Десетгодишният план за развитие на мрежата на ЕСО изисква инвестиции от близо 2 млрд. лв.

Вследствие на провежданите политики за енергийна ефективност (саниране, енергоспестяващи електроуреди и цели производства и т.н.) и навлизането на нови технологии в България, са възникнали множество 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. Това се посочва в обновения Десетгодишен план за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2025 г. – 2034 г., изготвен от експертите от преносния оператор, който ще бъде подложен на обществено обсъждане в сряда, 30 юли в Комисията за енергийно и водно регулиране (КЕВР). Документът на този етап не включва плановете на страната ни за нови ядрени мощности на площадката на АЕЦ „Козлодуй“. В същото време се отбелязва, че в Интегрирания план в областта на енергетиката и климата 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.

Сценариите

Прогнозата за развитие на брутното електропотребление в страната, заложена в Десетгодишния план на ЕСО е съобразена с прогнозите на Европейската комисия (ЕК) до 2050 г., на Агенцията за устойчиво енергийно развитие, на Българска академия на науките и на Министерство на финансите (по отношение на брутния вътрешен продукт).

В прогнозата, както отбелязват експертите, е отчетен и опитът на ЕСО ЕАД от последните години, който показва, че електропотреблението варира в тесни граници, като максималните прогнози от всички години са далеч от реализацията и проектния ѝ тренд. На база на това, при разработването на Плана ЕСО ЕАД приема два основни сценария за развитие на електропотреблението, към които е добавен и сценарий основан на последната версия на Интегриран план в областта на енергетиката и климата на Република България (пвНПЕК), представен от Министерството на енергетиката на Европейската комисия за окончателно утвърждаване:

Сценарий основан на последната версия на Интегриран план в областта на енергетиката и климата на Република България

В съответствие с Европейските цели за декарбонизация в перспектива до 2050 г., в пвНПЕК е предвиден плавен ръст на електропотреблението, в следствие заложената електрификация в секторите отопление, транспорт и промишленост, в т.ч. добив на зелен водород, през 2034 г. се очаква брутното потребление на електроенергия да достигне 41 600 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 г. – 2025 г. и почти съвпада със сценария на пвНПЕК. Предвижда се увеличаване на електропотреблението с умерени темпове. Заложено е забавяне в прилагането на различни иновативни мерки за повишаване на енергийна ефективност. Към 2034 г. се очаква брутното потребление да достигне 41 900 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 2034 г. брутното електропотреблението достига 38 200 GWh. Прогнозата за развитие на производствените мощности на България до 2034 г. се основава на изразените от производствените дружества инвестиционни намерения. Независимо от получената информация, планът за развитие на мрежата се основава на заложените инсталирани мощности в пвНПЕК.

Според Анализ на производствените мощности, за периода 2025 г. – 2034 г. , който се основава на изразените от производствените дружества инвестиционни намерения и сключените договори са планирани за изграждане общо 23 008 МW нови мощности, 21 528 MW от които са ВЕИ.

В документът се посочват и визуализират инсталираните мощности по типове и години съгласно пвНПЕК, които ще бъдат взети за основа при разработването на настоящия план за развитие на електропреносната мрежа, независимо от изразените инвестиционни намерения. Единствената разлика която е взета под внимание при разработването на енергийните и мощностните баланси е при ФЕЦ, които вече надминават проектните си инсталирани мощности по пвНПЕК.

В последната версия на Интегрирания план в областта на енергетиката и климата 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.

Референтен сценарий

В Десетгодишния си доклад ЕСО ЕАД е посочва, че за развитието на електропреносната мрежа на страната в перспектива до 2034 г., определящи при този сценарий се явяват мощностите и електроенергийните баланси, базирани на заложеното развитие на електропотреблението и производствените мощности, според пвНПЕК. ЕСО ЕАД отбелязва, че на база статистиката от изминали години, екстремални зимни товари се реализират вследствие наличието на много ниски температури, съчетани със силен вятър. В тези случаи, генерацията от вятърни електроцентрали (ВяЕЦ) подпомага покриването на върховото потребление. По-критични за обезпечаването на електрическите товари през зимата са случаите, в които има много ниски температури, но без наличие на вятър, респективно вятърна генерация.

Както отбелязват от ЕСО, това поражда екстремни цени на електроенергийни пазар поради повишеното регионално търсене на електроенергия, а също така и създава проблеми с поддържане на напреженията в североизточна България. В плана е взет под внимание и прогнозния максимален летен товар, при който е проверена достатъчността на средствата за регулиране на напреженията.

Според ЕСО ЕАД, 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, смятат експертите. Според тях, освен технически проблеми, които те разглеждат по-подробно в следващи раздели от доклада, ще се създадат и финансови проблеми за местните кондензационни централи от нереализирана разполагаемост за производство.

пвНПЕК предвижда въглищните централи да не се затварят и да остане състав, който да се активира при необходимост. Годишното електропроизводство от 9 TWh постепенно от година на година да намалява до 3 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 г. и оттогава повдига въпроса за диверсификация и гарантиране на сигурността на електроенергийната система чрез собствени енергийни ресурси, се казва в Десетгодишния доклад на ЕСО. Уточнява се, че мощностните баланси показват драстична диспропорция при възможностите за покриване на вътрешното потребление и евентуален износ на електроенергия.

ЕСО ЕАД посочва и Алтернативен сценарий, който кореспондира със заложения такъв в оценката на българската ресурсна адекватност, издание 2023 г.

Алтернативният сценарий е изграден въз основа на пвНПЕК, чрез добавяне на природен газ като преходно гориво (ГПГ) чрез нови газопарови електрически централи (ГПЕЦ), за които в бъдеще природния газ може да бъде смесен с 10% водород. Дружеството е посочило, че ГПГ се прилага за 2030 г. и 2034 г., съответно с 1 000 MW и 1 500 MW нетна мощност в ГПЕЦ. Сценариите на пвНПЕК определят високо навлизане на несинхронни ВЕИ и поетапно извеждане от експлоатация на съществуващите лигнитни централи, без пускане в експлоатация на нови ГПЕЦ.

Размерът на балансиращите услуги ще се увеличи, поради огромното нарастване на трансграничния обмен, причинено от променливото електропроизводство от ВЕИ и неговото регионално оползотворяване. ФЕЦ и ВяЕЦ намаляват сигурността на ЕЕС, по отношение на денонощното поддържане на честотата и обменните мощности, поддържане на напрежението в допустимите граници, устойчивостта и инерцията на системата, потискане на нискочестотните колебания на активна мощност.

Според ЕСО, въвеждането на нови технологии ще доведат до значителни инвестиционни и оперативни разходи, като купуване на съществуващи и нови видове допълнителни услуги от алтернативни генериращи източници на електроенергия, както следва: резерв за първично регулиране на честотата, резерв за автоматично вторично регулиране на честотата и обменни мощности, предоставяне на „синтетична“ инерция, участие в тока на късо съединение, участие в потискането на междусистемните колебания на активната мощност.

В Десетгодишния доклад на ЕСО ЕАД също така се посочва,  че след извеждането от експлоатация на блоковете в големите кондензационни ТЕЦ, българската ЕЕС ще загуби способността си за възстановяване чрез собствени генериращи източници, ССЕБ (съоръженията за съхранение на електроенергия чрез батерии)_заявяват, че могат да предоставят услуга „черен старт“ и участие във формиране на остров, но поради технологично ограничения капацитет на батериите, тази евентуална възможност на ССЕБ не може да се ползва за формиране на енергийни възстановителни коридори в страната, а само за местни нужди. 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 ЕАД и БНЕБ ЕАД, са пазарни и вече са реализирани, а други предстои да се реализират в близките години:

Българската електропреносна мрежа е част от обединената преносна мрежа на страните от континентална Европа и развитието ѝ е тясно свързано с развитието на мрежите на съседните страни. При изготвяне на настоящия Десет годишен план, освен решаване на техническите проблеми по електропреносната мрежа, са взети предвид и резултатите от пазарните и мрежовите изчисления, извършени в работната група „Югоизточна Европа“ към ENTSO-E, при изготвяне на регионалния инвестиционен план 2024 г., посочват експертите от системния оператор.

В групата са представени системните оператори на страните от Балканския полуостров, Унгария, Италия и Кипър. Регионалният инвестиционен план 2024 е част от десетгодишен план на ENTSO-E 2024. Резултатите от пазарните изчисления, извършени въз основа на прогнозата на всеки системен оператор за развитие на производството и потреблението на електрическа енергия, показват съществени разлики в сравнение с предишния регионален план. Прогнозите на турския оператор са за голям ръст на нови генериращи източници, с ниска цена на електроенергията и възможност за целогодишен експорт. До момента обаче, турската страна ограничава преносния капацитет в посока от Турция към България и Гърция до годишните стойности. В същото време, в българската ЕЕС 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 електрическа енергия през нашата страна би станал още по-голям, при редуциране на производството от генериращите мощности в комплекса „Марица изток“.

Документът разглежда възможностите за развитие на мрежа 400 kV, 220kV и 110kV до 2034 г. при различни режими. Включва също така ПАВЕЧ „Чаира“, който не изисква промяна по отношение на присъединяване, ПАВЕЦ „Батак“ и ПАВЕЦ „Доспат“. Проектите за изграждане на ПАВЕЦ „Батак“ и ПАВЕЦ „Доспат“ изискват присъединяване към мрежа 400kV. В тази връзка е необходимо изграждане на нов пръстен 400kV по направлението: п/ст. Алеко 2 - ВС ПАВЕЦ Батак - ВС ПАВЕЦ Доспат - п/ст. Гоце Делчев 2 - п/ст. Сандански 2 (с разкъсване на ЕП Пирин).

В последната версия на Интегрирания план в областта на енергетиката и климата на Република България са предвидени нови ядрени мощности, които са извън обхвата на настоящия план.

Документът уточнява при какви случаи може да се наруши сигурността на еелктроенергияната система.

Според част от заключенията на ЕСО, към настоящия момент се счита, че до 2034 г., брутното електропотребление в страната няма да надвиши 41 600 GWh. Очакваният абсолютен максимален електрически товар на България през 2034 г. е 7 680 MW, а максималния товар за среден работен ден е 6 800 MW. Делът на енергията от ВЕИ, от брутното електропотребление през 2034 г. се очаква да надхвърли 50%.

Провеждането на мерки за енергийна ефективност би подпомогнало осъществяването на националните индикативни цели, като вместо инвестиции в изграждане на нови ВЕИ, е възможно да се направят инвестиции за намаляване на енергийния интензитет, посочват в част от заключенията си експертите от ЕСО.

Междувременно в доклада на работната група от КЕВР се посочва, че годишните прогнозни стойности на всички разходи за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация на обектите от електропреносната мрежа и на системите за защита и управление на ЕЕС за периода на Десетгодишния план за периода 2025 г. – 2034 г. са в размер на 1 985 299 хил. лв.

Най-голям размер на инвестициите са предвидени за развитие на подстанции 958 254 хил. лв.(48,27 %) и електропроводи 821 751 хил. лв. (41,39%).

Експертите от енергийния регулатор оценяват и възможностите на ЕСО за реализиране на Десетгодишния план като правят и преглед на финансовите показатели.

От представения одитиран годишен финансов отчет на ЕСО ЕАД за 2024 г. е видно, че дружеството е увеличило печалбата си от оперативната дейност от 278 263 хил. лв. за 2023 г. на 296 472 хил. лв. за 2024 г. От представения индивидуален отчет на паричните потоци, за годината, приключваща на 31.12.2024 г. е видно, че ЕСО ЕАД увеличава размера на вложените средства за инвестиции, като за 2024 г., паричните потоци от инвестиционна дейност са в размер на 189 177 хил. лв, което е с над 21 % увеличение спрямо 2023 г., когато те са били в размер на 155 743 хил. лв. ЕСО ЕАД приключва 2024 г. с парични средства и еквиваленти в размер на 786 567 хил. лв. За 2023 г., паричните средства в края на периода са 664 960 хил. лв. В тази връзка след извършен анализ на състоянието на ЕСО ЕАД на база представения одитиран годишен финансов отчет за 2024 г. може да се направи извод, че дружеството ще разполага със средства за изпълнение на инвестиционната си програма.

Като цяло Десетгодишният план на ЕСО съдържа анализ на потреблението на електрическа енергия в електроенергийната система (ЕЕС) на България; прогноза за развитие на електрическите товари до 2034 г.;  анализ на производствените мощности в ЕЕС на България, включително от възобновяеми енергийни източници (ВЕИ) ; прогнозни мощностни и електроенергийни баланси на ЕЕС за референтен и алтернативен сценарии;  възможности за управление и анализ гъвкавостта на производствените мощности: базови мощности, мощности с приоритетно производство, балансиращи и резервиращи мощности, регулиращи мощности; изследване на потокоразпределението и нивата на напреженията в електропреносната мрежа, в съответствие с прогнозните мощностни баланси;  развитие на електропреносната мрежа, включително изграждане на нови междусистемни електропроводи; - нива на токовете на къси съединения на шини 400kV, 220kV и 110kV на подстанциите от системно значение;  развитие на телекомуникационната инфраструктура за осигуряване на наблюдаемостта на ЕЕС; оценка на необходимите инвестиции, за реализация на предложения план за развитие на електропреносната мрежа.

Независимият преносен оператор е предвидил график за развитие на електропреносната мрежа с достатъчна перспектива във времето така, че да могат да бъдат изпълнени всички дейности по съгласуване, проектиране, изграждане и въвеждане в експлоатация на планираните нови съоръжения, без да се нарушава нормалната работа на електроенергийната система, отбелязват от работната група на енергийния регулатор.

Пълният Десетгодишен план за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2025 г. – 2034 г. и Доклада на работната група към енергийния регулатор са достъпни на страницата на КЕВР.