На 26 октомври 2021, в КЕВР се проведе обществено обсъждане на десетгодишния План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2021-2030 година.

Десетгодишният план за развитие на електропреносната мрежа на България се разработва съгласно чл.81г от Закона за енергетиката и глава втора, раздел три от Правилата за управление на ЕЕС (ПУЕЕС), и следва да е съобразен с изискванията на Европейската организация на операторите на електропреносни системи (ENTSO-E) и с Рамково Споразумение за работа в синхронната зона за регионална група Континентална Европа (Synchronous Area Framework Agreement for RC CE). Десетгодишният план за развитие съдържа основната инфраструктура за пренос на електроенергия, която се предвижда за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация през следващите десет години. Той би следвало да осигурява своевременно и хармонично изграждане и въвеждане в експлоатация на нови елементи на електропреносната мрежа за икономична и сигурна работа на ЕЕС, при спазване критериите за сигурност и действащите стандарти за качество на електроснабдяването.

Десетгодишният план съдържа следната основна информация:

• анализ на потреблението на електрическа енергия в електроенергийната система (ЕЕС) на България и прогноза за развитие на електрическите товари до 2030г.;
• анализ на производствените мощности в ЕЕС на България, включително от възобновяеми енергийни източници (ВЕИ);
• прогнозни мощностни и електроенергийни баланси на ЕЕС;
• 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.

Изграждането на нови междусистемни електропроводи се определя в съответствие с общоевропейския и регионалния десетгодишен план, който се разработва и актуализира периодично от ENTSO-E. Графикът за развитие на електропреносната мрежа следва да предвижда 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. Десетгодишният план следва да определя развитието на преносната електрическа мрежа 400kV, 220kV и 110kV на ЕЕС на България до 2030г. така, че да се създадат необходимите технически условия за:

• сигурно и качествено доставяне на произведената електрическа енергия до всички възли на електропреносната мрежа;
• устойчива работа и развитие на производствените мощности в страната;
• жизненост на пазара на електрическа енергия.

Според експертния екип на ЕСО, разработил плана, изложените в разработката прогнози за развитие на електрическите товари и производствени мощности са направени чрез използването на съвременни методи на прогнозиране. Използвана е информация за развитие на електропотреблението и производствените мощности, предоставена от електроразпределителните и електропроизводствените дружества.

Ето и основните заключения на българския електроенергиен системен оператор:

1. Към настоящия момент се счита, че до 2030г., брутното електропотребление в страната няма да надвиши 42 978 GWh.
2. Очакваният абсолютен максимален електрически товар на България през 2030г. е 8070 MW, а максималния товар за среден работен ден е 7606 MW.
3. Термичните централи, предоставящи допълнителни услуги, 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.
4. Делът на енергията от ВЕИ, от брутното електропотребление през 2030г. се очаква да надхвърли 20.8%.
5. 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.
6. Изпълнението на посоченото в плана развитие на електропреносната мрежа за периода 2021-2030г. дава необходимата сигурност на електропренасянето при нормални и ремонтни схеми, включително необходимия обмен на електроенергия със съседните държави.
7. Реализацията на планираното развитие на преносната мрежа ще повиши енергийната ефективност на електропреносната мрежа, ще намали технологичните разходи и ще даде възможност за подобряване на условията за търговия с електроенергия.
8. Повишената преносна способност на мрежата ще даде възможност за присъединяване на генериращи модули от системно значение и на инсталации за децентрализирано производство на електроенергия. Работните напрежения ще могат да бъдат регулирани в допустимите граници, с наличните технически средства, при всички режими на работа на ЕЕС.

Тези заключения са подробно разяснени и мотивирани по съответен начин в текстовете на проекта на план, акценти от който предлагаме по-долу:

Анализ и прогноза за развитие на потреблението на електрическа енергия

Както посочва екипът на ЕСО, прогнозата за развитие на брутното електропотребление в страната е съобразена с прогнозите на Европейската комисия до 2050 година, на Агенцията за устойчиво енергийно развитие, на БАН и на Министерство на финансите (по отношение на БВП). В прогнозата е отчетен и опита на ЕСО от последните години. Последното показва, че електропотреблението варира в най-тесните граници между минималната прогноза от 2013 г. и минималната прогноза от 2010 г., а максималните прогнози от всички години са далеч от реализацията и проектния й тренд. Прогнозата е съобразена с влиянието на икономическата криза в краткосрочен план, вследствие на ограниченията от COVID-19, като е прието развитие, съобразно последствията върху енергийните показатели от последната финансова криза (2008/2009г.).

Приети са два основни сценария за развитие на електропотреблението: максимален и минимален, а към тях е добавен и сценарият на Министерство на енергетика, заложен в актуалния „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата на Република България„.

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. Предвижда увеличаване на електропотреблението с умерени темпове, но от по-ниска изходна позиция вследствие на ограниченията от COVID-19. Заложено е забавяне в прилагането на мерки за енергийна ефективност. Към 2030 година се очаква брутното потребление да достигне 39 260 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 2030 година брутното електропотребление достига 37 290 GWh.

Сценарий „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата“: Този сценарий за брутното електропотребление без помпи е с от 2700 до 3700 GWh над максималната прогноза на ЕСО ЕАД, тъй като тръгва от по-високо потребление за 2021 година, което предполага ръст от 11% спрямо приведеното потребление за 2020 година, на фона на тенденцията от последните години за лек спад и рязкото намаление през изминалата година, вследствие ограниченията от COVID-19. Въпреки това, съгласно насоките2 на ENSTOG и ENTSO-E, именно този сценарий следва да се вземе в предвид като базов при разработването на националните планове за развитие на електропреносната мрежа.

Фигура 1. Прогноза за развитие на брутното електропотребление без помпи в страната

Анализ на производствените мощности

Според посоченото от авторите, прогнозата за развитие на производствените мощности на България до 2030 г. се основава на изразените от производствените дружества инвестиционни намерения като независимо от инвестиционните намерения на дружествата, същите са приведени в съответствие със заложените инсталирани мощности в „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата“. По-долу са отразени разликите между актуалните инвестиционни намерения на производствените дружества и плана.

Таблица 1: Предвидени за присъединяване ВЕИ в електропреносната и електроразпределителните мрежи

За периода 2021-2030 г. съгласно инвестиционните намерения са планирани за изграждане общо 2923МW нови мощности, 2368 MW от които са ВЕИ:

Таблица и Фигура 2: Нови производствени мощности по видове източници

Прогнозни брутни мощностни и енергийни баланси

ЕСО посочва, че за развитието на електропреносната мрежа на страната в перспектива до 2030 г., определящи се явяват мощностните и електроенергийните баланси при сценарий на „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата“ за развитие на електропотреблението и производствените мощности. При изготвяне на прогнозния електроенергиен баланс е отчетена средногодишната използваемост на отделните типове централи:

Таблица 3: Средногодишна използваемост на типовете централи за 2020 г.

Таблица 4: Прогнозен брутен електроенергиен баланс, MWh

ЕСО посочва, че в страната ще има остатъчна разполагаемост за производство от 7 100 000 до 9 200 000 MWh годишно. Трябва да се има предвид, че това се дължи основно на поетапното въвеждане в експлоатация на производствени мощности на газ и на заложения прираст на ВЕИ, особено при ФЕЦ.

Мощностните баланси показват драстична диспропорция при възможностите за покриване на вътрешното потребление и евентуален износ на електроенергия. Последното не само е невъзможно при зимни условия, но в някои години дори предполага използване на всички налични източници на допълнителни услуги и/или внос на електроенергия. Още по-утежнена се явява ситуацията при съчетанието на продължителни екстремални зимни условия, изчерпан първичен енергиен ресурс в ВЕЦ и КЕЦ и завишена аварийност при електропроизводствените мощности. Положителен ефект върху покриване на вътрешното електропотребление оказва присъединяването на българския пазар към европейското обединение в рамките на деня и предстоящото през тази година за следващ ден….

През летния сезон има значителна остатъчна разполагаемост за производство, но реализацията на износ е в пряка зависимост от производството на ВЕИ, особено на 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, 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. Това допълнително ще усложни управлението на баланса между производство и потребление в рамките на страната. Освен технически проблем, ще се създадат и финансови проблеми за местните кондензационни централи от нереализирана разполагаемост за производство. Ефект, който е осезаем от средата на 2019 година.

При анализите и прогнозирането на развитие на производството на енергия от ВЕИ, екипът на ЕСО предвижда то да надхвърли 20% от прогнозираното брутно електропотребление в страната към 2030 година. Същевременно, ЕСО отбелязва, че при реализиране на електропотребление, което е близко до минималния вариант, съгласно европейската формула делът на ВЕИ в крайното брутно електропотребление ще се увеличи. Тоест, според ЕСО, провеждането на мерки за енергийна ефективност ще подпомогне осъществяването на националните индикативни цели и вместо инвестиции в изграждането на нови ВЕИ следва да се реализират допълнителни инвестиции за намаляване на енергийния интензитет.

Възможности за управление и анализ гъвкавостта на производствените мощности

В състава на базовите мощности влизат атомните и термичните електропроизводствени централи.

Термичните централи, предоставящи допълнителни услуги, 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.

АЕЦ „Козлодуй“ произвежда ниска по себестойност електроенергия, но не може да предоставя вторично регулиране по технологични съображения. Това, според ЕСО, създава определени трудности при покриване на баланса на ЕЕС в периодите на минимално натоварване и при наличие на принудено производство от ВЕЦ и ВяЕЦ. С ускореното навлизане на ВЕИ и липса на промишлен товар в страната, необходимостта от принудително ограничаване работната мощност на АЕЦ през определени периоди в годината тепърва ще се увеличава.

Мощности с приоритетно производство са високоефективните централи за комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия (ко-генерации), електроцентралите на ВЕИ (ВяЕЦ, ФЕЦ, биомаса и др.) и водните електроцентрали, работещи по график за водоснабдяване и напояване.

Променливият характер на първичния енергиен ресурс на ВЕИ води до проблеми с поддържане баланса между производство и потребление. Това налага при планирането на мощностните баланси да се обърне специално внимание на балансиращите и регулиращите мощности.

Балансиращи и резервиращи мощности: Според ЕСО, за да се гарантира достатъчно и гъвкаво развитие на производствените мощности е необходимо да се предприемат мерки, особено ако към 2030 година проектираните ВЕИ са нерегулируеми и са 3800 МВт. Някои от тези мерки са пазарни и операторът твърди, че вече са реализирани, а други предстои да се реализират в близките години:

• присъединяване към пазарното обединение в рамките на деня (реализирано);
• присъединяване към пазарното обединение за следващ ден;
• присъединяване към платформата за нетиране на нежеланите отклонения;
• присъединяване към платформите за балансиране на ENTSO-E.

Възможните допълнителни решения според ЕСО са следните:

• изграждане на газо-парови мощности, като е необходима икономическа оценка, отчитайки себестойността на газта;
• повишаване на регулиращите възможности на ПАВЕЦ „Чаира“, чрез завършване изграждането на язовир „Яденица“;
• изграждане на иновативни системи за съхранение на енергията;
• изграждане на инсталации за добив на водород;
• участие на активни потребители като доставчици на резерв чрез механизма на пазара на балансираща енергия.

Развитие на преносната мрежа 2021-2030

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. В тази връзка, екипът на ЕСО посочва, че 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 2019 г. В групата са представени системните оператори на страните от Балканския полуостров, Унгария, Италия и Кипър.

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.

За първи път при разработката на плана се взима в предвид влиянието на ЕЕС на Турция върху потокоразпределението в региона. Прогнозите на турския оператор са за голям ръст на нови генериращи източници, с ниска цена на електроенергията и възможност за целогодишен експорт. 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 може да доведе до повишаване на транзитните потоци на електроенергия през нашата преносна мрежа в направление изток-запад и може да направи българо-турската и българо-сръбската граница тесни места, които биха ограничавали търговията на електрическа енергия.

Транзитът на електрическа енергия през нашата страна би станал още по-голям при редуциране на производството от генериращите мощности в комплекса „Марица изток“.

От гледна точка на икономически измерения, 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 2021-2030 г. са в размер на 1 727 703 хил. лв.

ЕСО ЕАД за периода 2021-2023 г. възнамерява да направи инвестиции в размер на 484 692 хил. лв. или 28,15% от общия размер на инвестициите, посочени в Плана.

Предвидените инвестиции за 2021 г. са 214 345 000 лева, за 2022 г. – 138 082 000 лв, а за 2023 г. – 132 265 000 лева.

В съответствие с разпоредбите на чл. 16, т. 8 от Регламент 2019/943 относно вътрешния пазар на електроенергия, ЕСО ЕАД посочва, че се работи по увеличаване на трансграничните капацитети за обмен на електрическа енергия със страните от Югоизточна Европа. В него се изисква в срок до 31.12.2025 г., операторите на преносни системи да осигурят на разположение на участниците в пазара обем на междусистемния капацитет за междузонова търговия от минимум 70% от преносния капацитет, при спазване на границите за експлоатационна сигурност.

КЕВР за плана

Съгласно чл. 21, ал. 3, т. 8 от Закона за енергетиката КЕВР одобрява Десетгодишен план за развитие на преносната мрежа, наблюдава и контролира изпълнението му при условията и по реда на Наредба № 3 от 21.03.2013 г. за лицензиране на дейностите в енергетиката.

Както е посочено в началото, задължението за разработване на десетгодишни планове за развитие на мрежата от операторите на електропреносни системи на територията на Европейския съюз е предвидено и в чл. 22 от Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 година относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за отмяна на Директива 2003/54/ЕО (Директива 2009/72/ЕО).

В доклада на работната група на КЕВР, анализирала проекта на план, въз основа на извършен анализ на състоянието на ЕСО ЕАД на база представения одитиран годишен финансов отчет за 2020 г., се прави извод, че ЕСО ще бъде в състояние да покрива текущите си задължения, да обслужва дългосрочните и краткосрочните си задължения със собствени средства, както и че

… дружеството ще разполага със средства за изпълнение на инвестиционната си програма.

На основание чл. 81г, ал. 3 от ЗЕ и чл. 113 от НЛДЕ КЕВР провежда консултации с всички настоящи или потенциални ползватели на мрежата относно Десетгодишния план за развитие на преносната мрежа по открит и прозрачен начин, като организира обществено обсъждане на плана.

На заинтересованите лица се дава срок (не по-малко от 14 дни) за представяне на становища и предложения. След обществено обсъждане с всички настоящи или потенциални ползватели на мрежата, КЕВР следва да извърши проучване дали Десетгодишният план за развитие напреносната мрежа обхваща всички нужди от инвестиции, установени в процеса на консултации и дали той е в съответствие с десетгодишните планове за развитие на мрежите в Европейския съюз.

На база горепосочените нормативни процедури и срокове, КЕВР определя 18 ноември 2021 за дата на заседанието, на което ще вземе окончателно решение за одобряване на документа.

Вижте целия проект на План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2021-2030 година и доклада на екипа на КЕВР по него.