ENTSO-E Обединение на Европейските електро системни оператори
|
Договор с предмет:
„Изготвяне на Национална стратегия в областта на енергетиката (с фокус върху електроенергетиката)”
МЕЖДИНЕН ДОКЛАД 1
(предварителен)
МЕЖДИНЕН ДОКЛАД 2
МЕЖДИНЕН ДОКЛАД 3
(предварителен)
Xxxxxx представяне на
постигнатите основни резултати
15 септември 2017 г.
Съдържание
Списък на използваните съкращения |
3 |
Въведение |
4 |
Макроикономическа прогноза на България до 2040 г. |
7 |
Прогноза за електропотребление на България до 2040 г. |
11 |
Политики на Европейския съюз свързани с развитие на електроенергийния сектор след 2020 г. |
12 |
Регионален пазар на електроенергия с хоризонт до 2040 г. |
12 |
Обща прогноза за цените на електроенергия в региона |
14 |
Цени на производител на електроенергия в България |
14 |
Състояние и възможности за развитие на съществуващите електропроизводствени мощности с хоризонт до 2040 г. |
15 |
Системна сигурност на ЕЕС |
17 |
Дефицити на електроенергия на регионалния пазар и възможности за реализация на нова мощност |
20 |
Анализ на възможността проектът АЕЦ „Белене“ да бъде реализиран на пазарен принцип и разработване на вариант за отделяне на активите и пасивите на НЕК, свързани с проекта „АЕЦ „Белене“”, в отделно търговско дружество и провеждане на последваща процедура по реда на Закона за приватизация и следприватизационен контрол |
21 |
Оценка на социални последици от различни сценарии на закриване на дружества за производство на електрическа енергия и добив на кафяви и лигнитни въглища |
28 |
Насоки за развитие на социалната защита на уязвимите потребители при либерализация на електроенергийния пазар, допълващи предложенията на Световната банка, съдържащи се в нейния доклад „Намаляване на разпределителния ефект на регулирането на тарифата за домакинства” |
31 |
СПИСЪК НА ИЗПОЛЗВАНИТЕ СЪКРАЩЕНИЯ
ENTSO-E |
Обединение на Европейските електро системни оператори |
GWh |
Гига ват часа (ГВт ч) |
IRR |
Internal Rate of Return (Вътрешна норма на възвръщаемост) |
LCOE |
Levelised cost of electricity (Изгладени разходи за електрическа енергия) |
MWh |
Мега ват часа (МВт ч) |
NPV |
Net Present Value (Нетна настояща стойност) |
TWh |
Тера ват часа (ТВт ч) |
АЕЦ |
Атомна електроцентрала |
АСЕ |
„Атомстрой експорт” ЗАО |
АЯР |
Агенция по ядрено регулиране |
БАН |
Българска академия на науките |
БВП |
Брутен вътрешен продукт |
БДС |
Брутна добавена стойност |
БЕХ ЕАД |
„Български енергиен холдинг“ ЕАД |
БиоЕЦ |
Биологична електроцентрала |
ВЕИ |
Възобновяеми енергийни източници |
ВЕЦ |
Водно електрическа централа |
ВтЕЦ |
Вятърна електрическа централа |
ДЗПО |
Допълнително задължително пенсионно осигуряване |
ЕЕ |
Електрическа енергия |
ЕЕС |
Електро енергийна система |
ЕИ |
Енергийна интензивност |
ЕК |
Европейска комисия |
ЕС |
Европейски съюз |
ЕСО |
„Електроенергиен Системен Оператор“ ЕАД |
ЗБИЯЕ |
Закон за безопасно използване на ядрената енергия |
ЗЕ |
Закон за енергетиката |
ЗЕЕ |
Закон за енергийната ефективност |
ЗО |
Задължение към обществото |
ЗООС |
Закон за опазване на околната среда |
ЗОП |
Закон за обществените поръчки |
ЗУТ |
Закон за устройство на територията |
XXXX |
Извеждане от експлоатация на ядрени съоръжения |
КЕВР |
Комисия за енергийно и водно регулиране |
КЗК |
Комисия за защита на конкуренцията |
КСО |
Кодекс на социалното осиуряване |
КТ |
Кодекс на труда |
КТД |
Колективен трудов договор |
МВЕЦ |
Малка ВЕЦ |
МЕ |
Министерство на енергетиката |
МОСВ |
Министерство на околната среда и водите |
МТСП |
Министерство на труда и социалната политика |
НЕК |
„Национална електрическа компания” ЕАД |
НОИ |
Национален осигурителен институт |
НСИ |
Национален статистически институт |
ОЯГ |
Отработено ядрено гориво |
ПАВЕЦ |
Помпено акумулираща водно електрическа централа |
СО |
Социално осигуряване |
ТЕЦ |
Топло електрическа централа |
ТЗ |
Техническо задание |
XXX |
Xxxxxxxx електрическа централа |
На 30 януари 2017 г. между „Български енергиен холдинг” ЕАД и Българската академия на науките беше подписан договор за изготвяне на Национална стратегия в областта на енергетиката. Българската академия на науките (БАН) започна изпълнението веднага след подписването на договора.
Основните данни за този договор (проект) са представени в таблица 1.
Таблица 1. Основни данни за договора
№ на договора |
3-2017/30.01.2017 |
Предмет: |
„Изготвяне на Национална стратегия в областта на енергетиката (с фокус върху електроенергетиката)” |
Териториален обхват на проекта: |
X. България |
Страна: |
Р. България |
Възложител: |
„Български енергиен холдинг” ЕАД (БЕХ ЕАД) |
Продължителност: |
14 месеца |
Период на изпълнение: |
30 януари 2017 г. – 30 март 2018 г. |
Изпълнител: |
Българска академия на науките (БАН) Координатор – проф. д-р Xxxxxxxxxx Xxxxx, директор на Института за икономически изследвания на БАН (ИИИ-БАН) |
Статус по време на отчета: |
Етап 2: Разработване |
Обхват на доклада: |
Отчитане на предварителни резултати по: Дейност I „Цялостна макроикономическа оценка на развитие на българската и европейските икономики в следващите десетилетия“ Дейност IA „Анализ на състоянието и перспективите на развитие на енергетиката в България. Прогнози на електропотреблението до 2040 г.“ Дейност II „Цялостен анализ на състоянието и развитие на електроенергийния сектор. Задоволяване на електропотреблението до 2040 г. с минимални разходи” Дейност III „Изследване на тенденциите на развитие на енергийните пазари в Европа и възможностите на България да продължи да бъде износител на електроенергия. Това обхваща и анализ на ценовите нива на електроенергията на енергийните борси и сравнение с тези на енергията, произвеждана в страната” Дейност IV „Разработване на препоръки за необходимостта от изграждане на нови мощности” |
Отчетен период: |
16 март – 15 септември 2017 г. |
Административни събития през отчетния период
През отчетния период бяха осъществени следните основни административни дейности:
На 16.03.2017 г., в съответствие с условията на Договора, беше внесен Встъпителен доклад, който беше одобрен от Възложителя.
На 22.08.2017 г. с Възложителя беше проведена работна среща, в която участваха г-н X. Xxxxxxx, зам. министър на енергетиката и г-н X. Xxxxxx, Изпълнителен директор на „БЕХ-ЕАД“. На нея бяха обсъдени: текущият статус на изпълнението на дейностите по Договора; конкретни очаквания на Възложителя по тях; формите на експертно взаимодействие между екипа на Изпълнителя и представителите на Възложителя; административни въпроси, свързани с актуализацията на Договора.
През август 2017 г. се проведоха няколко работни срещи между експерти на Възложителя и експерти на Изпълнителя, разработващи материалите по Дейност V „Анализ на възможността проектът АЕЦ „Белене“ да бъде реализиран на пазарен принцип и разработване на вариант за отделяне на активите и пасивите на НЕК, свързани с проекта „АЕЦ Белене“, в отделно търговско дружество и провеждане на последваща процедура по реда на Закона за приватизация и следприватизационен контрол”. Във фокуса на срещите бяха работни материали по дейността, вкл. параметрите на финансовия модел на проекта АЕЦ „Белене“, и тяхното уточняване.
На 05.09.2017 г. беше проведена работна среща, на която от наша страна бяха: (а) представени направените по искане на Възложителя корекции във финансовия модел на проекта АЕЦ „Белене“; (б) представени и обсъдени резултатите от Xxxxxxx XXX.
Резултатите от работните срещи, съгласно постигнатите договорки, се взеха предвид и са отчетени от Изпълнителя при подготовката на всички материали.
Освен това, бяха проведени две срещи с Министъра на енергетиката г-жа Xxxxxxxxx Xxxxxxx:
В първата среща, осъществена на 22.06.2017 г., от страна на Изпълнителя участваха акад. X. Xxxxxxxx – Председател на БАН и проф. д-р Xxxxxxxxxx Xxxxx, директор на Института за икономически изследвания на БАН и Координатор на проекта от страна на Изпълнителя. Xxxxxxxx Xxxxxxx беше информирана за прогреса по изпълнението на Договора. Тя постави изискване резултатите от Междинен доклад 2 да се изтеглят от 30.10.2017 г. на 15.09.2017 г. Това изискване доведе до изготвяне и подписване на допълнителен Xxxxx, в който се отразиха промените в датите за предаване на резултатите.
Във втората среща, осъществена на 10.08.2017 г., участваха проф. Ал. Xxxxx и водещи експерти от екипа на Изпълнителя. На срещата бяха обсъдени някои предварителни резултати от Xxxxxxx XX и Дейност V.
Настоящото кратко представяне съдържа постигнатите основни резултати в Междинни доклади 1, 2 и 3, които са изготвени в съответствие с Техническото задание, оформено като Приложение 1.2 на Анекс №2 на Договора.
Съгласно Техническото задание, Междинните доклади 1, 2 и 3 съдържат материали по Дейности I, IA, II, III, IV, V и VII.
Настоящото кратко представяне на постигнатите основни резултати се предоставя на Възложителя заедно с Xxxxxxxx доклад 1 (предварителен), Междинен доклад 2 и Междинен доклад 3 (предварителен).
Междинните доклади са предназначени да бъдат четени и използвани в цялост, а не частично и поотделно. Отделянето и/или изменението на който и да е раздел или страница от докладите ги прави невалидни по отношение на изводите и оценките. Тези изводи и оценки са валидни само по отношение на допусканията, обхвата и целите на докладите към датата на отчитането им.
Настоящият документ съдържа кратко представяне на постигнатите основни резултати от Дейности I до VII, които имат значение за извеждане на резултатите по дейност V. Тези резултати се основават на:
направената прогноза на електропотреблението в България с хоризонт 2040 г. на база три сценария на икономическо развитие;
очакваните последици от либерализацията на пазара на електроенергия – ЕС, регионален и национален;
изискванията на ЕК за декарбонизация на електропроизводството и достигане на съответен дял на ВЕИ след 2020 г. (пакет „Чиста енергия”);
състоянието и възможностите за развитие на съществуващите електропроизводствени мощности – физически ресурс на централите и възможности за продължаването му до 2040 г.;
оценката на системната сигурност на ЕЕС.
Макроикономическа прогноза на България до 2040 г.
Цялостната макроикономическа оценка на развитието на българската и европейските икономики в следващите десетилетия показва тенденциите в развитието на българската икономика, които се извеждат като се прилага следният алгоритъм:
Оценките за развитието на световната и европейските икономики,с хоризонт до 2040 г. се използват за характеризиране на външната среда, в която ще се развива българската икономика.
Определят се специфичните характеристики на структурата на българската икономика по основни сектори (селско стопанство, индустрия и услуги) до 2040 г.
Определят се факторите за растеж на българската икономика, които не се използват достатъчно или се използват неефективно като специално внимание се отделя на енергийната ефективност.
Определят се онези характеристики на бизнес средата – функциониране на институциите, работа на администрацията, политики и т.н., които пречат на нормалното функциониране и развитието на бизнеса.
Резултатите от тези качествени анализи се използват като основа за определянето на основните стартови променливи и показатели на финансово-икономически модел (ФИМ), чрез който се изчисляват различни варианти на икономическо развитие на България.
С модела ФИМ са проиграни три варианта на икономическо развитие на България – „висок растеж”, „нисък растеж” и „умерен растеж”.
Вариант на висок растеж
При варианта на висок растеж се приема съвпадение и наслагване на влиянието на всички положителни фактори за растеж.
Това означава по-пълно и по-ефективно използване на съществуващите природни ресурси, значително намаляване на енергопотреблението на 1000 лв. от БВП, подобряване на ефективността на институциите, което да увеличи приходите в бюджета с 10-20%. Изпълнението на горното ще позволи да се увеличат инвестициите в здравеопазване, образование, научни изследвания и култура, което ще се отрази благоприятно на броя, квалификацията и качеството на работната сила, а подобрената бизнес-среда ще стимулира местните и чужди инвестиции.
При тези условия, в резултат от оценка на влиянието на отделните фактори, допускаме, че реалните темпове на растеж на българската икономика ще бъдат 3.5-6% годишно.
Навсякъде темповете са осреднени за петгодишни периоди за да се избегнат непредвидимите годишни колебания (вж. табл. 1).
Таблица 1
Темпове на растеж и равнище на БВП на България за 2015-2040 г. – вариант на висок растеж
Сегашното равнище на показателя БВП на човек (по цени 2015 г.) в България е 46% от средното на ЕС-28. Това също предполага по-висок процент на дефлатора при другите страни-членки на ЕС. Трябва да се има предвид, че увеличаването на вътрешните цени, съответно на дефлатора зависи от конкурентоспособността на икономиката и основно на износителите. Не може да предвиждаме произволни или еднакви темпове през целия период. При варианта на висок растеж допускаме, че дефлатора на БВП за България е 2.5-3% през първите години, увеличава се до 3.5-4% през годините на висок реален растеж и постепенно намалява до 2-2.5%.
Развитието на България според варианта на висок растеж ще се отрази на процеса на конвергенция в ЕС. В резултат от съвкупното действие на приетите темпове на реален растеж и на дефлатора се получава, че през 2040 г. България може да достигне средното равнище на БВП на глава от населението на страните от ЦИЕ и 80% от средното равнище на страните от ЕС. В крайна сметка това е нормалното място на България, което тя загуби, основно, заради погрешната политика през първите 8 години от прехода.
Вариант на нисък растеж
Този вариант предполага съвпадение и наслагване на всички негативни процеси – няма да има положителна промяна в използване на недооценяваните фактори за растеж, а световната и европейската икономики ще продължават да се развиват със забавени темпове.
При тези условия, в резултат от оценка на влиянието на отделните фактори, допускаме, че реалните темпове на растеж на българската икономика ще бъдат 2.5-3% годишно, а на дефлатора на БВП – 2-3% (вж. табл. 2).
Таблица 2
Темпове на растеж и равнище на БВП на България за 2015-2040 г. – вариант на нисък растеж
В резултат от съвкупното действие на приетите темпове на реален растеж и на дефлатора се получава, че през 2040 г. България може да достигне 50-55% от средното равнище на БВП на глава от населението на страните от ЦИЕ и 40-45% от средното равнище на страните от ЕС. Това означава запазване на сегашното изоставане на България, както от средните показатели на ЕС, така и от тези на източноевропейските страни-членки.
Вариант на умерен растеж
При варианта на умерен растеж приемаме, че част от възможностите за ускорено развитие ще бъдат използвани непълно през отделни периоди от време. Това поведение на правителството и на бизнеса, ще се отрази на темповете на растеж и на показателите на икономиката, които се очаква да бъдат междинни, спрямо тези на вариантите „висок растеж” и ”нисък растеж”. При тези условия, в резултат от оценка на влиянието на отделните фактори, реалните темпове на растеж на българската икономика ще бъдат 3-4% годишно, а на дефлатора на БВП – 2.5-3%, табл. 3.
Таблица 3
Темпове на растеж и равнище на БВП на България за 2015-2040 г. – вариант на умерен растеж
В резултат от съвкупното действие на приетите темпове на реален растеж и на дефлатора се получава, че през 2040 г. България може да достигне около 70% от средното равнище на БВП на глава от населението на страните от ЦИЕ и 55-60% от средното равнище на страните от ЕС.
Резултатите от ФИМ, отразяват промяната на структурата на българската икономика. Показани са два вида структури. Първо, по сектори – първичен (селско, горско и рибно стопанство), вторичен (промишленост и строителство) и третичен (услугите). На второ място, в промишлеността са разгледани отделно нейните подгрупи – металургия, химическа промишленост, промишленост за неметални минерални суровини и хранителната промишленост, тъй като те се характеризират с по-висока енергийна интензивност. По същата причина, в сектора на услугите е показан отделно транспорта.
Относителният дял на селското стопанство в БДС намалява от 4.8% през 2015 г. до 3.7% през 2040 г. Относителният дял на индустрията също намалява от 27.9% през 2015 г. до 19.2% през 2040 г. Дяловете на двата сектора се приближават до сегашните стойности на развитите страни-членки на ЕС. Намалението на относителните дялове на тези сектори не е защото те не растат, а затова, че услугите растат по-бързо, каквато е общата тенденция на развитието на икономиките през последните десетилетия.
Посочените подгрупи на промишлеността, плюс транспорта, растат с близки темпове до тези на промишлеността, но по-ниски от тези на икономиката като цяло, и затова общият им относителен дял намалява. Причината пак е в по-бързия растеж на услугите.
Прогноза за електропотребление на България до 2040 г.
На база на изведените три варианта на икономическо развитие на България в дейност I са прогнозирани три сценария за електропотреблението в България с хоризонт до 2040 г. (вж. табл. 3). Резултатите от трите сценария показват, че не се очаква съществено увеличаване на потреблението на електроенергия до 2040 г.
С цел повишаване сигурността на прогнозата е построен доверителен интервал, чрез съпоставка на резултатите от разработения подход с резултатите от моделиране чрез регресионен анализ. Резултатите от подхода с отчитане на енергийната интензивност и БДС отговарят на параметрите на построения доверителен интервал. Това дава основание да бъдат приети като референтни и са използвани в останалите дейности по проекта.
Таблица 3
Прогнозно крайно електропотребление без технологичните загуби в ЕЕС1 при отчитане на БДС и енергийната интензивност (ЕИ)
Варианти на крайно електропотребление (GWh / годишно) |
2015 г. |
2020 г. |
2025 г. |
2030 г. |
2035 г. |
2040 г. |
Висок |
28516 |
29200 |
29716 |
31580 |
32095 |
33250 |
Среден |
28516 |
28570 |
29160 |
30140 |
30760 |
31870 |
Нисък |
28516 |
28300 |
29000 |
29500 |
30200 |
31320 |
Източник: собствени изчисления.
Проведените анализи в дейностите I, II и III на проекта позволяват да се направят и оценки на външните влияния върху електроенергийния сектор, породени от основни политики на ЕС – либерализация на пазара, постигане на висока конкуренция при производството и доставките на електрическа енергия и повишаващите се изисквания, свързани основно с екологични въпроси и въпроси на безопасността и гарантиране сигурността на доставките.
Политики на Европейския съюз свързани с развитие на електроенергийния сектор след 2020 г.
За постигането на основните цели на Европейския съюз се разработват и прилагат конкретни политики и мерки, като въвеждат изисквания, които имат съществено отражение върху развитието на сектора и заинтересованите страни. Те са свързани с организацията на пазара на електрическа енергия и на природен газ (производство, пренос, разпределение и доставка, както и съхранение по отношение на сектор природен газ) и приложимите екологични норми и изисквания. Не на последно място, те имат за цел гарантиране сигурността на доставките.
Настоящата структура на енергийния пазар се основава на правилата на „Третия енергиен пакет“, приет през 2009 г. В края на 2016 г. Европейската комисия представи пакет от мерки, който предвижда съществени промени в енергийното законодателство, които обхващат енергийната ефективност, възобновяемите енергийни източници, устройството на пазара за електроенергия, сигурността на електроенергийните доставки и правилата за управление на Енергийния съюз – пакет „Чиста енергия“. Той отразява ключовите цели и политически мерки за периода 2020-2030 г.2, а именно:
намаляване с 40% на емисиите на парникови газове до 2030 г. спрямо равнищата от 1990 г. (обвързваща за ЕС цел);
цел за най-малко 27% дял на енергията от възобновяеми източници в енергопотреблението през 2030 г.;
повишаване на енергийната ефективност с 27% спрямо прогнозите3;
завършване на изграждането на вътрешния енергиен пазар чрез постигане до 2020 г. на минимална цел от 10% от съществуващата електроенергийна междусистемна свързаност.
Описаните изисквания са взети предвид в съвкупността от разработени сценарии, по всяка дейност.
Регионален пазар на електроенергия с хоризонт до 2040 г.
Изведените резултати в дейност III се отнасят до оценка, с хоризонт до 2040 г. на:
наличните мощности в региона4, баланса на въвежданите и извежданите мощности, динамиката в производството и потреблението;
дефицит/излишък на електрическа енергия, произтичащи от горното;
регионалните борсови цени.
От направените прогнози и сравнението с наличните национални и международни прогнози, е видно че при два от сценариите в региона се очертават дефицити на мощности, които ще доведат до дефицити при производството на електроенергия, нарастващи значително след 2035 г. Тъй като прогнозата се прави с цел да се оцени потенциала за износ на ЕЕ от България, затова при оценката на дефицитите/ излишъците не е включена България.
При минималния сценарий, ако страните реализират своите инвестиционни планове в областта на електроенергетиката, в региона след 2025 г. не се очертава потребност от внос на електрическа енергия.
При умерения и максималния сценарий прогнозата показва, че регионът ще изпитва дефицити на мощности и съответно ще има търсене на ЕЕ за внос. Прогнозният нетен внос на ЕЕ (без Турция) нараства след 2025 г. Това е свързано най-вече с излизането от действие на мощности и липсата на достатъчно заместващи, които да осигурят необходимата ЕЕ за електроенергийните системи.
Таблица 4
Общо прогнозен нетен внос/износ на електроенергия в региона, три сценария (ГВтч)
Нетен внос/износ* (ГВтч) |
|||||
|
2020 |
0000 |
0000 |
0000 |
0000 |
Минимален сценарий |
|||||
Общо за региона с Турция |
18229 |
8526 |
-42444 |
-28848 |
-29,216 |
Общо за региона без Турция |
-3671 |
-6366 |
-24399 |
-41462 |
-29216 |
Умерен сценарий |
|||||
Общо за региона с Турция |
41665 |
37561 |
37085 |
97898 |
188433 |
Общо за региона без Турция |
19765 |
23545 |
24821 |
24139 |
41209 |
Максимален сценарий |
|||||
Общо за региона с Турция |
75131 |
92996 |
57513 |
161083 |
300072 |
Общо за региона без Турция |
27827 |
45692 |
49629 |
51232 |
74008 |
* Вносът е отразен с положителен знак, а износът – с отрицателен.
** В прогнозите не е включена България.
При умерения сценарий до 2020 г. България ще може да запази позицията си на нетен износител на електроенергия в региона. При този прогнозен сценарий след 2025 г. регионът ще изпитва дефицити на електроенергия между 23.5 и 24.8 ТВтч, въпреки че потреблението на електроенергия ще нараства бавно, като цяло. Прогнозата след 2030 г. е твърде условна, тъй като по-голямата част от страните не планират мощности за такъв дълъг период, което е съществен проблем за региона, като се вземе предвид, че инвестициите в сектора (без вятърни, слънчеви, биомаса и газо-парови централи) имат дългосрочен характер. Страните, които реализират дългосрочните си планове за изграждане на електроенергийните си мощности, ще гарантират електроенергийната си сигурност и ще останат на пазара и като износители на електроенергия.
От гледна точка на перспективата пред търсенето на електроенергия в региона, България може да запази водещите си позиции на нетен износител на електроенергия, ако планира дългосрочно мощности, които да надхвърлят хоризонта на 2030 г. и поддържа ценовата си конкурентност.
Обща прогноза за цените на електроенергия в региона
В края на 2020 г. регионалните борсови цени се очаква да се движат около 50 евро/МВтч, през 2025 г. – в рамките на 55-60 евро/МВтч, през 2030 г. – между 60 и 66 евро/МВтч, след което се прогнозира тяхното нарастване до 65-74 евро/МВтч през 2035 г. и 70-80 евро/МВтч през 2040 г. (вж. табл. 5).
Таблица 5
Прогнозни цени на регионалните борси
Прогнозни цени в евро/МВтч |
2020 |
0000 |
0000 |
0000 |
0000 |
Цени в региона |
|||||
Среднопретеглена регионална цена само за България, Гърция, Румъния и Унгария |
49.11 |
55.75 |
60.94 |
67.58 |
72.80 |
Сценарий – Конвергенция само между страните в ЕС при ниска въглеродна интензивност |
48.49 |
54.51 |
59.32 |
65.41 |
70.36 |
Сценарий – Конвергенция само между страните в ЕС при висока въглеродна интензивност |
49.73 |
57.00 |
62.57 |
69.75 |
75.24 |
Среднопретеглена регионална цена само за България, Гърция, Румъния и Унгария и частично за Сърбия и Турция |
51.40 |
58.72 |
64.73 |
71.89 |
77.85 |
Сценарий – Конвергенция между страните в ЕС и частична с Турция и Сърбия при ниска въглеродна интензивност |
50.77 |
57.46 |
63.14 |
69.77 |
75.46 |
Сценарий – Конвергенция между страните в ЕС и частична с Турция и Сърбия при висока въглеродна интензивност |
52.03 |
59.97 |
66.33 |
74.02 |
80.25 |
Цени в България |
|||||
Сценарий – ниска въглеродна интензивност |
43.23 |
46.78 |
51.06 |
55.85 |
58.95 |
Сценарий – висока въглеродна интензивност |
44.51 |
49.36 |
54.93 |
61.01 |
64.75 |
Сценарий – ниска въглеродна интензивност и конвергенция към ЕС |
49.05 |
53.71 |
59.31 |
65.59 |
69.65 |
Сценарий – висока въглеродна интензивност и конвергенция към ЕС |
50.35 |
56.13 |
62.78 |
70.05 |
74.52 |
Сценарий – ниска въглеродна интензивност и конвергенция към региона |
50.99 |
56.34 |
62.79 |
70.02 |
74.69 |
Сценарий – висока въглеродна интензивност и конвергенция към региона |
52.30 |
58.80 |
66.28 |
74.45 |
79.47 |
Забележка: Тъй като в периода до 2016 г. не във всички страни функционират борси, те са включвани в среднопретеглената регионална борсова цена в изчисленията, съобразно годината на начало на функциониране на националната борса.
Източник: собствени изчисления.
Цени на производител на електроенергия в България
В дейност II за нуждите на сравнителен анализ и прогноза за конкурентоспособността при пазарни условия на основните ни централи е направена и оценка на икономическите показатели по групи централи и е направено сравнение с прогнозираните пазарни интервали на движение на борсовите цени в дейност III. Тази оценка е направена на база на прогнози за основни ценообразуващи фактори, данни за отделни производители и се използва за формиране на средна производствена себестойност на електрическата енергия. За нуждите на анализа е разработена прогноза в две стъпки – (1) определяне на текуща производствена цена на пазара у нас, и (2) развитие на прогнози за условна цена на електрическата енергия на пазара у нас на петгодишни периоди от 2020 до 2040 г.
Основните фактори, които влияят върху конкурентостта на отделните генериращи мощности, са:
промяна на цените за СО2 емисии;
разходи за модернизация на съществуващи централи в отговор на завишени екологични или свързани с безопасността изисквания;
инвестиционни разходи за нови централи;
разходи за гориво.
Ключова за прогнозните анализи е 2030 г., тъй като до тогава основна част от централите, които сега работят по гарантирани договори за изкупуване по преференциална цена, трябва да работят на свободния пазар, т.е. въпросът за това дали са устойчиви на пазара е ключов към този период. Тогава се очаква постигане и на по-високи цели за производство на електрическа енергия от ВЕИ.
Основен фактор на неопределеност за прогноза на електроенергийния баланс в периода, след 2030 г. е оценката за конкурентоспособността на ТЕЦ на лигнитни въглища, която е обсъдена в детайли в дейност II. На фиг. 1 е представено сравнение на прогнозите за производствени цени в хоризонта до 2040 г.
Фигура 1
Трендове на прогнозните цени
Представените оценки за цени на българските електро производители са съобразени с получените резултати от анализите на електропроизводствените мощности в България с хоризонт до 2040 г.
Състояние и възможности за развитие на съществуващите електропроизводствени мощности с хоризонт до 2040 г.
Изведените резултати в дейност II по отношение на съществуващите електропроизводствени мощности и тяхното развитие до 2040 г. показват следното:
Съществуващата електроенергийна система в момента е балансирана и разполага с достатъчно мощности с хоризонт за работа в съответствие с техническите характеристики на основните мощности, чийто живот може да достигне до 2040 г. Системата разполага с производствени мощности, които надхвърлят нуждите на вътрешното потребление към днешна дата, което обуславя позицията на страната ни като нетен износител в региона, но и осигурява по-ниски цени на електрическата енергия в страната. Поради предизвикателствата, пред които са изправени редица електрически централи – спазване на екологичните изисквания, изискванията за безопасност и работата при новите пазарни условия в сектора, хоризонта им за работа ще се определя доминиращо не от разполагаемия технически ресурс, а от спазването на посочените изисквания. Въз основа на сценариите от xxxxxxx XX – оптимистичен, референтен, песимистичен и крайно песимистичен, е разработена прогноза за живота на мощностите с хоризонт 2040 г. (вж. табл. 6).
Таблица 6
Инсталирани мощности по групи централи, по години, MW
Година |
АЕЦ Козлодуй |
ТЕЦ на въглища – Варианти на срок за експлоатация |
ТЕЦ с комбинирано производство |
Биомаса и биогаз |
Водна |
Вятърна |
Слънчева |
|||
оптимистичен |
референтен |
песимистичен |
крайно песимистичен |
|||||||
2016 |
2100 |
4000 |
4000 |
4000 |
4000 |
580 |
66 |
3180 |
701 |
1041 |
2020 |
2200 |
3200 |
3200 |
3200 |
3200 |
600 |
70 |
3200 |
701 |
1041 |
0000 |
0000 |
0000 |
3200 |
2500 |
1850 |
600 |
90 |
3300 |
795 |
940 |
2030 |
2200 |
3200 |
2500 |
1850 |
0 |
600 |
115 |
3400 |
1040 |
1395 |
2035 |
2200 |
3200 |
1600 |
0 |
0 |
600 |
120 |
3600 |
1220 |
1425 |
2040 |
2200 |
3200 |
1600 |
0 |
0 |
600 |
130 |
3700 |
1220 |
2275 |
Източник: собствени изчисления.
Отчитайки баланса между възможности и изисквания, в рамките на дейност II и разработените четири сценария за времеви хоризонт на експлоатация на централите е направена връзка с изведените сценарии за електропотреблението до 2040 г. (табл. 7).
Таблица 7
Матрица на сценариите за задоволяване на вътрешното потребление на електрическа енергия
|
Сценарии за потребление на електрическа енергия в страната от Дейност IА |
|||
Песимистичен – нисък ръст на потребление |
Среден – умерен ръст на потребление |
Оптимистичен – висок ръст на потребление |
||
Сценарии за наличие на производствени мощности от Дейност II |
Оптимистичен – налични в експлоатация 3200 MW ТЕЦ на въглища към 2040 г.(1) |
Задоволява изцяло вътрешното търсене; Потенциал за износ ≤ 15.1 TWh годишно |
Задоволява изцяло вътрешното търсене; Потенциал за износ ≤14 TWh годишно |
Задоволява изцяло вътрешното търсене; Потенциал за износ ≤12.8 TWh годишно |
Референтен – налични в експлоатация 1600 MW ТЕЦ на въглища към 2040 г.(2) |
Балансира вътрешното търсене; Потенциал за износ ≤ 10.1 TWhгод до 2035 г., след това до 5 TWh годишно извън зимните месеци. |
Балансира вътрешното търсене; Потенциал за износ ≤9 TWh годишно до 2035 г., след това до 5 TWh годишно извън зимните месеци. |
Балансира вътрешното търсене; Потенциал за износ ≤8 TWh годишно до 2035 г., след това до 5 TWh годишно извън зимните месеци. |
|
Песимистичен – няма налични ТЕЦ на въглища към 2035 г.(3) |
Недостиг на 400 MW през зимата след 2030 г. и недостиг на 1350 MW след 2035 г. Необходимост от нови мощности за гарантиране сигурната работа на ЕЕС. |
Недостиг на 500 MW през зимата след 2030 г. и недостиг на 1500 MW след 2035 г. Необходимост от нови мощности за гарантиране сигурната работа на ЕЕС. |
Недостиг на 650 MW през зимата след 2030 г. и недостиг на 1750 MW след 2035 г. Необходимост от нови мощности за гарантиране сигурната работа на ЕЕС. |
|
Крайно песимистичен – няма налични ТЕЦ на въглища към 2030 г.(3) |
Недостиг на 1350 MW от 2030 г. Необходимост от нови мощности за гарантиране сигурната работа на ЕЕС. |
Недостиг на 1500 MW от 2030 г. Необходимост от нови мощности за гарантиране сигурната работа на ЕЕС. |
Недостиг на 1750 MW от 2030 г. Необходимост от нови мощности за гарантиране сигурната работа на ЕЕС. |
|
Забележки:
Не се изпълняват националните цели за намаляване на СО2 емисиите след 2030 г.
Задоволява вътрешното търсене при средни климатични условия през зимата след 2035 г.
За осигуряване на сигурната работа на ЕЕС е необходимо да се обяви процедура за нови маневрени мощности от блокове със средна единична мощност, предоставящи допълнителни услуги(резерви за първично и вторично регулиране), както и с възможности за изменение на натоварването в денонощен, седмичен и сезонен разрез. Възможно е участието на базови мощности в предоставянето на услуги, но с неповече от 300 до 500 MW.
Източник: собствени изчисления.
Направените анализи в дейност II позволяват да се приеме, че референтният сценарий за производствените мощности и средният сценарий за електропотреблението в страната най-реалистично отразяват очакваното развитие на електроенергийната система. На практика изводите при тези два сценария позволяват да се направи непосредствена оценка и за останалите комбинации от сценарии.
Системна сигурност на ЕЕС
Оценката на сигурността на електроенергийната система за 2030 г. при различните сценарии е базирана на моделирането на почасовите профили на отделните електроенергийни компоненти, като са определени необходимите резерви за гарантиране на сигурността на електроенергийната система. В табл. 8 и 9 са представени данните за моделирането при референтен сценарий за производствени мощности, както и обобщения товаров график в резултат на моделирането, представен на фиг. 2 и прогнозата за електроенергиен баланс за същия сценарий, представена на фиг. 3. Основните изводи са изведени при средния сценарий за вътрешно потребление5 на електрическа енергия.
Таблица 8
Приложимо сечение на структурата на електропотреблението
Източник: собствени изчисления.
Таблица 9
Приложимо сечение на структурата на електропроизводството
Източник: собствени изчисления.
Фигура 2
Почасово електропроизводство
Фигура 3
Електроенергиен баланс
Изчисленията показват следните резултати за натоварване на ТЕЦ в рамките на националната ЕЕС:
1010 часа работа на максимална нетна мощност 1100 MW основно в периода октомври-февруари;
2457 часа работа на максимална нетна мощност 880 MW през останалите часове от годината (през дневните максимални товари) без пролетния сезон;
3427 часа работа на максимална нетна мощност 660 MW през останалите часове от годината;
1866 часа принудително ре-диспечиране на нетна мощност 440 MW от оператора на ЕЕС основно през пролетта.
През голяма част от часовете на годината мощностите на кондензационните електрически централи ще бъдат активирани по цена за балансиране, чрез редиспечиране от оператора на ЕЕС с цел осигуряване на резерви за първично и вторично регулиране. ВЕЦ и ПАВЕЦ на „НЕК“ ЕАД ще бъдат основен балансьор на ЕЕС.
Имайки предвид оптималната часова използваемост на една конвенционална кондензационна електрическа централа, за всяка от прогнозите за крайното електропотребление са определени оптималните брутни инсталирани мощности от конвенционални кондензационни електрически централи, необходими за покриване на вътрешното електропотребление след 2025 г. (вж. табл. 7).
Обобщените резултати от прогнозата за развитие на електропроизводствените мощности в съответствие със сценариите за крайно нетно електропотребление са следните:
При Оптимистичен и Референтен сценарии на производствените мощности не съществуват проблеми с покриване на вътрешното електропотребление.
При Песимистичните сценарии за производствените мощности, още през 2026 г. са налице проблеми с покриване на вътрешното електропотребление, а след 2030 г. ЕЕС през повече от 6000 часа годишно не може да бъде балансирана, дори при принудена работа на ВЕЦ и ПАВЕЦ. Малката часова използваемост на ВЕЦ и ПАВЕЦ на „НЕК“ ЕАД за балансиране на ЕЕС в денонощен, седмичен и сезонен разрез налага необходимостта да се използват конвенционални кондензационни електрически централи за предоставяне на бързи и маневрени резервни мощности, които не могат да бъдат предоставяни от ядрени мощности.
След 2030-2035 г., в зависимост от сценариите при които възниква недостиг на електроенергия (табл. 7), възможните алтернативи, за решаване на проблемите с покриване на вътрешното електропотребление и осигуряване на необходимите резерви на ЕЕС са изграждане на нови кондензационни централи на въглища с маневрени характеристики и/или нови газо-парови централи. Базова мощност с капацитети до 500 MW може да се интегрира за задоволяване на вътрешното потребление, но при силна сезонна зависимост от търсенето.
Нова ядрена мощност не е алтернатива на централите на въглища и/или газ, които са важни за предоставянето на допълнителни услуги с цел балансиране на ЕЕС. Основната функция на ядрените мощности е да бъдат базови с максимална часова използваемост. При наличие на приоритетно диспечирани ВЕИ и ко-генерации, липсата на маневреност на евентуална допълнителна ядрена мощност води до недостатъчна часова използваемост за покриване на вътрешното електропотребление, от което следва, че такава мощност трябва да си гарантира дългосрочно основната част от продажбите на регионалния пазар.
През около средно 1% от часовете наличните резервни мощности след 2030 г. ще са недостатъчни за балансиране на флуктоациите на ВЕИ. Тази тенденция чувствително ще се повиши с хоризонт 2040 г. При отпадане на 1000 MW блок в АЕЦ по време на екстремални климатични условия, ЕЕС на България също няма да разполага с достатъчен резерв за активиране с цел постигане на баланса на ЕЕС. Възможните решения са:
Премахване на всички нормативни, регулаторни и бюрократични бариери пред съществуващите и иновативните пазарни и технологични възможности за балансиране на ЕЕС, както при недостиг, така и при излишък, в т.ч. прехвърляне на част от финансовата отговорност за осигуряване на третичен резерв от производителите към потребителите, чрез премахване на наложените от КЕВР пределни цени за балансиране.
Внос/износ на електроенергия, чрез регионалните борси (за следващ ден и в рамките на деня) и/или регионален балансиращ пазар. Обединението на регионално ниво на електроенергийните пазари повишава сигурността на доставките, тъй като от една страна пазарните участници имат възможността в рамките на деня да оптимизират своето енергийно портфолио, а от друга, операторът на ЕЕС може да ползва регионалния балансиращ пазар в реално време.
Презграничното споделяне на резервни мощности и/или координирано взаимно компенсиране на системните небаланси са в съответствие с правилата за балансиране на ENTSO-E. Създаването на общ регионален контролен блок за централизирано оперативно управление с цел интегриране на ВЕИ гарантира сигурността на обединените ЕЕС на по-високо йерархично ниво.
Дефицити на електроенергия на регионалния пазар и възможности за реализация на нова мощност
В рамките на Дейност III са направени прогнози на пазарите на електрическа енергия на страните, формиращи регион за износ на електроенергия от България. Също така са прогнозирани дефицитите на електроенергия в региона след 2020 г. Оценките за наличие на дефицити/излишъци на генериращи мощности в региона показват, че с голяма вероятност ще се запази нуждата на редица страни да си осигурят доставките за вътрешен пазар с внос от други страни. На годишна база този дефицит към 2030 г. варира между 20 000 и 25 000 GWh. Тези резултати дават основание да се разгледа сценарии при който в България може да построи нова мощност, която да реализира производството си предимно на регионалния пазар. В тази връзка се разглежда потенциала на АЕЦ „Белене” с инсталирана мощност 2000 MW да участва в регионалния пазар. Годишното производство на АЕЦ „Белене” при максимална натовареност се оценява на 14 000 GWh. Това означава, че към 2030 г. централата може да задоволи между 56 и 70% дял от регионалния дефицит. Този висок целеви дял означава, че централата трябва да е силно конкурентоспособна като се позиционира адекватно при всички сценарии за борсовите цени в региона. Оптимална себестойност при ядрените мощности може да се постигне при максимална натовареност на този тип централи. Изискването за конкурентост на продажната цена на електроенергия на една нова мощност, остава в още по-голяма сила в случай, че след 10 години, прогнозираните сега дефицити на електроенергия в региона бъдат минимизирани или ги няма.
При обсъждането реализацията на нова ядрена мощност и при влизането й в експлоатация през 2027 г., трябва да се вземе предвид, че при оптимално структуриране на проекта се достига до срок за откупуване към 2047/2051 г. Този период съвпада с излизането на V и VI блок на АЕЦ „Козлодуй”. Безспорно, наличието на нови два ядрени блока, с откупена цена в периода след 2051 г., създава предпоставки за дългосрочно осигуряване на енергийната сигурност на България. Рискът за реализиране на произведената електроенергия на регионалния пазар на цени, които могат да осигурят откупуването на централата през първите 20 години обаче си остава много висок.
Анализ на възможността проектът АЕЦ „Белене“ да бъде реализиран на пазарен принцип и разработване на вариант за отделяне на активите и пасивите на НЕК, свързани с проекта „АЕЦ „Белене“”, в отделно търговско дружество и провеждане на последваща процедура по реда на Закона за приватизация и следприватизационен контрол
В рамките на Дейност V са изпълнение следните поддейности:
Поддейност V.1. Технико-икономически и правен анализ на възможностите за използване на придобитото оборудване с дълъг цикъл на производство за изграждане на атомна електроцентрала на площадка „Белене“ на пазарен принцип.
Поддейност V.1.1. Техническите параметри на оборудване придобито въз основа на решението по арбитражно дело ICC Case 18086/GZ/MHM и съществуващите в НЕК / на площадка „Белене“ активи, свързани с проект „АЕЦ Белене“
Направен е анализ на състоянието на изработеното и доставено оборудване и компоненти, състояние на площадката, ниво на проектна готовност, издадени решения и разрешения по проекта, организационна структура за управление на проекта.
Изводите по тези елементи на анализа са следните:
налично оборудване и компоненти – изработено и доставено основно оборудване за I-ви контур (два комплекта);
състояние на площадката – извършени разрушителни работи за отстраняване на ненужни конструкции, предадени от НЕК ЕАД на ЗАО АСЕ обекти на площадката на АЕЦ „Белене” и започнати строителни работи на спомагателни обекти;
ниво на проектна готовност – изготвен технически проект и предаден за одобрение от АЯР, изготвени препоръки за корекции;
издадени решения и разрешения по проекта – xxxxxxx решения и разрешения по смисъла на ЗБИЯЕ, ЗОСВ и ЗУТ;
организационна структура за управление на проекта – липсва специализирана структура, която да е заета с проекта.
Логическата последователност на работите при евентуално подновяване на проекта „Белене”трябва да започне от актуализация на проекта с оглед на изискванията на АЯР, но и новите изисквания на Еврокод. Актуализацията на проекта може да стане след сключване на нов договор със ЗАО „Атомстройекспорт“ или друг приемник от групата компании на Росатом, и съответна мобилизация на екип по проекта.
Поддейност V.1.2. Настоящ енергиен баланс на ниво система/предприятие и прогнози за производство, вътрешно потребление и износ/внос, с цел преценка на необходимостта от изграждане на нова ядрена мощност АЕЦ „Белене“
Поради факта, че тези въпроси са разгледани детайлно в докладите по Дейности II, III и IV, тук те не се разглеждат.
Поддейност V.1.3. Международна, европейска и национална правно-регулаторна рамка по отношение изграждането на нова ядрена мощност
Направена е пълна селекция на основните документи, свързани с изграждането на нова ядрена мощност, които са част от международно, европейско и национално законодателство. На основа на пълния проектен цикъл за изграждане на нова ядрена мощност в конкретика са разгледани всички изисквания, документи и процедури, през които трябва премине строителния процес.Специално внимание е отделено на темите за ядрената отговорност, управление на отработено гориво и радиоактивните отпадъци и извеждането от експлоатация на ядрена мощност.
Установено е съответствието на българското законодателство в тази област с международните норми, коментирани са очакваните промени и са не установени дефицити в националното законодателство, които следва да се запълнят с оглед строителството на нова ядрена мощност и нейното успешно и безопасно използване.
От гледна точка на правото на Европейския съюз и националното законодателство, изграждането на нова ядрена мощност не е свързано с ограничения. Актуализацията на редица нормативни документи, извършена в последните 5 години, следва да бъде отразена в проектната документация, без това да е ограничително условие. Допуснато е консервативно третиране на задълженията по Виенската конвенция за гражданска отговорност при ядрена вреда, като е прието, че ще се прилагат по-високи лимити на отговорност, каквито биха възникнали, при ратификация на следващи протоколи, в т.ч. Протокола от 12 септември 1997 г. за изменение на Виенската конвенция от 21 май 1963 г. за гражданска отговорност за ядрена вреда.
Направено е общото заключение, че реализацията на проект за изграждане и експлоатация на АЕЦ без какъвто и да било ангажимент от страна на държавата, включително финансов, неби било в съответствие с действащата нормативна уредба.
Поддейност V.2. Разработване на вариант за отделяне на активите и пасивите на НЕК, свързани с Проекта „АЕЦ Белене“, в отделно търговско дружество с цел провеждане на последваща процедура по реда на Закона за приватизация и следприватизационен контрол
Представени са всички теоретично възможни варианти за разпореждане със съществуващите активи на АЕЦ „Белене“. Основно внимание е отделено на два от тях, които са най-реализуеми:
отделяне на пасивите и активите на НЕК, свързани с проекта АЕЦ „Белене“ в самостоятелно юридическо лице и последваща приватизация на дружеството;
продажба на обособена част по реда на Закона за приватизация и следприватизационен контрол.
Представена е законовата процедура, която трябва да се следва при осъществяване на тези варианти, както и отговорностите на АПСК, МЕ, БЕХ и НЕК като основни лица в приватизацията на активите на проекта.
Поддейност V.3. Разработване на финансов модел за прогнозиране на паричните потоци от потенциалното изграждане на АЕЦ „Белене“
Разработен е интерактивен модел за финансов анализ на проекта АЕЦ "Белене". Целта му е да оцени финансовата жизнеспособност на този проект.Финансовият модел функционира в среда на MS Excel. Структуриран е в 18 отделни електронни таблици (sheets) с връзки помежду си, което позволява промените в различни променливи да бъдат автоматично отразявани в съответните свързани таблици. Моделът е позволява да се залагат различни стойности на входните данни, които водят до определеникрайни резултати. По този начинфинансовият модел има неограничени възможности за проиграване на различни стойности и комбинация от стойности на входните параметри, използване на актуализирани данни, както и за оптимизиране на резултатите (фиг. 4).
Фигура 4
Структура на финансовия модел
Източник: Съставена от авторите.
Основните допускания в модела относно проекта за изграждане на АЕЦ „Белене” са консервативни и се отнасят до следното:
период на изграждане – 2019-2026 г. за 1-ви блок и 2020-2027 г. за 2-ри блок; период на експлоатация – 2027-2086 г. за 1-ви блок и 2028-2087 г. за 2-ри блок;
времево натоварване на мощностите с отчитане на непланирани аварии – 89.6%;
общ размер на инвестиционните разходи – 10 527.64 млн. евро. Инвестиционните разходи за един реактор на АЕЦ „Белене“ възлизат на 4300 евро/kW (при проектен капацитет на всеки реактор от 1060 MW), което е сравнимо с еталонни стойности за капиталови разходи за сходни нови блокове от Поколение III/III+;
разходи за експлоатация и поддръжка, които са сравними с международни еталони;
използвани са 5 сценария на изкупни цени, които са получени от прогнозите на Xxxxxxx XXX:
вътрешен пазар – максимален сценарий на цените (71.06 евро/MWh през 2030 г.); минимален сценарий на цените (56.72 евро/MWh през 2030 г.); и среден сценарий на цените сценарий на цените (63.89 евро/MWh през 2030 г.);
регионален пазар – среднопретеглена регионална цена само за България, Гърция, Румъния и Унгария (Сценарий 3 – Конвергенция само между страните в ЕС при ниска въглеродна интензивност) – 66.07 евро/MWh през 2030 г. и среднопретеглена регионална цена само за България, Гърция, Румъния и Унгария и частично за Сърбия и Турция (Сценарий 6 – Конвергенция между страните в ЕС и частична с Турция и Сърбия при висока въглеродна интензивност) – 70.46 евро/MWh през 2030 г.
Моделът разглежда 6 варианта на финансови потоци, в зависимост от начина на финансиране на проекта за изграждане на АЕЦ „Белене”:
Вариант 1 – собственик на проекта – дружество, чийто капитал се притежава 100% от частен инвеститор, а съотношението дълг/собствен капитал е 50/50.
Вариант 2 – собственик на проекта – дружество, чийто капитал се притежава 100% от частен инвеститор, а съотношението дълг/собствен капитал е 60/40.
Вариант 3 – собственик на проекта – дружество, чийто капитал се притежава 100% от частен инвеститор, а съотношението дълг/собствен капитал е 70/30.
Вариант 4 – собственик на проекта – дружество, чийто капитал се притежава от частен инвеститор и българската държава в съотношение 77.7/22.3 (делът на държавата представлява апортна вноска в размер на балансовата стойност на средствата, изразходени за проекта до 2016 г. – 1.17 млрд. евро, който се запазва и при следващите варианти), а съотношението дълг/собствен капитал е 50/50.
Вариант 5 – собственик на проекта – дружество, чийто капитал се притежава от частен инвеститор и българската държава в съотношение 72.1/27.9, а съотношението дълг/собствен капитал е 60/40.
Вариант 6 – собственик на проекта – дружество, чийто капитал се притежава от частен инвеститор и българската държава в съотношение 62.8/37.2, а съотношението дълг/собствен капитал е 70/30.
За всеки от посочените 6 варианта са изчислени дисконтирани паричнипотоци, вътрешна норма на възвръщаемост и други показатели за оценка. Дисконтовата норма на вариантите е определена чрез пресмятане на претеглените средни разходи за капитала. Също така са изчислени „изгладените“ разходи за произведената електрическа енергия на проекта за всеки разглеждан вариант.
Моделът дава възможност финансовите потоци и показателите за всеки вариант да се тестват по 5 ценови сценария и различни нива на натоварване на мощностите.
Резултатите от финансовия анализ на проекта дават възможност да се направят следните изводи:
Общи финансови показатели за проекта преди финансиране
Най-важните финансови показатели на проекта са индиферентни по отношение на тестваните промени в цените. При нито една от общо 90 тествани комбинации от цени, натовареност и съответен вариант на финансиране не се получават едновременно положителни нетна настояща стойност и вътрешна норма на възвръщаемост над дисконтовата норма. Основната причина за това е, че прогнозираните равнища на цените за много дълъг период от време са под изчислената линия на „изгладените“ разходи за произведената електрическа енергия (при вариантите на проекта тя варира между 86.59-92.42 евро/MWh)
Възвращаемост на частния инвеститор и държавата
Вътрешната норма на възвращаемост на частния инвеститор нараства с намаляване размера на собствения капитал, който инвеститорът авансира в съответния вариант – съответно тя е най-висока при Варианти 3 и 6 (при съотношение дълг/собствен капитал 70/30). Проектът не е рентабилен за инвеститора в нито един вариант и при нито една комбинация на цени и ниво на натоварване. При всички комбинации нормата на възвръщаемост на собствения капитал на инвеститора е по-ниска от прилаганата норма на дисконтиране за съответния вариант. При сравнение с очакваната доходност на капитала на инвеститора, проектът става още по-неизгоден.
Вътрешната норма на възвращаемост на държавата нараства с увеличаване дела на кредитния ресурс (от Вариант 4 към Вариант 6), тъй като размерът на нейния апорт в абсолютна стойност е еднакъв за трите сценария, но делът му в общия размер на собствения капитал на дружеството расте в рамките на това движение. Нормата на възвръщаемост на собствения капитал на държавата обаче е по-ниска от прилаганата норма на дисконтиране за всеки от разглежданите варианти, което прави проекта финансово нежизнеспособен от гл.т. на държавата. При сравнение с очаквана доходност на капитала на инвеститора проектът става още по- неизгоден. Нормата на възвращаемост на капитала на държавата е по-ниска от тази на частния инвеститор при Варианти 4, 5 и 6, тъй като нейният апорт включва сумите, изразходени по проекта до 2016 г.
Заключение
Разработените финансови анализи обхващат богат спектър от възможни варианти, както за финансиране на изграждането на проекта, така и за неговата експлоатация по време на целия му жизнен цикъл. Използвани са 6 варианта на участие в капитала на проектната компания за изграждане на централата и финансиране на проекта, 5 варианта на прогнозни цени на вътрешния и регионалния пазар, където централата може да продава произведената от нея електрическа енергия, и 2 варианта на натоварване на мощностите. „Кръстосването“ на всички тези варианти води до общо 90 комбинации.
При нито една от тези 90 комбинации проектът не е финансово жизнеспособен. Това се случва и при най-високи цени, пълно натоварване и различно съотношение между собствен и привлечен капитал. Нетните парични потоци на проекта са отрицателни, а вътрешната му норма на възвръщаемост е под дисконтовата норма. За илюстриране на тази важна тенденция са изведени резултати от представителния вариант 6, при който собственик на проекта е дружество, чийто капитал се притежава от частен инвеститор и българската държава в съотношение 62.8/37.2 (делът на държавата представлява апортна вноска в размер на балансовата стойност на средствата, изразходени за проекта до 2016 г. – 1.17 млрд. евро), а съотношението дълг/собствен капитал е 70/30. Изборът на този вариант се аргументира с факта, че това би бил предпочитания от един потенциален инвеститор вариант, тъй като при него доходността от собствения капитал е най-висока, въпреки че е под разглежданите еталонни стойности, които биха направили проекта привлекателен за него.
Алгоритъмът за изчисляване на потенциалния недостиг на средства е следният:
Изчислени са средни разходи на единица произведена електроенергия за всяка една година от периода на експлоатация. Тези средни разходи включват: разходи за експлоатация и поддръжка, разходи за отчисления във фондовете РАО, ИЕЯС и СЕС, амортизации, данъци, лихви и погашения по главници.6
Изчислена е разликата между средните разходи по т.1 и приходите от произведената електрическа енергия, обвързани с ценовите сценарии за периода на експлоатация. Приходите по години са получени като количеството произведена електрическа енергия за съответната година е умножена по цената от съответния сценарии за същата година. Превишенията на средните разходи над приходите от продажбите за съответната година води до отрицателни стойности, което представлява потенциални загуби от дейността (вж. табл. 10).
Забележка: Не е проиграван с финансовия модел за АЕЦ „Белене” сценарий за 100% държавно участие.
Ако се случат направените допускания от техническо, финансово и икономическо естество, проектът не трябва да се реализира. При съществени промени в тези параметри, финансовите резултати от проекта могат да претърпят корекции, които да го направят финансово жизнеспособен и привлекателен за изпълнение.
Таблица 10
Разлики между приходи и разходи, при различните ценови сценарии по години в периода на експлоатация, в млн. евро
|
2027 |
2028 |
2029 |
2030 |
2031 |
2032 |
2033 |
2034 |
2035 |
2036 |
2037 |
2038 |
0000 |
0000 |
0000 |
2042 |
2043 |
2044 |
2045 |
2046 |
2047 |
2048 |
Цена на електроенергия – максимален сценарий |
234 |
-248 |
-474 |
-441 |
-403 |
-359 |
-343 |
-349 |
-282 |
-228 |
-231 |
-186 |
-168 |
-121 |
-94 |
-92 |
-62 |
-2 |
25 |
15 |
23 |
398 |
Цена на електроенергия – минимален сценарий |
152 |
-412 |
-638 |
-650 |
-615 |
-578 |
-562 |
-561 |
-543 |
-509 |
-510 |
-474 |
-457 |
-419 |
-394 |
-386 |
-360 |
-312 |
-287 |
-282 |
-277 |
78 |
Цена на електроенергия – среден сценарий |
193 |
-330 |
-556 |
-545 |
-509 |
-468 |
-452 |
-455 |
-412 |
-368 |
-371 |
-330 |
-313 |
-270 |
-244 |
-239 |
-211 |
-157 |
-131 |
-133 |
-127 |
238 |
Среднопретеглена регионална цена само за България, Гърция, Румъния и Унгария – Сценарий 3 |
219 |
-275 |
-499 |
-514 |
-465 |
-420 |
-402 |
-404 |
-366 |
-329 |
-323 |
-279 |
-259 |
-212 |
-186 |
-182 |
-154 |
-97 |
-70 |
-76 |
-69 |
300 |
Среднопретеглена регионална цена само за България, Гърция, Румъния и Унгария и частично за Сърбия и Турция – Сценарий 6 |
248 |
-219 |
-443 |
-449 |
-398 |
-352 |
-335 |
-339 |
-287 |
-245 |
-241 |
-195 |
-176 |
-127 |
-100 |
-98 |
-69 |
-8 |
19 |
9 |
17 |
391 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2049 |
2050 |
2051 |
2052 |
2053 |
2054 |
2055 |
2056 |
2057 |
2058 |
2059 |
2060 |
2061 |
2062 |
2063 |
2064 |
2065 |
2066 |
2067 |
2068 |
2069 |
2070 |
|
646 |
624 |
633 |
678 |
684 |
660 |
669 |
670 |
650 |
694 |
703 |
752 |
759 |
732 |
742 |
793 |
799 |
759 |
757 |
838 |
814 |
784 |
|
325 |
309 |
314 |
346 |
350 |
332 |
338 |
344 |
322 |
352 |
358 |
392 |
396 |
377 |
383 |
418 |
422 |
400 |
395 |
449 |
421 |
399 |
|
486 |
466 |
474 |
512 |
517 |
496 |
504 |
507 |
486 |
523 |
531 |
572 |
577 |
554 |
562 |
605 |
610 |
579 |
576 |
644 |
618 |
592 |
|
000 |
000 |
000 |
576 |
582 |
560 |
568 |
570 |
549 |
589 |
598 |
642 |
648 |
623 |
632 |
678 |
684 |
649 |
646 |
719 |
694 |
666 |
|
640 |
617 |
626 |
671 |
677 |
653 |
663 |
663 |
643 |
687 |
696 |
745 |
751 |
725 |
734 |
785 |
791 |
751 |
750 |
830 |
806 |
776 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0000 |
0000 |
0000 |
2074 |
2075 |
2076 |
2077 |
2078 |
2079 |
2080 |
2081 |
2082 |
2083 |
2084 |
2085 |
2086 |
2087 |
|
|
|
|
|
|
794 |
850 |
856 |
825 |
835 |
838 |
807 |
861 |
871 |
931 |
938 |
903 |
914 |
976 |
982 |
1,067 |
547 |
|
|
|
|
|
|
000 |
000 |
000 |
424 |
431 |
440 |
407 |
444 |
450 |
492 |
496 |
469 |
476 |
519 |
522 |
602 |
312 |
|
|
|
|
|
|
600 |
647 |
652 |
625 |
633 |
639 |
607 |
652 |
661 |
712 |
717 |
686 |
695 |
747 |
752 |
834 |
429 |
|
|
|
|
|
|
675 |
725 |
731 |
702 |
711 |
716 |
684 |
733 |
742 |
797 |
802 |
770 |
779 |
836 |
842 |
924 |
475 |
|
|
|
|
|
|
786 |
841 |
848 |
816 |
827 |
830 |
799 |
852 |
863 |
922 |
929 |
894 |
905 |
966 |
973 |
1,057 |
542 |
|
|
|
|
|
При ново иницииране на проекта и започване на преговори за изпълнението и финансирането му, много е вероятно да се получат промени в много от заложените параметри във финансовия модел. В началните етапи на преговори могат да се очакват да настъпят промени в инвестиционните разходи, а след това и в други съществени параметри.
Проектът има шансове да подобри съществено финансовите си резултати и да стане финансово жизнеспособен, ако се договорят по-ниски инвестиционни разходи в началото и края на изграждането на централата и се постигнат по-високи цени на продажба на електрическа енергия. Върху цените съществено влияние ще оказва процесът на либерализация, съобразно третия и подготвения четвърти енергиен пакет. Друг фактор, който може да подобри финансовите параметри на проекта е кредитния ресурс, който е необходим за финансиране на изграждането на АЕЦ „Белене“. Предвид факта, че тези промени са подвластни на динамиката на международните финансови пазари, те също трябва да се следят и информацията от тях да се използва при актуализация на финансовия модел.
Забележка: Представените резултати от проиграването на финансовия модел на АЕЦ „Белене” са на база прогнозните пазарни цени за региона, получени преди 8 септември 2017 г. След тази дата бяха получени корекции от Възложителя, по входните данни за модела на регионалните цени на електроенергия. Това доведе до по-ниски пазарни стойности на електроенергията и в трите прогнозни сценария, които бяха получени до този момент и са използвани при изчисленията във финансовия модел за реализиране на проекта АЕЦ „Белене”. Тези стойности бяха съгласувани от екипите на БЕХ и БАН на 11.09.2017 г. Поради краткото време, това не можа да бъде направено за Дейност V, където проиграването на модела и корекциите в обяснителния текст отнемат повече дни. Съгласно наше писмо до Възложителя, с изх. № 354/12.09.2017 г. е съгласувана тази ситуация и е поет ангажимент в срок до 15 дни след 15.09.2017 г. да се предат резултатите, от проиграването на модела в Дейност V с уточнените данни. Обръщаме внимание на факта, че няма да има съществена промяна в заключенията относно финансовата ефективност на Проекта АЕЦ „Белене”, тъй като при по-ниски пазарни цени, финансовите дефицити, ще станат още по-големи.
Оценка на социални последици от различни сценарии на закриване на дружества за производство на електрическа енергия и добив на кафяви и лигнитни въглища
При реализиране на негативния сценарий – закриване на всички или на отделни дружества за производство на електроенергия, базирано на въглища, въз основа на оценки за общата (пряка, косвена и индуцирана) заетост са направени конкретни изчисления за разходите за пасивни политики за защита на доходите на освободените работници. Тези изчисления почиват на законовите разпоредби в КТ и КСО. Под внимание се вземат и разходи по компенсации, предвидени в браншовия КТД, регистриран в Изпълнителна агенция Главна инспекция по труда.
Въз основа на направените допускания са направени изчисления за броя на съкратените работници и разходите по парични обезщетения по КТ, КСО и Закона за социалното подпомагане по следните сценарии:
краен кризисен сценарий – закриване на всички дружества за производство на електрическа енергия и въглища в районите на Марица изток и Бобов дол – Перник през 2022 г. поради отказ на дерогация;
компромисен вариант - прекратява дейността на ТЕЦ – Бобов дол, Въгледобив Бобов дол, Xxxx открит въгледобив, Xxxxxx XXX и Марица 3 – Димитровград през 2022 г. по икономически и екологични причини;
прекратяване дейността на Контур Глобал МИ-3 и Контур Глобал Оперейшънс през 2025 г., поради изтичане срока на договора за задължително изкупуване на произведената електрическа енергия и намаляване дейността на Мини Марица изток, поради намалени потребности от въглища;
прекратяване дейността на Xx и Ес МИ-1 и Ей и Ес МИ-1 Сървисиз през 2028 г., поради изтичане срока на договора за задължително изкупуване на произведената електрическа енергия и съкращения в дейността на Мини Марица изток, поради намалени потребности от въглища;
прекратяване дейността на ТЕЦ Марица изток 2 през 2036 г. и закриване дейността на Мини Марица изток, поради отпаднали потребности от въглища.
Броят на съкратените работници (пряко, косвено и индуцирано заети) при различните варианти на закриване на електроенергийни мощности е показан на фиг. 5.
Фигура 5
Източник: Собствени изчисления.
Разходите за парични обезщетения, плащани от работодателите и от държавата на съкратените работници и служители от пряката, косвената и индуцираната заетост са показани на фиг. 6.
Фxxxxx
0
Източник: Собствени изчисления.
На основата на проиграните сценарии за закриване на мощности за производство на електрическа енергия на основата на въглища в районите Марица изток и Бобов дол – Перник се правят следните заключения:
Критичният (кризисен) вариант на закриване на всички мощности за производство на електроенергия и на въгледобива в районите на Марица изток и Бобов дол - Перник през 2022 г. е с най-негативни и остри социални последствия – еднократно се съкращават около 21 000 работници и служители от пряката, косвената и индуцираната заетост и струва общо 381 млн. лв. за обезщетения. Едновременно с това той е по-евтин в сравнение с кумулативните разходи в размер на 605 млн. лв. при последователно закриване на отделни мощности поради ескалацията на обезщетенията, плащани от работодателя, както и обезщетенията за безработица, пенсиите и социалните помощи, плащани от НОИ и МТСП.
Вариантът на последователно извеждане на мощности по икономически и екологически причини или пък изтичане на договорите за задължително изкупуване на електроенергия е сравнително по-приемлив от социална гледна точка. При него напрежението върху пазара на труда на локално ниво, е по-поносимо. Дори общият брой на съкратените работници и служители за целия период е по-малък поради естественото намаление на работниците в резултат на технологични нововъведения и по-плавно пренасочване или пренаемане на освободените. Кумулативно разходите за обезщетения при този варианти са по-високи поради ескалирането на работната заплата, но пък са за по-дълъг период от време и не оказват съществено влияние върху фиска. При този вариант натискът върху пазара на труда в резултат на масови уволнения е по-малък и има възможност чрез програми за алтернативна заетост този натиск да се смекчи.
В процес на разработване са „Насоки за развитие на социалната защита на уязвимите потребители при либерализация на електроенергийния пазар, допълващи предложенията на Световната банка, съдържащи се в нейния доклад „Намаляване на разпределителния ефект на регулирането на тарифата за домакинства”, за които има междинни резултати в т.ч.:
Количествено е измерен обхватът на енергийната бедност сред домакинствата в страната през 2015 г. – въз основа на 4 индикатора от т.нар. „разходен тип“ и 1 индикатор от т.нар. „субективен/консенсусен тип“. Получените оценки допълват и разширяват оценките за 2014 г. на Световната банка. Така са разширени възможностите за разработване и избор на национални дефиниции на ключови понятия, свързани с държавната политика за ограничаване на енергийната бедност.
Обосновават се варианти на работни определения за „бедност, свързана с отоплението“ и „енергийна бедност“, както и предложения за прецизиране на дефиницията за „уязвими клиенти“, подготвена от МЕ. Направени са също предложения за оптимизиране обхвата на предлаганите социални тарифи.
1 В Дейност II е отчетено нетното вътрешно потребление, вкл. технологичните загуби.
2 xxxx://xxxxxxxx.xxxxxxxxx.xxxxxx.xx/xxx/xxx?xxXX&xxXX%00000%000000%00XXXX
3 Пакета „Чиста енергия” предвижда 30% дял.
4 Включват се Гърция, Румъния, Унгария, Сърбия, Македония, Албания, Черна гора, Босна и Херцеговина, Турция, Косово.
5 „Вътрешно потребление на електрическа енергия” е брутното крайно потребление на територията на страната.
6 В алгоритъма за пресмятане не е включена печалбата за инвеститорите. Очевидно е, че при включването й дефицитите ще бъдат значително по-големи.