемат стъпки, насочени към по-нататъшно либерализиране на сектора, включително за малкия бизнес и битовите потребители, чрез ценова регулация, базирана на реалните дългосрочни разходи. Задълбочава се зависимостта на вътрешния потребител от ползване на електроенергия, подлежаща на задължително дългосрочно изкупуване по фиксирани цени, което ограничава потенциала за пазар и конкуренция. Не се предвижда решение за увеличение на енергията, която се търгува в конкурентни условия.

– От икономическа гледна точка, дългосрочно устойчиви са регулации, които или действително стимулират по-ниски разходи за генерация, пренос, разпределение, или гарантират цени, покриващи разходите. Свиване на разходите става или на ниво всяка отделна компания, или чрез действия за промяна на вече договорени високи гарантирани (преференциални) цени, или чрез условие за състезание, при което най-ефективните печелят. Механично „скриване” или „непризнаване” на разходи, които обаче иначе се извършват – дали заради лошо управление или обективна технологична необходимост – само натрупва финансови дефицити в системата.

– От гледна точка на разходната ефективност, не са адресирани именно проблемите с високите цени на „преференциалните” производители и тези по дългосрочни договори – например чрез предоговаряне на параметри по взаимно съгласие, или чрез замяна на модела на „фиксирана преференциална цена” и въвеждане на търгуеми зелени сертификати и др. под. Няма мерки, които да насърчат производството на по-евтин ток, съответно – излизане от пазара на скъпите производители.

– Отлагат се разходи, което не създава по-висока ефективност, а предполага или загуби за участниците в системата, или по-голямо бъдещо увеличение в цената през следващ период. За такива разходи е напълно сигурно, че ще бъдат направени – като например покупките на квоти за замърсяване от ТЕЦ-овете – но регулаторът оставя те да се покриват в бъдещ период.

– Подтискат се инвестициите както в някои производители, така и при преносното и разпределителните предприятия. Това в дългосрочен план ще понижи качеството на снабдяването, ще увеличи загубите и авариите – в явно противоречие със завишените изисквания на регулатора. Алтернативата е дружествата да правят инвестиции, без те да могат да се финансират чрез цената от потребителите, т.е. да го правят за сметка на нови заеми, което не може да е устойчив модел на функциониране на пазара.

– Някои разходи са подценени или целенасочено пропуснати, без самите компании да имат възможност да си ги спестят. Това ще натрупа допълнителни дефицити както в частните ЕРП-та, така и в държавната енергетика и най-вече НЕК. Декапитализацията обаче не може да е устойчива политика в дългосрочен план, тъй като възможностите се изчерпват. Така например, държавната НЕК има задължения от 2.5 млрд. лева (200 милиона увеличение за 2 години). Едновременно с това, тя отлага плащания към производители – само АЕЦ Козлодуй например има да получава 355 млн. лева към март тази година (вероятно сумата се увеличава); общо неразплатените средства от НЕК към енергийни дружества е над 1.2 млрд. лева

– При законови изисквания за задължително изкупуване на енергията от ВЕИ се залага както занижена прогноза за количествата произведена енергия, така и оптимистична прогноза за приходите от емисии, които да се ползват за частична компенсация на разходите. Сумарният потенциален ефект от 500-630 млн. лева допълнителни разходи ще трябва да бъде посрещнат от участниците в системата.

– Не е разрешен въпросът с непланираните разходи за задължително изкупена, но неплатена от потребителите, енергия по преференциални цени от предходния период (юли 2012-юли 2013).

– Не са ясни механизми за вътрешен контрол в държавните енергийни предприятия, и съответно непризнаването на разходи за целите на ценообразуването не означава, че те няма да бъдат извършени, въпреки влошаването на финансовото състояние на дружествата.

– Всичко това показва, че новият модел продължава да генерира дефицити в електроенергийната система, като това задълбочава декапитализацията на компаниите. Имайки предвид водещата роля на държавния сектор, има съществен риск недостигът от над 1 млрд. лева само за следващите 12 месеца да означава допълнителна задлъжнялост, което потенциално може да създаде натиск за „национализация” на дълга, т.е. поемането му под някаква форма