Газовите проекти и топлоснабдяването в Енергийната стратегия на България до 2030 г.

Няма как да не се признае, че междусистемната газова свързаност през последните няколко години направи крачка напред. Заработи и газовата борса (Газов хъб Балкан). След няколко месеца се очаква и стартът на най-напредналия газов проект – интерконекторът Гърция-България. Ролята на природния газ в енергийния сектор ще нараства през следващите години предвид отредената му роля на преходно гориво в процеса на декарбонизация. Природният газ има своето място и при осъществяване на проектите в сектор топлоснабдяване. Както и при електроенергийните проекти, така и при газовите, процесът на реализация е дълъг и затова е важно конкретизирането им в Енергийната стратегия на България до 2030 г. с хоризонт до 2050 г. Освен това трябва да се припомни, че всяка година „Булгартрансгаз“ представя пред енергийния регулатор обновен десетгодишен план. Газовият пазар ще продължи да се развива.

Газопреносна мрежа

Газопреносната мрежа на България има следните изградени и действащи междусистемни връзки с мрежите на следните съседни страни: две междусистемни връзки с Румъния („Негру Вода/Кардам“ и „Русе/Гюргево“); една връзка с Република Гърция („Кулата/Сидерокастро“); една връзка с Република Северна Македония („Гюешево/Жидилово“) и една връзка с Турция („Странджа/ Малкочлар“).

Доставяното от Руската Федерация основно количество природен газ в страната е осигурено от междусистемната връзка „Негру Вода/Кардам“ до края на 2019 г., а от началото на 2020 г. се осигурява от входната точка „Малкочлар/Странджа“.

От българска страна са осигурени технически възможности за постоянен физически обратен поток на точките на междусистемно свързване с Румъния и Република Гърция, съгласно Директива 2009/73/ЕО относно общите правила за пазара на природен газ.

Целта на капацитета в обратната посока е той да допринесе за значително повишаване сигурността на доставките при кризисни ситуации и развитие на пазара на природен газ в страната, се обяснява в стратегията.

За всички е ясно, че настоящата газова инфраструктура не е достатъчна за иначе амбициозните цели в национален и регионален план, които страната си поставя. Причините за това са много и в основата си те са политически, но това е тема на друг анализ. Затова обаче е важно ангажирането с развитието на мрежовата енергийна инфраструктура и повишаване на междусистемната енергийна свързаност  В Енергийната стратегия на България до 2030 г. с хоризонт до 2050 г. се акцентира на значението на междусистемната свързаност.

В контекста на европейските цели за изграждане на взаимосвързан и единен общоевропейски газов пазар, политиката на България за развитие на газовата инфраструктура е пряко обвързана с позиционирането на страната като един от основните газоразпределителни центрове в Югоизточна и Централна Европа, се казва в документа.

Ключови за пазарната интеграция до 2030 г. са междусистемните газови връзки с Република Гърция и Република Сърбия, участието в терминала за втечнен природен газ край Александруполис, Гърция, както и разширението на газопреносната инфраструктура на територията на България от българо-турската до българо-сръбската граница.

За реализиране на тази политика се изпълняват редица проекти от общ интерес за Европейския съюз, съгласно Регламент (ЕС) № 347/2013 относно указания за трансевропейската енергийна инфраструктура, както и проекти от общ интерес за Енергийната общност и приоритетни газови проекти в рамките на инициативата за газова междусистемна свързаност в Централна и Югоизточна Европа (CESEC), както следва:

Междусистемна газова връзка Гърция-България (IGB)

Газовата връзка е с обща дължина от 182 км и капацитет за транспортиране на природен газ от 3 до 5 млрд. м3/г. При наличие на интерес капацитетът може да бъде увеличен до 10 млрд. куб м/г. Трасето на газопровода ще бъде между гр. Комотини, Република Гърция и гр. Стара Загора, Република България. Предвижда се реализирането на проекта да приключи в синергия с проекта ТАР, като до края на 2020 г. следва да бъде изградена линейната инфраструктура, а през първото полугодие на 2021 г. газовата връзка да бъде въведен в търговска експлоатация.

Междусистемна връзка България-Сърбия (IBS)

Газовата междусистемна връзка България-Сърбия (IBS) се предвижда като реверсивна връзка, която ще свързва националните газопреносни мрежи на Република България и Република Сърбия. Тя е с обща дължина 170 км от гр. Нови Искър, Република България, до гр. Ниш, Република Сърбия, от които 62.2 км - на българска територия. Газопроводът ще създаде възможност за пренос на природен газ в двете посоки. Очакваният срок за реализиране на проекта е средата на 2022 г.

Проект за LNG терминал до Александруполис

Терминалът е с проектен годишен капацитет 6.1 млрд. куб м  и капацитет за съхранение 170 хил. куб м. Той е съвременен технологичен проект, който включва офшорно плаващо устройство за приемане, съхранение и регазифизиране на втечнен природен газ и система от подводни и наземни газопроводи за пренос на газ, чрез които природният газ се доставя в гръцката национална система за природен газ и нататък до крайните потребители. LNG терминалът се намира в стратегическа близост до газопреносната мрежа на гръцкия национален газов оператор DESFA S.A. Проектният годишен капацитет и капацитетът за съхранение на природен газ на терминала ще дадат възможност да се балансират нуждите не само на местния пазар, но и на пазарите на Република България, Румъния, Република Северна Македония, Република Сърбия и Унгария. Българската страна разглежда проекта за терминал на Александруполис като проект, който е в синергия с интерконектора Гърция-България и Трансадриатическия газопровод (TAP). Участието на България в този проект ще създаде още една реална възможност за диверсификация на източниците за доставка на втечнен природен газ в т.ч., от САЩ, Катар, Алжир и др., а в - бъдеще от Израел, Египет и др.

България участва в този проект чрез „Булгартрансгаз“ ЕАД. Дружеството е акционер с 20% дял от капитала на проектната компания, която ще реализира проекта, а „Булгаргаз“ ЕАД участва в правно обвързващата фаза на пазарен тест и резервира капацитет от 500 млн. куб м газ годишно за следващите 10 години. Очаква се търговските операции на терминала за втечнен газ да започнат през 2022 г.

Газоразпределителен център „Балкан“

Концепцията, разработена със съдействието на Европейската комисия, предвижда изграждане на газоразпределителен център на територията на България. Концепцията включва изграждането на необходимата газопреносна инфраструктура и създаването на борса за търговия с природен газ.
В контекста на европейските цели за създаване на взаимосвързан и единен общоевропейски газов пазар, изграждането на регионален газоразпределителен център „Балкан“ е в синхрон с проектите за развитие на Южния газов коридор и в пълно съответствие с плановете за развитие на газовата инфраструктура в Европа.
Като елемент от концепцията за изграждане на газоразпределителен център на територията на България, през 2019 г. беше създадена и работи борса за търговия с природен газ. Оператор на борсовия сегмент е "Газов хъб Балкан" ЕАД, дъщерно дружество на "Булгартрансгаз" ЕАД.

Разширение капацитета на ПГХ „Чирен”

Проектът е за разширение капацитета на подземното газово хранилище
ПГХ “Чирен”, като включва поетапно увеличаване на капацитета на единственото на територията на България газохранилище, с цел постигане на по-големи обеми съхраняван газ, повишени налягания в газовия резервоар и по-големи средни денонощни дебити за добив и нагнетяване. Проектът предвижда увеличаване на обема работен газ до 1 млрд.куб м и увеличаване на дебита за добив и нагнетяване до 8–10 млн. м3/ден. Проектът за разширение капацитета на ПГХ „Чирен” е проект от общ интерес за Европейския съюз, съгласно Регламент (ЕС) № 347/2013. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2025 г.

Рехабилитация, модернизация и разширение на българската газопреносна система

Проектът представлява комплексен, многокомпонентен и поетапен проект за модернизация, рехабилитация и разширение на съществуващата газопреносна инфраструктура на територията на Република България. Той се изпълнява в три времеви фази и включва следните видове дейности: модернизация и рехабилитация на компресорни станции; ремонт и подмяна на участъци от газопровода след инспекции; разширяване и модернизация на съществуващата мрежа; инспекции за установяване и характеризиране състоянието на газопроводите; внедряване на системи за оптимизиране процеса на управление на техническото състояние на мрежата.

Проектът за рехабилитация, модернизация и разширение на българската газопреносна система е проект от общ интерес за Европейския съюз, съгласно Регламент (ЕС) № 347/2013. Той е и един от седемте приоритетни газови проекта в рамките на инициативата за газова междусистемна свързаност в Централна и Югоизточна Европа (CESEC). Срокът за въвеждане в експлоатация на последната фаза се очаква да бъде през 2022 г.

Реализацията на тези проекти ще даде възможност за гарантиране сигурността на доставките на природен газ за страната и региона, като същевременно ще създаде реални условия за диверсификация на източниците и маршрутите за доставка на природен газ, както и възможност за пренос на допълнителни количества природен газ за и през Република България.

Разширението на газопреносната инфраструктура ще създаде и възможност по-голям брой общини на територията на България и крайни клиенти да получат достъп до природен газ, което от своя страна ще създаде условия за подобряване качеството на въздуха, качеството на живот и повишаване на енергийната ефективност. В тази връзка се предвижда разширяване на съществуващата газопреносна мрежа до нови региони на страната и изграждане на нови измервателни и регулиращи станции.

Диверсификация на източниците и маршрутите за доставка на природен газ

Диверсификацията на източниците и на маршрутите за доставка на природен газ е основен приоритет, чието изпълнение ще гарантира сигурността на газовите доставки за България, региона и ЕС.

Рискът за енергийната сигурност на Република България доскоро се обуславяше от зависимостта за доставки на природен газ от един източник и по един маршрут.
Затова е изключително важно изграждането на необходимата газова инфраструктура, която да осигури диверсификация на източниците и на маршрутите за доставка на природен газ. Чрез проектите, които България реализира в областта на природния газ, в т.ч. изграждането на липсващата инфраструктура, ще бъде постигната диверсификация на източниците и на маршрутите за доставка на природен газ и развитие на борсовата търговия. Това ще създаде условия за гарантиране на сигурността на доставките, постигане на либерализация на пазара на природен газ и конкуренти цени.

Изпълнението на проектите: IGB, IBS, LNG Александруполис, „Балкански Поток“, Разширение на ПГХ „Чирен и „Рехабилитация, модернизация и разширение на българската газопреносна система“ има за цел да повиши сигурността на доставките на природен газ от различни източници и по различни маршрути, да засили конкуренцията и прозрачността на пазара на природен газ в страната, което от своя страна ще има положителен ефект върху потребителите на природен газ и възможност за газифициране на индустрията и бита. Проектите ще допринесат за осигуряването на доставките на природен газ за страната и региона и интеграцията на пазара на природен газ в общия европейски енергиен пазар.

Топлоснабдяване

Развитието на сектора на топлоснабдяване в определена степен също е свързано с бъдещето на природния газ. Потенциалът за развитие на този сектор, според данните в стратегията е доста добър.

Техническият потенциал на високоефективна когенерация въз основа на настоящите регулаторни и пазарни условия възлиза на 46 627 Gwh/г (според цитираната Директива 2012/27/ЕС ), заявяват авторите на тази част от енергийната стратегия. Потенциалът за нови високоефективни когенарационни мощности е оценен на база нетоплофицираното население и климатичните показатели на районите, където то е съсредоточено при посочените в документа критерии:

население над 42 000 жители, и
топлинна консумация над 10 GWh/г.

Предвижда се в местата със съществуваща когенерация да се изградят допълнителни високо ефективни мощности, работещи на газ, като разликата до върховия товар да се покрива от котли.

Общият потенциал за изграждане на високоефективни мощности за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия в централизираното топлоснабдяване до 2025 г. е 355 MW, от които 235 MW са нови мощности и 120 MW - заместващи мощности, посочват авторите, подготвили тази част от енергийната стратегия.

Потенциалът за производство на топлинна енергия в нови когенерационни инсталации може да се реализира основно чрез:  преминаване от разделно топло производство към високоефективно комбинирано производство; преминаване от паров цикъл на Ренкин към комбиниран газо-паров цикъл;  потенциал при използването на отпадъци.

Въз основа на тези данни екипът е предвидил и определени действия за осъществяване на посочените намерения.  Те предвиждат актуализиране на Всеобхватната оценка на потенциала за прилагане на високоефективното комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия и на ефективни районни отоплителни и охладителни системи в страната ни в съответствие с европейските изисквания за енергийната ефективност и при насърчаване на използването на енергия от възобновяеми източници.

Предвижда се и осигуряване развитието на високоефективно комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия с разглеждане на възможности за производство на енергия за охлаждане. Както и участие на топлофикационните дружества в предоставените възможности за модернизиране на производствените мощности и топлопреносната мрежа (чрез дерогацията по чл. 10 в и Модернизационния фонд и по чл. 10г от Директива 2018/410/ЕС).

Заложено е и използване на екологосъобразни горива за производството на енергия в съществуващите топлофикационни дружества и при изграждането на нови мощности, включително използване на енергия от ВИ, отпадна топлина и студ.
Също така стимулиране изграждането на локални районни отоплителни и охладителни системи в населени места, както и използването на микроагрегати за комбинирано производство на енергия, монтирани в жилищни сгради.
Разбира се има и мерки и действия за присъединяване на нови потребители на топлинна енергия и/или енергия за охлаждане към съществуващите топлопреносни мрежи и продължаване на процеса по намаляване на загубите при преноса и разпределението на топлинна енергия.

Предвижда се и осигуряване присъединяването на производители на топлинна енергия и енергия за охлаждане от възобновяеми източници  към съществуващите топлопреносни мрежи и изкупуване от топлопреносното предприятие на произведената от друг производител енергия, когато това е технически възможно и икономически целесъобразно.

Очакването е през следващите години амортизираните парни турбини в топлофикационните дружества да бъдат заменени с високотехнологични инсталации с паро-газов цикъл и газобутални двигатели, с което ще се увеличи общата ефективност на централите. В резултат на това, освен че ще се увеличи експлоатационната сигурност на топлофикационните централи и ще се намалят емисиите от азотни оксиди, ще се подобри и технологичното съотношение на електропроизводство към топлопроизводството (при запазване на топлинния товар).