Електроенергийният системен оператор публикува проект на План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2025 – 2034 г.

В рамките на направения анализ и прогнозата за развитие на потреблението на електрическа енергия от ЕСО са включени обичайните 3 сценария за това как ще изглежда потреблението през следващите 10 години. Няма съществена промяна в тренда спрямо плана от предходната година, което води и до запазване на прогнозните стойности за 2030 година.

В зависимост от сценария очакваното потребление на страната през 2034 варира от 38 200 ГВтч (минимален сценарий) до 41 900 ГВтч (максимален сценарий).

По-забавеният растеж на потреблението при минималния сценарий е в резултат на предвидено по-интензивно прилагане на мерките за енергийна ефективност спрямо останалите два сценария.

^{Източник: проект на План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2025 – 2034 г.}

Важен елемент от плана за това как може да изглежда енергийната система при определени развития е прогнозата, изградена въз основа на изразените инвестиционни намерения от заинтересованите лица. Ударно навлизане на системи за съхранение на енергия чрез батерии в размер на 4564 МВт се очаква през 2026 г. След това инвеститорският интерес се успокоява. Общо до 2034 г. системите за съхранение чрез батерии се очаква да достигнат 5 199 МВт.

Продължава засиленият интерес към изграждането на нови соларни мощности. Ако прогнозата, която е изградена на база на заявен интерес, се реализира,  то към сегашните 4388 МВт  към мрежата ще се присъединят нови фотоволтаични централи в размер на 9751 МВт в следващите три години.

Нови производствени мощности по видове източници и ССЕБ, MW

^{Източник: проект на План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2025 – 2034 г.}

Следва да отбележим, че ЕСО съобразява своя план за развитие на мрежата с друг сценарий, а именно сценарий пвНПЕК. Същият е заложен в основата на Интегрирания план Енергетика и Климат. Единствената разлика, която е взета под внимание при разработването на енергийните и мощностните баланси от ЕСО, е при ФЕЦ, които вече надминават проектните инсталирани мощности по пвНПЕК.

При сценарий пвНПЕК на Министерство на енергетиката ФЕЦ са прогнозирани да достигнат 5500 МВт през 2030 г. или близо три пъти по-малко спрямо сценария, съставен въз основа на заявен интерес от инвеститорите.

В раздел Прогнозни брутни мощностни и енергийни баланси, ЕСО предвижда поради пазарни причини невъзможност за участие на въглищните мощности при максималните и минимални летни товари (за работен ден), както и при минимални пролетни товари още през 2026 г. При максималните и екстремални зимни товари през следващата година все още има място за въглищните мощности, но през 2030 и 2034 г. те не присъстват в мощностния баланс.

От пазарното моделиране на мощностните и електроенергийния баланси на ЕСО е видно, че въглищните централи изпитват изключителен пазарен натиск, най-вече поради големите разходи за въглеродни емисии. Това допълнително усложнява управлението на баланса между производство и потребление в рамките на страната. Без финансов механизъм за подкрепа, въглищните централи няма да са в състояние да реализират на пазара своята електроенергия, съответно, ще преустоновят прозводството си по икономически причини. Отпадането на въглищните централи, съчетано с бурно навлизане на ВЕИ, води до проблеми със сигурността на електроенергийната система, които подробно са анализирани от ЕСО.

В случай на разпадане на електроенергийната система на страната след тежка авария, възстановяването се извършва от диспечерите на ЕСО, съгласно „План за възстановяване след тежки аварии“. Приоритетният вариант за възстановяване е чрез възможността за формиране на енергийни коридори от съседни ЕЕС към определени български електроцентрали по принципа „отгоре -надолу“. Ако нито една съседна ЕЕС не е в състояние да осигури електроенергийна помощ на България, се използва втори вариант, чрез формиране на основни енергийни коридори по принципа „отдолу – нагоре“. Този принцип касае поетапно възстановяване на ЕЕС от стартови ВЕЦ към приоритетни ТЕЦ. Такива приоритетни ТЕЦ са блокове 5 и 6 на ТЕЦ Марица изток 2, блокове 1, 2, 3 и 4 на ТЕЦ Контур Глобал – МИ3 и блокове 2 и 3 на ТЕЦ „Бобов дол“. В проекта на 10-годишен план не става ясно защо не е включена ТЕЦ „Ей И Ес Марица Изток I“, която е по-модерна от другите два големи ТЕЦ в комплекса Марица Изток и разполага със съответните технологични възможности.

Поради конструктивни и технологични особености, ВяЕЦ, ФЕЦ, ТФЕЦ, малки ВЕЦ, БиоЕЦ и заводски ТЕЦ не могат да участват във формирането на енергийни коридори от стартови централи, но могат да пречат на стабилността на формираните енергийни коридори.

Системите за съхранение на енергия чрез батерии могат да предоставят „черен старт“ и участие във формиране на остров, но поради технологично ограничения капацитет на батериите, тази възможност на тези системи няма да може да се ползва за формиране на енергийни възстановителни коридори, а само за местни нужди.

Ако се изведат от експлоатация блоковете в големите кондензационни ТЕЦ, българската електроенергийна система ще загуби способността си за възстановяване чрез собствени генериращи източници.

Поддържането на работоспособността на блоковете в големите кондензационни ТЕЦ е от съществено значение за поддържане на напрежението в ЕЕС на страната. Една от алтернативите, които вижда ЕСО, на големите агрегати от спрени въглищни блокове по отношение на регулиране на напреженията е реконструкцията им в синхронни кондензатори или синхронни стабилизатори.

ЕСО отново включва в плана си алтернативен сценарий, въз основа на сценарий пвНПЕК, 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 2030 г. и 2034 г., съответно с 1000 MW и 1500 MW нетна мощност в ГПЕЦ.

В случай, че не се реализира алтернативният сценарий, системният оператор ще има значителни разходи за закупуване 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 обменните мощности;
• предоставяне на „синтетична“ инерция;
• участие в тока на късо съединение;
•  участие в потискането на междусистемните колебания на активната мощност.

В заключение ЕСО счита, че наличието на достатъчен брой големи синхронни агрегати в нашата система е необходимо условие за осигуряване на нейната стабилност при енергиен микс със значително количество ВЕИ и системи за съхранение на енергия чрез батерии. В тази връзка е необходимо да се осигури държавна подкрепа за целогодишно поддържане на минимален състав от работещи големи синхронни агрегати, тъй като техните противоаварийни реакции са естествен страничен продукт от производството на електроенергия.