СВОБОДЕН ВЪТРЕШЕН 

ПАЗАР НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ 

В БЪЛГАРИЯ

Презентатор: 

Тодор Ангелов

•

Свободния вътрешен пазар на 

електроенергия стартира 2004г в 

България с първия график между 

Юмикор Мед  и АЕЦ „Козлодуй” .

•

Ототгава до днес, единствената 

промяна е, че се  премина от седмични 

към дневни графици.

•

В оперативно измерение, по данни на 

ЕСО, за 2010г търгуваната енергия по 

вътрешни графици  е 14,5% от  общото 

потребление.  
(515Мвтч от 3566Мвтч средно часов 

нетен товар)

•

За 7г свободния пазар нараства с 

темпове по­малки от  2% годишно.

Институциите, призвани да развиват 

пазара на ел.енергия, правят всичко 

възможно да бюрократизират и 

запазят статуквото по начин, който да 

не позволи развитие и ликвидност на 

пазара, въпреки че се твърди точно 

обратното.

Ако трендът се запази след около 50г 

ще имаме напълно свободен вътрешен  

пазар на енергия в България.

ПРЕГЛЕД НА ПАЗАРА КЪМ  1 

ЯНУАРИ 2011г

•

Към днешна дата има официално 

регистрирани 154 търговски участници, 

от които  на вътрешен пазар работят 

около 11 търговеца и около 85 

потребителя.

•

Общата заявена енергия от потребители 

по почасови графици ­ 4 518 873 MWh.

•

Средно почасово търгувани количества 

по графици – 515 Mw/h

•

Директни киенти на АЕЦ Козлодуй и МИ2 

– около 130Mw/h 

•

Дял на АЕЦ Козлодуй в доставките на 

вътрешен пазар – около 70%

•

Дял на МИ2 в доставките за вътрешен 

пазар – около 25%­30%

•

Дял на ТЕЦ СВИЛОЗА и Енерго Про в 

доставки за вътрешен пазар  ­ под 2%

•

Енергиен излишък ­  230252 MWh

•

Енергиен недостиг­72823  MWh 

•

Средна  девиация по графици: 
+5,04% , ­1,55%

•

 Средно оскъпяване на цената за 

потребителите от дебаланс:  +3,50 

лв/Мвтч

•

Средна продажна цена към потребители:  

70,20 лв/Мвтч

•

Средна покупна цена:  69,40 лв/Мвтч

•

Бруто търговски марж на портфейла: 

0,80 лв/Мвтч

•

Среден  % на разходи по дейността:  около 

40%

•

Среден размер на печалба  на  1Мвтч за 

търговци:  0,40лв­0,50лв

•

Средна възвръщаемост на вложен собствен 

капитал:  0,65%

•

Средна икономия за потребители ВН при 

работа на Вътрешен пазар:  около 14,00 

лв/Мвтч

•

Средна  икономия на потребители Ср.Н  

присъединени към ЕОН:  около 8,00 лв/Мвтч

•

Средна загуба за потребители Ср.Н 

присъединени към ЕВН и ЧЕЗ:  около  ­ 4,50 

лв/Мвтч

•

Потребители с  консумация  над  1/3   

през нощните часове  не могат да 

участвуват на пазара, поради 

субсидираното ниво на цените за 

нощна енергия.

•

Потребители на ниво НН не могат да 

участвуват на пазара, поради 

технически и формални причини. 

ЗАЩО ВЪТРЕШНИЯ ПАЗАР НЕ 

СЕ РАЗВИВА ?

1. Процедура за лицензиране  и 

изискването на гаранции, направени 

по начин който да пречи за 

конкуренцията на пазара и да спира 

влизането на нови търговски 

участници.

Пример:

Ако фирма „Х” желае да стане търговец на 

ел.енергия и да търгува 10Мвт/ч, тя трябва да 

инвестира:

•

150 000 лв в специална сметка към ДКЕВР

•

100 000лв за разходи за лицензиране, други 

гаранции и изготвяне на бизнес план

•

6 000 000 лв за револвираща гаранция към НЕК 

ЕАД ( 12 х 500 000)

•

90 000 лв за последващи гаранции по пренос и 

достъп, независимо че няма да реализира износ.

•

Тотал:  6 340 000 лв

•

Един търговски участник трябва да 

вложи капитал, малко по­малък от 

изискванията за банка, за да бъде 

допусна до пазара. Очевидно е 

противоречието със всички принципи за 

свободен достъп до пазара, конкуренция 

и  т.н.

•

Процедурата от ДКЕВР за лицензиране е 

тежка, неработеща и неактуална.  Тя 

трябва да бъде премахната  и да няма 

капиталови бариери пред фирмите.

2. 

Ниско 

ликвиден 

пазар 

и 

възвръщаемост, по­ниска от това да се 

сложат  парите  в  Банка  и  да  не  се 

извършва никаква дейност.

Пример: 

•

Фирма „Х” вече се е лицензирала на 

пазара и продава 10Мвт/ч на 

потребител.

•

При продажба на 10Мвт/ч фирмата ще 

спечели около:  39 000 лв.

•

Ако се вложи същата сума пари в 

Банка, при актуални лихви от 7,5% :  47 

500 лв.