Десетгодишният план на ЕСО допуска максималното брутно електропотребление в страната към 2033 г. от 41 450 GWh и 50 % дял на ВЕИ

Електроенергийният системен оператор публикува за обществено обсъждане  обновеният „План за развитие на преносната електрическа мрежа в България за периода 2024 г.– 2033 г.“.  За отбелязване е, че този десетгодишен план, за разлика от разглежданите през предходните години дава малко по-различна картина като стъпва на новите реалности, свързани с политиката за енергийна ефективност и навлизането на нови технологии. Променените реалности в развитието на енергийните пазари на практика водят и до обрат – страната ни от износител на електроенергия се превръща във вносител на такава, отчитат авторите като подлагат на анализ новите моменти и тенденции, въз основа на които и градят прогнозите. Документът анализира в достатъчна степен гъвкавостта на електроенергийната система от гледна точка на плановете за затваряне на въглищните централи, изграждането на ВЕИ, нови ядрени мощности и възможностите за управление на системата, така че да бъде запазен балансът й, а и да се развива капацитетът на мрежата с оглед на общия електроенергиен пазар.

Десетгодишният план на ЕСО  отчита, че енергийната ефективност и новите технологии, в частност възобновяемите енергийни мощности „създадоха микс от фактори, влияещи по различен начин върху електропотреблението в страната. Това затруднява в значителна степен определянето на корелационните зависимости. През последните години не се наблюдават ясно определени тенденции в брутното електропотребление, дори то да бъде приведено към нормални средномесечни температури“, посочват авторите, изготвили десетгодишния план.

След общественото обсъждане, което продължава до 17 април, Десетгодишният план на ЕСО ще бъде внесен в КЕВР.

Електропотребление и сценарии

В документът се подчертава, че изложените в разработката очаквания за развитие на електрическите товари и производствени мощности, са базирани на съвременни методи за прогнозиране. Използвана е информация за развитие на електропотреблението и производствените мощности, предоставена от електроразпределителните и електропроизводствените дружества. Уточнява се също така, че „Планът за развитие на преносната електрическа мрежа на страната за периода 2024 г. -2033 г. не съдържа референтни сценарии, основани на Интегриран план в областта на енергетиката и климата на Република България (НПЕК)1 , тъй като към края на февруари 2024 г. все още няма актуализация на НПЕК. Поради това в настоящия план като референтен сценарий се разглежда проекта на стратегията за устойчиво енергийно развитие (ПСУЕР) на Министерството на енергетиката“ .

Два основни сценария за развитие на електропотреблението: максимален и минимален залага Електроенергийният системен оператор (ЕСО). Към тях е добавен и сценарият на Проекта на стратегията за устойчиво енергийно развитие (ПСУЕР) на Министерството на енергетиката (ПСУЕР).

Сценарий ПСУЕР

В съответствие с Европейските цели за декарбонизация в перспектива до 2050 г., в проектът на стратегията е заложен плавен ръст на електропотреблението, вследствие заложената електрификация в секторите отопление, транспорт и промишленост, в т.ч. добив на зелен водород. През 2033 г. брутното потребление на електроенергия се очаква да достигне 41 400 GWh.

Максимален сценарий

Този сценарий за брутното електропотребление без помпи съвпада с тренда на референтния такъв за крайното електропотребление в страната на Европейската комисия за периода 2015- 2025 г. и почти съвпада със сценария на ПСУЕР. Предвижда се увеличаване на електропотреблението с умерени темпове. При разработването на този сценарий е заложено забавяне в прилагането на различни иновативни мерки за повишаване на енергийната ефективност. Към 2033 година се очаква брутното потребление да достигне 41 450 GWh.

Минимален сценарий

При този сценарий е предвидено задържане на нивото на електропотреблението (без помпи) за целия период, поради по-интензивно прилагане на мерки за енергийна ефективност. През 2033 година брутното електропотреблението достига 37 950 GWh.  .

За периода 2024-2033 г. съгласно инвестиционните намерения и сключените договори са планирани за изграждане общо 19 314 МW нови мощности, 17 529 MW от които са ВЕИ, е записано в частта „Анализ на производствените мощности“, базиран на изразените от производствените дружества инвестиционни намерения.  За сравнение, към края на 2023 г. съществуващите ВЕИ са както следва: ВЕЦ (без помпи) 2 350 MW, вятърни централи – 705 MW, фотоволтаични мощности – 2 879 MW, биомаса и биогаз – 77 MW.

Уточнява се, че независимо от получената информация, планът за развитие на мрежата се основава на заложените инсталирани мощности в ПСУЕР. В тази връзка са отразени и разликите между актуалните инвестиционни намерения на производствените дружества и проекта на стратегията.

Авторите на настоящия вариант на Десетгодишния план на ЕСО и този път са внимателни по отношение на нови ядрени мощности. „В проекта на стратегията на Република България, са предвидени нови ядрени мощности извън обхвата на настоящия план. Тъй като мащабът на тези мощности е концентриран, а не децентрализиран като ВЕИ, то влиянието им е съществено върху развитието на електропреносната мрежа и изисква значителни и продължителни предпроектни проучвания и съгласувателни процедури“, напомнят те.

Прогнозните брутни мощности и баланси залагат на два сценария – референтен и алтернативен.

Залагайки на пазарно моделиране, авторите на Десетгодишния план на ЕСО разглежда различните варианти за работата на съответните централи и

„Пазарното моделиране показва, че страната ни от основен износител през последните две десетилетия ще покрива потреблението си, чрез внос на по-конкурентна цена. От пазарното моделиране на мощностните и електроенергийния баланси е видно, че въглищните централи изпитват изключителен пазарен натиск, най-вече поради големите разходи за въглеродни емисии. Това допълнително ще усложни управлението на баланса между производство и потребление в рамките на страната“, се констатира в документа, като се очертават техническите и финансови проблеми.

„ПСУЕР предвижда въглищните централи да не се затварят и да остане състав, който да се активира при необходимост с максимално годишно производство до 9 TWh, което постепенно от година на година да намалява до 2 TWh. На практика обаче, без финансов механизъм за подкрепа, въглищните централи няма да произвеждат електроенергия по икономически причини. Този ефект е осезаем от средата на 2019 година и оттогава повдига въпроса за диверсификация и гарантиране на сигурността на електроенергийната система, чрез собствени енергийни ресурси.

Мощностните баланси показват драстична диспропорция при възможностите за покриване на вътрешното потребление и евентуален износ на електроенергия. През зимните месеци ще се разчита на внос на по-конкурентна цена, а през летния сезон има значителна остатъчна разполагаемост за производство, но реализацията на износ е в пряка зависимост от производството на ВЕИ, особено на фотоволтаични електроцентрали (ФЕЦ). Реализацията на тази остатъчна разполагаемост за производство като износ може да се осъществи, при наличието на добри прогнози за почасовото електропроизводство от ВЕИ и прилагането на експертни икономически стратегии, в т.ч. дългосрочни договори, при участие на местните производители на регионалните електроенергийни пазари. В противен случай не само няма да се реализира възможния износ, но при по-конкурентно участие на чужди пазарни участници може да се реализира и внос“.

Прогнозираното електропроизводство от ВЕИ се базира на заложените инсталирани мощности в ПСУЕР, изготвен от Министерство на енергетиката, но е съобразено със средностатистическото производство от последните години при нормални климатични условия и отчитайки, че производството от ПАВЕЦ не е възобновяема електроенергия.

При приетото развитие на производството от ВЕИ се предвижда към 2033 г., то да надхвърли 50% от прогнозираното брутно електропотребление в страната, се посочва в Десетгодишния план на ЕСО. В същото време се посочва, че трябва да се има предвид, че при реализиране на електропотребление близко до минималния вариант  делът на ВЕИ в крайното брутно електропотребление ще се увеличи. Провеждането на мерки за енергийна ефективност ще подпомогне осъществяването на по-амбициозни индикативни цели, т.е. вместо инвестиции в изграждането на нови ВЕИ да се реализират допълнителни инвестиции за намаляване на енергийния интензитет.

Алтернативният сценарий, разглеждан в Десетгодишния план на ЕСО стъпва на оценката за ресурсна адекватност от 2023 г. и е изграден въз основа на ПСУЕР чрез добавяне на газ като преходно гориво (ГПГ) - чрез нови газопарови електрически централи (ГПЕЦ), за които в бъдеще газът може да бъде смесен с 10% водород. ГПГ се прилага за 2028 г. и 2033 г., съответно с 1000 MW и 1500MW нетна мощност в ГПЕЦ.

Авторите на Десетгодишния план за развитие на електропреносната мрежа анализират и възможностите за управление и маневреност на производствените мощности в частност АЕЦ и ТЕЦ.

„Термичните централи, предоставящи допълнителни услуги в денонощен разрез, гарантират сигурната работа на ЕЕС и сигурността на електроенергийните доставки. На практика тези централи са определящ фактор за надеждността на всяка ЕЕС, респективно за жизнеността на всеки електроенергиен пазар. За разлика от централите, участващи в регулирането на честотата и обменните мощности, блокове 5 и 6 на АЕЦ "Козлодуй" произвеждат ниска по себестойност електроенергия, но не предоставят вторично регулиране по технологични съображения. Това създава определени трудности при покриване на баланса на ЕЕС, в периодите на минимално натоварване и при наличие на принудено производство от ВЕЦ и ВЕИ. Тези трудности се проявяват през пролетта, при голямата приточност в комплексните язовири и принудената работа на ВЕЦ през пролетното пълноводие. С ускореното навлизане на ВЕИ и липса на промишлен товар в страната, опасността от принудително пазарно ограничаване работната мощност на АЕЦ през определени периоди в годината тепърва ще се увеличава, ако не се реализират дългосрочни договори за доставка“, констатират авторите на Десетгодишния план на ЕСО. На анализ е подложено масовото навлизане на ВЕИ, които са с променлив характер на производство и възможностите им за замествате на ТЕЦ.

„Географското положение на нашата страна, не позволява пълното заместване на кондензационните въглищни централи с ВЕИ и батерии, въпреки значителното нарастване на този вид инсталирани мощности. Не е възможно захранването на тежка индустрия и производства с електродъгови пещи с електроенергия от ВЕИ и батерии, заради променливия първичен ресурс и конструктивните особености на тези генериращи източници“, посочват авторите. В тази връзка се разисква сигурността на мрежата,  нарастващите услуги за балансиращите е резервиращи мощности, включително същественото увеличаване на инвестиционните разходи.

„След извеждането от експлоатация на блоковете в големите кондензационни ТЕЦ, българската ЕЕС ще загуби способността си за възстановяване чрез собствени генериращи източници“, се констатира в документа, който разглежда и варианта за газови централи.

„За да се гарантира достатъчно и гъвкаво развитие на производствените мощности, е необходимо да се предприемат допълнителни мерки. Някои от тези мерки, които са приоритет на ЕСО и БНЕБ, са пазарни и вече са реализирани, а други предстои да се реализират в близките години“, се казва в документа. В частност става въпрос за присъединяване към съответните пазарни обединения.

За целта се предлагат и възможните допълнителни решения - от осигуряване на механизъм за непрекъсната работа на минимален състав от кондензационни въглищни блокове, чрез цената за достъп до изграждане на газо-парови мощности, като е необходима икономическа оценка, отчитайки себестойността на газта и възстановяване хидроагрегатите на ПАВЕЦ "Чаира", изграждане на язовир "Яденица" и др.

Електропреносна мрежа

Електропреносната мрежа на страната обхваща мрежа 400kV, мрежа 220kV и мрежа 110kV, които са свързани помежду си чрез системни автотрансформатори и трансформатори.

„В българската ЕЕС и в обхвата на настоящия план, не се предвиждат инвестиции за нови мащабни източници на електроенергия, достъпни 24 часа в денонощието, които да не отделят парникови газове. Това ще доведе до повишаване на транзитните потоци на електроенергия през нашата преносна мрежа в направление изток-запад и ще се изискват по-големи преносни възможности, за да не се ограничава търговията на електроенергия. Транзитът на електроенергия през нашата страна би станал още по-голям, при редуциране на производството от генериращите мощности в комплекса "Марица изток", се посочва в документа.

Авторите изразяват очакване за  пренос на големи количества електроенергия в посока изток-запад, което според тях „води до тесни места по границите в това направление“.

„За България, резултатите от пазарните изчисления показват недостатъчен трансграничен капацитет на българо-турска (2100MW) и българо-сръбска граница (1490MW)“.

От тази гледна точка в документът са представени и по-конкретните планове за развитие на електропреносната мрежа на страната.

Разглеждат се също така възможностите за присъединяване на три  ПАВЕЦ на НЕК – ПАВЕЦ „Чаира“, ПАВЕЦ „Батак“ и ПАВЕЦ „Доспат“. Също така и на нови блокове на АЕЦ, като в тази си част авторите на документа са изключително внимателни. „В проекта на стратегията на Република България, са предвидени нови ядрени мощности, които са извън обхвата на настоящия план. ЕСО има готови технически решения за развитие на електропреносната мрежа, при присъединяване на 2000 MW ядрени мощности на площадката на АЕЦ Белене и 2400 MW ядрени мощности на площадка №2 на АЕЦ Козлодуй. Предвиденото развитие на мрежа 400kV ще гарантира изпълнението на критерия за сигурност „n-2“ за ядрените блокове, като ще осигурява необходимата устойчивост на синхронните генератори и ще позволява изнасянето на произведената електроенергия към вътрешността на страната и към съседните страни, при нормални и ремонтни схеми на електропреносната мрежа“.

Отделно са разгледани и предложенията на ЕРП за развитие на електропреносната мрежа. Десетгодишният план на ЕСО се спира и на развитие на оптичната мрежа и автоматизираната система за диспечерско управление, цифровата модернизация, телемеханичните и телекомуникационните системи.

Инвестиции

Инвестиционният план за развитие на електропреносната мрежа за периода 2024 г. – 2033 г. залага на сумата от 1,877,020 хил. лв. В оценката на необходимите инвестиции не са включени планираните инвестиционни разходи за присъединяване на ВЕИ.

 

Пълният текст на Десетгодишния план на ЕСО може да прочетете в прикачения документ.