Иван Йотов, изпълнителeн директор на „Електроенергиен системен оператор”: ДКЕВР иззе 60 млн. лв. от нас заради ТЕЦ "AES Гълъбово"

Основен проблем при управлението на енергийната ни система са ВЕИ централите

- Г-н Йотов, електроенергийният системен оператор администрира ли пазара на електроенергия по новите модели, по които се работи от април? Възможно ли е да има проблеми при балансирането на енергия от отделните групи?
- Администрирането на търговията с електрическа енергия, съгласно новите правила за търговия, изисква готовност не само на ЕСО ЕАД, но и на всички страни, ангажирани в процеса - НЕК, електроразпределителните дружества, производители, потребители и търговци. Въвеждането на почасова търговия означава да се дават и графици за следващия ден и поемане на финансова отговорност за реализираните отклонения от прогнозата. Почасовият сетълмент изисква и отчитане на електрическата енергия и обработване на данните по балансиращи групи. Към момента около 25% от търговията се осъществява по изискванията на свободния пазар.
Останалите 75% са най-трудният пазарен сегмент. Тук е прогнозирането на товара на мрежи СрН и НН, част от който са битовите потребители. Точно регулираният пазар е с големи отклонения в денонощното потребление. Тук трябва да се направят и още инвестиции в средства за търговско мерене (електромерите, бел. авт.) Пазарът, организиран по новия модел, и ежедневната почасова търговия предполагат обмен на огромно количество данни и въвеждане на информационни системи, които да ги обработват в кратки срокове. Създадени са експертни работни групи по прилагане на правилата под председателството на ДКЕВР, които ще решават конкретни въпроси в следващите месеци. Подготвяната промяна е най-съществената стъпка към реален пазар в България и трябва да се направи много внимателно.

- Докога очаквате да продължи тестовия режим на работа по новите правила?
- Това не може да стане преди приемането на измененията и допълненията в Закона за енергетиката и доработването на правилата в съответствие с изискванията в закона и резултатите от тестовата работа. Частични тестове вече се осъществяват, но предстоят още много стъпки по разработената пътна карта, публикувана на електронната страница на ЕСО. Сроковете за въвеждане на новите правила за търговия трябва да бъдат удължени, за да се постигне плавен преход и оправдани крайни финансови резултати за дружествата. Приложението на правилата трябва да започне след успешен тестови период, организиран при условия, близки до реалните, без реални разплащания и обмен на цялата необходима информация.

- Ще бъде ли допълнително натоварен финансово системният оператор – ЕСО, заради новите правила за търговия?
- Допълнителното натоварване е свързано преди всичко с внедряването на нови системи, които са заплатени от ЕСО, и създаване на екипи. Новият модел ще позволи определяне на прогнозен почасов баланс на електроенергийната система за следващия ден, планиране на източниците на балансираща енергия и преразпределение на разходите за регулиране на ЕСО към участниците, които са извън баланса. Към момента тези разходи се поемат главно от НЕК, без да има база за остойностяване на всички елементи. Една от задачите на тестовия период е участниците в пазара да изградят подходящи системи за прогнозиране на производството и потреблението, включително прогнозиране на възобновяемата енергия, за да бъдат изложени на по-малък риск от високите цени на балансиращата енергия.

- Какви инвестиции планира да направи ЕСО ЕАД през тази година?
- Инвестиционната програма на системния оператор за 2011 г. е за 7,5 млн. лв. Електроенергийният системен оператор ЕАД отговаря за стопанисването на преносната мрежа на България. ЕСО не инвестира в мрежата и в изграждането на нови мощности, това е в компетенциите на НЕК, която е собственик на мрежата. В тази връзка инвестиционната ни програма не би следвало да представлява интерес.

- Какви са финансовите резултати на дружеството за 2010 г.? Успя ли компанията да преодолее загубата за 2009 г.?
- Да, благодарение на новия мениджърски подход компанията успя да преодолее финансовата загуба от предходни години. Приходите от продажби на дружеството са за 483,3 млн. лв. Тук са включени приходите от управлението на електроенергийната система. Те са за малко над 355 млн. лв. Приходите ни от НЕК са за близо 128,3 млн. лв., а другите приходи от дейността са за 8,1 млн. лв. Нетната печалба на дружеството за миналата година е 77,1 млн. лева.

- Ще поискате ли увеличение на тарифите от ДКЕВР за следващия ценови период? Какви са мотивите за това?
- Последното предложение на компанията ни пред ДКЕВР бе за спад на цената за достъп до мрежата от 8,89 лв./мвтч на 8,62 лв./мвтч. Най-вероятно обаче от регулатора ще одобрят цена от 6,99 лв./мвтч. От комисията намалиха общите разходи на ЕСО с 60 млн. лв., които представляват надвзет приход от разполагаемост на ТЕЦ „AES Гълъбово”. Той идва от това, че пускането на централата се забави сериозно. 10% от надвзетия приход вече са внесени в бюджета като данък печалба, а 80% са платени като дивидент за държавата. Затова ще настояваме ДКЕВР да изработи методика за компенсиране на надвзет или невзет приход.

- Какви са плановете на системния оператор за развиване на елмрежата в следващите 10 години?
- В този план са включени очакванията ни какви мощности ще бъдат включени в действие и какви ще бъдат изведени от експлоатация. Развитието на мрежата ще гарантира сигурността на елмрежата у нас при доставките на ток, а планът е разработен съвместно с експертите от НЕК.
Той съдържа описание на инфраструктурата в страната, която трябва да се изгради или осъвремени през следващите десет години. В този план е направен анализ на потреблението на енергия у нас, както и прогноза как то ще се променя през следващите години. Направена е и обективна оценка за необходимите инвестиции за този период. Конкретно за потреблението са възприети два отделни сценария – максимален и минимален ръст на потреблението. Очаква се консумацията на ток в страната ни през 2010 г. да е била колкото преди 5 г. За тази и следващата година се планира увеличение на потреблението. В периода 2013-2014 г. се очаква да има спад на консумацията заради въвеждането на квотите за въглеродни емисии, които ще трябва да се купуват. След това отново се очаква ръст на консумацията, а към 2017 г. ще има забавяне в този показател. Причината за това ще бъдат въведените мерки за енергийна ефективност у нас.

- Все пак имате максимална и минимална прогноза?
- Към 2020 г. се очаква брутното потребление да достигне максимум 40 090 гвтч., а при минималния сценарий то ще бъде около 36 617 гвтч. За миналата година се наблюдава ръст в потреблението у нас с 0,2%, а през първите пет месеца на 2011 г. консумацията се е вдигнала с 4,9%. Така почти сигурно се движим към максималния вариант за потребление на енергия у нас.
По-конкретно за генериращите мощности у нас мога да кажа, че до 2015 г. периодът се характеризира основно с извеждане от експлоатация на стари термични централи и включване в елмрежата на нови възобновяеми енергийни източници. 2175 мвт стари мощности се очаква да бъдат спрени дотогава, а спирането на някои от компаниите вече започна. Рехабилитирани ще бъдат мощности в ТЕЦ „Марица-изток 2”, ТЕЦ „Видахим” и други по-малки централи.
До 2015 г. предстои да бъдат въведени 1132 мвт. нови мощности.
След 2015 г. пък се вижда частична неяснота как ще се развиват големите инвестиционни проекти. Така например строежът на АЕЦ „Белене” би променил значително изграждането на мрежата. Нашият план е направен по два начина – със и без изграждането на втора атомна. Необходимите инвестиции в мрежата, без строежа на нова АЕЦ до 2020 г., са за близо 505 млн. лв. А при строежа на централата ще трябва да се направят допълнителни инвестиции от 568,5 млн. лв. За транспортиране на енергията от АЕЦ „Белене” трябват около 1300 км. електропроводи. Така необходимите средства, които ще трябва да се вложат в мрежата, са за близо 1,1 млрд. лв.
Развитието на преносната мрежа зависи и от спирането на малките блокове в АЕЦ „Козлодуй”, както и от възобновения износ на енергия към Турция.

- Какви са най-големите проблеми при оперирането на мрежата?
- Основен проблем при управлението на енергийната ни система се явяват централите, добиващи ток от възобновяеми енергийни източници. Поради преференциалната цена, на която се изкупува токът от тях, се очаква да има сериозно развитие при добива на ток, предимно от вятърни и слънчеви централи. Очакваме това да се случва до 2015 г. До 2020 г. не можем да присъединим повече от 1800 мвт. мощности за ток от вятърни централи, 600 мвт. от слънчеви паркове и 160 мвт. от съоръжения на биомаса. В енергийната стратегия тези показатели са по-ниски.

klassa.bg