Предложение от „Асоциацията на производителите на екологична енергия“ за изменение и допълнение на Проект на Наредба за регулиране на цените на електрическата енергия.
Чл. 8. (1) Необходимите годишни приходи за съответната дейност по лицензията
включват признати от комисията икономически обосновани разходи и възвръщаемост на
капитала, изчислени по следната формула:
НП = Р + (РБА*НВ) ,
където:
НП са необходимите годишни приходи;
Р – годишни разходи за дейността по лицензията;
РБА – призната от комисията регулаторна база на активите;
НВ - определената от комисията норма на възвръщаемост на капитала за
регулаторния период.
Да се допълни текста с дефиниция за начина на определяне на нормата на възвръщаемост на капитала.
Посочената норма на възвръщаемост е целева и както е записано „се определя от комисията за определен регулаторен период”. Липсата на дефиниция и критерии за начина на определянето й поражда редица неясноти.
Доколкото самата норма е целева, то начинът и на определяне трябва да бъде ясно дефиниран. Обратния подход води до непрозрачност и възможност за скрито подпомагане на отделни участници на енергийния пазар, както и до злоупотреби.
Липсата на подобна дефиниция поражда и неравнопоставеност между участниците на енергийния пазар, доколкото в практиката комисията налага различни целеви норми на възвръщаемост на различните участници.
Механизма за определяне на нормата на възвръщаемост следва да отразява различни фактори и обстоятелства характерни за самия вид дейност, както и специфични пазарни фактори имащи влияние върху всички участници на пазар.
Подобен модел за определяне на нормата на възвръщаемост е моделът на оценка на капиталовите активи, който отразява както общия пазарен риск така и специфичния такъв.
чл.9, ал.2, т.3
Чл. 9. (1) Видовете разходи, пряко свързани със съответната лицензионна дейност, които се включват при образуването на цените се разделят в две основни групи: условно-
постоянни разходи и променливи разходи според връзката им с количеството електрическа
енергия и/или осигуряването на услугата. Във всяка от посочените групи, разходите се
посочват и по икономически елементи.
(2) За целите на ценовото регулиране, в състава на признатите от комисията разходи не се включват разходи, които не са свързани със съответната лицензионна дейност, финансови разходи и такива, които имат случаен и/или извънреден характер, както и:
1. разходи свързани с продажба на енергия по свободно договори цени;
2. данъци, свързани с корпоративното подоходно облагане на печалбата;
3. разходи за санкции и/или глоби, наложени от държавни или общински органи или от комисията;
4. разходи, свързани с неустойки и други плащания, в следствие на
неизпълнение по сключени договори, лихви за забавяне;
5. надбавката, дължима по чл.8
6. разходи за бъдещи периоди, които са част от отчета за доходите;
7. разходи за загуби от обезценки, текущи разходи за начислени провизии за
задължения по смисъла на чл.38 и чл.39 от ЗКПО;
8. разходи по чл. 204 на ЗКПО, както и разходи за начислен данък върху тях по
чл.216 от ЗКПО;
9. текущи разходи или задължения за намаляване на отчетната стойност на
стоково-материалните запаси;
10. разходи за дарение и неизползвани отпуски;
11. всички други разходи, за които липсва аргументирана технико-икономическа или друга обосновка от енергийното предприятие.
12. разходи за които комисията обосновано приеме, че не са в интерес на клиентите или разходи, които не са необходими за изпълнение на лицензионната дейност.
Към чл.9, ал. 2, т.3 да се добави и следния текст:
3. разходи за санкции и/или глоби, наложени от държавни или общински органи или от комисията, включително по чл. 307а от Наказателния кодекс, и други санкции за нарушаване на нормативни актове, лихвите за просрочие на публични държавни или общински задължения.
Предложения текст е залегнал в разпоредбите на Закона за корпоративно подоходно облагане и доколкото е задължителен за изпълнение от всички дружества осъществяващи стопанска дейност в страната, следва да бъде отнесен и към участниците на енергийния пазар.
чл.9, ал 2, т.9, т.10 и т.11
(2) За целите на ценовото регулиране, в състава на признатите от комисията разходи не се включват разходи, които не са свързани със съответната лицензионна дейност, финансови разходи и такива, които имат случаен и/или извънреден характер, както и:
1. разходи свързани с продажба на енергия по свободно договори цени;
2. данъци, свързани с корпоративното подоходно облагане на печалбата;
3. разходи за санкции и/или глоби, наложени от държавни или общински органи или от комисията;
4. разходи, свързани с неустойки и други плащания, в следствие на неизпълнение по сключени договори, лихви за забавяне;
5. надбавката, дължима по чл.8
6. разходи за бъдещи периоди, които са част от отчета за доходите;
7. разходи за загуби от обезценки, текущи разходи за начислени провизии за задължения по смисъла на чл.38 и чл.39 от ЗКПО;
8. разходи по чл. 204 на ЗКПО, както и разходи за начислен данък върху тях по чл.216 от ЗКПО;
9. текущи разходи или задължения за намаляване на отчетната стойност на
стоково-материалните запаси;
10. разходи за дарение и неизползвани отпуски;
11. всички други разходи, за които липсва аргументирана технико-икономическа или друга обосновка от енергийното предприятие.
12. разходи за които комисията обосновано приеме, че не са в интерес на клиентите или разходи, които не са необходими за изпълнение на лицензионната дейност.
9. разход за начислен данък или ползван данъчен кредит по реда на Закона за данък върху добавената стойност, когато разходът от стопанската операция, с която е свързан данъкът върху добавената стойност, не е признат за данъчни цели;
10. разходи за дарения, с изключение на тези по чл. 31 от Закона за корпоративното и подоходно облагане;
11. разходи, които представляват скрито разпределение на печалбата по смисъла на §1, т.5 от Закона за корпоративно подоходно облагане;
12. разходи за подкуп и/или прикриващи подкуп на длъжностно лице или на чуждо длъжностно лице по смисъла на чл. 26, т.ч2 от ЗКПО;
Предложените текстове са залегнали в разпоредбите на Закона за корпоративно подоходно облагане и доколкото са задължителни за изпълнение от всички дружества осъществяващи стопанска дейност в страната, следва да бъдат отнесени и към участниците на енергийния пазар.
Чл.11, ал.4, т.1
(4) Добавката за зелена енергия се определя като разлика между разходите за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници, изчислени по
преференциални цени и разходите за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници по базисна цена.
1. Базисната цена се определя като средно-претеглена прогнозна цена на енергията,
произвеждана от кондензационни централи и ВЕЦ над 10 МВт за съответния ценови период.
Предлагаме да се промени начинът за изчисление на изчисляване на базисната цена на електрическата енергия. Дефиницията по т.1 се променя по следния начин:
1. Базисната цена се определя като сума от средно-претеглена прогнозна цена на енергията, произвеждана от кондензационни централи и ВЕЦ над 10 МВт за съответния ценови период, цена за достъп до преносната и разпределителната мрежа за производителите на електрическа енергия от възобновяеми източници, ползващи преференциални цени, добавката за енергия от високоефективно комбинирано производство и добавката за невъзстановяеми разходи;
Съществуващата към момента дефиниция за определяне на базисната цена на електрическата енергия не отразява коректно реалностите на енергийния пазар.
Прилагането и в този вид в механизма за определяне на добавката за зелена енергия води до следните негативни последици:
•изкривява се стойността на самата добавка;
•натоварва излишно крайния потребител;
•скрито се подпомага текущата дейност на ОД и КС.
Чл.12.
Чл. 12. (1) Утвърдената от комисията регулаторна база на активите, придобитивъзмездно от енергийното предприятие и пряко свързани с лицензионната дейност, е
признатата стойност на активите, върху която енергийното предприятие получава
възвръщаемост от вложения капитал и включва следните елементи:
РБА = А – Ф – Ам + ОК + И ,
където:
РБА е регулаторната база на активите;
А - признатата стойност на активите, които се използват и имат полезен живот, определена на базата на цената на придобиването им;
Ф - стойността на активите, които са придобити чрез финансиране или по
безвъзмезден начин, в т.ч. по грантови схеми, дарения, помощи, от клиенти и др.;
Ам - амортизацията, определена за регулаторни цели, за периода на използване на възмездно придобитите активи за извършване на лицензионната дейност и изчислена чрез прилагане на линеен метод.
ОК - необходимият оборотен капитал, изчислен като необходимата средногодишна
капиталова сума, използвана в процеса на финансиране дейността на дружеството;
И - прогнозен размер на инвестициите, одобрени от комисията, които ще бъдат
извършени през регулаторния период, в случаите на регулиране по чл. 4, ал. 2, т. 2.
(2) Призната стойност на активите ( А ) е приетата от комисията отчетна стойност на активите към края на базисната година, които се използват и са свързани пряко с дейността по лицензията.
(3) В признатата стойност на дълготрайните (нетекущи) активи ( А ) не се включват:
2. активи, отчетени по силата на договор за финансов лизинг, ако не са свързани с пряката лицензионна дейност;
3. активи, несвързани с лицензионната дейност (в т.ч. почивни станции други
социални обекти) и/или отдадени под наем, консервирани, изведени от експлоатация и др.;
4. стойност на активи, придобити през предходния регулаторен период, надвишаваща
пазарните нива за подобни или аналогични активи, в т.ч. преоценени активи.
(4) Разходите за амортизации се изчисляват на основата на обоснован от дружеството и признат от комисията технически и икономически полезен живот на активите, чрез прилагане на линеен метод на амортизация.
(5) Оборотния капитал като част от РБА се изчислява на основата на т. нар. „Нетен цикъл на оборотния капитал, на база дните, за които дружеството възвръща изразходваните парични средства, за осигуряването на услугите чрез получаването на съответните
постъпления. Оборотният капитал за регулаторни цели се определя като утвърдена от комисията част от годишните парични разходи за лицензионната дейност. Елементите,
формиращи оборотния капитал, са: нетни приходи от продажби на електрическа енергия с отложено плащане, парични разходи за дейността, вземания от клиенти и доставчици (не се включват несъбираемите вземания), материални запаси и задължения към доставчици и
клиенти отнасящи се за регулираните дейности в съответствие с годишните финансови отчети на дружеството.
(6) В случай, че дружеството не представи информация и необходимите документи по предходната алинея или комисията приеме направеното проучване за необходимата
стойност на оборотния капитал за необосновано, оборотният капитал се определя като не по-висока стойност от 1/8 от утвърдените годишни оперативни парични разходи за
лицензионната дейност, като не се включват разходи за амортизации и разходи за обезценка на несъбираеми вземания.
(7) Инвестициите, които ще бъдат извършени през регулаторния период се представят по години, като в тях не се включват инвестиции, чрез които се създават или придобиват активи по смисъла на ал. 2 и ал. 3.
(8) Енергийните предприятия регулирани чрез методите по чл. 4,
ал. 2, т. 2 представят за утвърждаване подробно обосновани инвестиции по години, по направления и групи
обекти в съответствие с приета от комисията методика за отчитане на изпълнението на целевите показатели за качество на електрическата енергия и качеството на обслужването.
(9) Обосновката на предложените за утвърждаване инвестиции включва постигането на конкретни цели, по отношение на осъществяването на лицензионната дейност, в т.ч.
развитие и подобрение на мрежите, повишаване на сигурността на доставките, намаление на
технологичните разходи и други цели.
(10) Комисията може да включва в регулаторната база на активите инвестиции въз основа на представен подробен отчет и анализ от енергийното предприятие за изпълнението им и постигнатите резултати по отношение на качеството на енергията и обслужването на
клиентите, както и на промените на ефективността.
Да се измени ал.1
РБА = А – Ф – Ам + И - Птпр
Да се добави:
Птпр – Приходите от Такса присъединяване.
Предлагаме да се премахне възможността в случай, че електропреносните и електроразпределеителните дружества не представят необходимите информация и документи за изчисляване на оборотния капитал да се признават като оборотен капитал 1/8 от утвърдените годишни оперативни парични разходи за лицензионна дейност.
Доколкото оборотния капитал е категория свързана на обслужване на текущите активи и пасиви на едно дружество, т.е. няма пряка връзка с инвестиционната дейност, то оборотния капитал няма място в равенство отразяващо дългосрочна инвестиционна дейност. Прогнозния размер на инвестициите следва да отразяват капитала необходим за финансиране на инвестициите. Дефиницията в ал.5 на същия член описва дейност, която по същество е оперативна, а не инвестиционна.
Електропреносните и електроразпределеителните дружества правят инвестиционни разходи за изграждане на активи свързани с лицензионната дейност, които намират отражения в първия компонент на формулата. Независимо от този факт, платимите от потребители и производители такси за присъединяване реално директно компенсират направените от електропреносните и електроразпределеителните дружества разходи за изграждане на активи свързани с лицензионната дейност. Подари този факт, за да не се получава два пъти отражение на инвестиционните разходи във формулата е необходимо от регулаторната база на активите следва да се извади и сумите получени като такса присъединяване.
Необосновано звучи текста на въпросната алинея. В случай, че електропреносните и електроразпределеителните дружества не представят необходимите информация и документи за изчисляване на оборотния капитал, не следва като цяло във формулата за определяне на РБА да участва размер на ОК. Признаването на 1/8 от утвърдените годишни оперативни парични разходи за лицензионна дейност би могло да постави дружествата в привилегирована позиция спрямо потребителите. В рамките на лицензионните задължения на дружествата е представянето на всички необходими документи.
Чл.13, ал.4
(4) Комисията определя нормата на възвръщаемост на капитала при отчитане на фактори, като: безрискова доходност, сравнения с други предприятия с подобна степен на
риск, достъп до финансиране, текущи финансови и икономически условия в страната, алтернативна цена на капитала, специфичен риск на предприятието, финансова политика и
капиталова структура на предприятието, финансова история на предприятието.
Текста на чл. 13 (4) следва да се разшири и конкретизира начинът на определяне на нормата на възвръщаемост, като се наблегне на начина на дефиниране на факторите, които влияят при определянето й.
Съществуващия към момента текст е твърде общ, неясен и поражда неясноти и като цяло допринася за затвърждаване на впечатлението за непрозрачността на работата на комията.
Чл.13, ал.5
(5) Комисията определя целева пазарна цена на привлечения капитал, на основата на статистически данни за пазарните й величини и/или официално публикувана прогнозна информация.
Текст на чл.13 (5) следва да се разшири и конкретизира, с цел определяне точно кои статистически данни за пазарната величина на привлечения капитал взема под внимание комисията при определяне на целевата пазарна цена на привлечения капитал и за какъв период от време. В случаите на използване на прогнозни данни – да се дефинира за какъв период от време са прогнозните данни.
Съществуващия към момента текст е твърде общ, неясен и поражда неясноти и като цяло допринася за затвърждаване на впечатлението за непрозрачността на работата на комисията.
Чл.19.
Чл. 19. Преференциалните цени за изкупуване на електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници с изключение на енергията, произведена от водноелектрически централи с инсталирана мощност над 10 MW, се определят от комисията ежегодно в срок до 30 юни или когато в резултат на извършен анализ на ценообразуващите елементи се констатира съществено изменение на някой от тях.
Текстът следва да се коригира в съответствие с § 1, т.28 от Допълнителните разпоредби на Закона за енергията от възобновяеми източници. В случай, че текста се запази в този му вид в Допълнителните разпоредби към наредбата, следва да се добави т.24 в която да се дефинира, че под „съществено изменение ценообразуващ елемент” се има предвид разлика с повече от 10 на сто между стойността на ценообразуващия елемент към датата на анализа и стойността му към датата на решението.
Така изписания текст е в противоречие на направените промени в Закона за енергията от възобновяеми източници, съгласно които, освен ежегодната промяна на цените в срок до 30 юли, комисията може да ги променя при констатиране на промяна по-голяма от 10% на някой от ценообразуващите елементи ("Съществено изменение на ценообразуващ елемент" е такова изменение, при което се констатира разлика с повече от 10 на сто между стойността на ценообразуващия елемент към датата на анализа и стойността му към датата на решението”).
При неприемане на направеното предложени ще бъде затруднено прилагането на наредбата, поради наличие на колизия между различни по ранг нормативни актове.
Чл.20, ал.1,
т. 10, т.11, т. 12
Чл. 20. (1) Преференциалните цени на електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници, с изключение на енергията, произведена от водноелектрически централи с инсталирана мощност над 10 MW, се определят, като се вземат предвид следните ценообразуващи фактори:
1. инвестиционните разходи;
2. нормата на възвръщаемост;
3. структурата на капитала и на инвестицията;
4. производителността на инсталацията според вида на технологията и използваните ресурси;
5. разходите, свързани с по-висока степен на опазване на околната среда;
6. разходите за суровини за производство на енергия;
7. разходите за горива за транспорта;
8. разходите за труд и работна заплата;
9. другите експлоатационни разходи.
Нова
Нова
Нова
Към така посочените критерии при определяне на преференциалните цени на електрическата енергия от ВИ следва да се прибавят и:
10. цената за достъп до преносната и разпределителната мрежа за производителите на електрическа енергия от възобновяеми източници, ползващи преференциални цени;
11. цената за присъединяване платима от производителите на електрическа енергия от възобновяеми източници. Към цената за присъединяване следва да се приложи и коефициент, който да отразява цената на привлечения или собствен капитал, посредством който се финансира заплащането на цената, в случаите, когато между момента на плащане на таксата и момента на започване на производство има повече от една година;
12. разходите произтичащи от прилагането на правилата за търговия на електрическа енергия.
С оглед равнопоставеността между всички участници на енергийния пазар и необходимостта цената на електрическата енергия както за производители, така и за потребители на електрическа енергия да отразяват максимално точно обективната действителност, е наложително да се направят предложените промени.
Без отражението на тези разходи в методиката за определяне на преференциалните цени на електрическата енергия от ВИ, реално скрито и неправомерно се намалява, и без това, твърде ниската целева норма на възвръщаемост прилагана за тези проекти
Чл. 20, ал.2
(2) При определянето на преференциалните цени на електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници, се използват стойности на посочените в ал. 1 ценообразуващи фактори, които комисията определя на основата на официални източници и на международния опит и коригирани в съответствие със специфичните за Република България обстоятелства.
Наложително е да се дефинират „официалните източници”, на който ще се позовава комисията при определянето на преференциалните цени, както и да се определи механизмът по който посредством международния опит ще се коригират специфичните за Република България обстоятелства.
Практиката до момента показва, че всяка една промяна на преференциалните цени бе правена без наличието на обосновани аргументи, при ползване на съмнителни източници на данни и при прилагане на параметри приложими за международните пазари, но не и отразяващи българската действителност (прилагане на процент инфлация на експлоатационните разходи, валиден за страни в ERM зоната).
