Пренебрегването на потенциалните проблеми може да се окаже слабото звено при гарантирането на доставките
Коментар на Калоян Стайков за Капитал, 24 октомври 2025 г.
- Новите ВЕИ мощности, старите ТЕЦ-ове и цените са сред основните “енергийни” рискове на България.
- Успоредно с ръста на ВЕИ системата редовно “губи” енергия, което е знак за проблеми в управлението.
- Част от тях са свързани и с липсата на работещи пазарни механизми и недостатъчния капацитет на мрежите.
Енергийният преход в Европейския съюз, а и в останалата част от света, не протича линейно, с равни темпове, а още по-малко – според прогнозите, които се правят преди 20 или 10 години. Той следва своята административна и пазарна логика, които невинаги съвпадат с техническите възможности на отделните системи или наличните пазарни механизми за справяне с новите предизвикателства. Така например цената за базов товар на енергийната борса в България през 2021 г., както и в периода 2023-2025 г. е почти непроменена – около 200 лв./мВтч. Максималните й стойности през януари и февруари обаче се движат в диапазона 920 – 1180 лв., а минималните през май и април – около 197 лева.
Цената е този пазарен механизъм, който ни дава информация за това колко достъпна е дадена стока и услуга. Когато цената е ниска, това означава, че стоките са изобилни и предлагането надхвърля търсенето, а когато е висока – че стоката е оскъдна и предлагането е твърде ниско. Това е и първото и непосредствено предизвикателство пред електроенергийната система не само на България, но и на останалите държави – членки на ЕС. Потреблението на електрическа енергия винаги е имало променлив характер, който зависи както от часовете в денонощието, така и от температурите навън и сезоните. Към него се прибавя и растящият дял на променлива генерация, която също зависи в голяма степен от метеорологични явления, включително годишни такива – безводие, безветрие и др.
Полузатворени ТЕЦ-ове и нови ВЕИ
Въпреки че за последните осем години (от студената зима на 2017 г.) България почти няма затворени генериращи мощности, същото не може да се каже за останалите страни от региона. Най-яркият пример в това отношение е Румъния, която за същия период извежда от експлоатация 6533 МВтч ТЕЦ на въглища и природен газ, което увеличава и регионалния дефицит на електрическа енергия. Нещо повече – влошеният баланс не се отнася само за потребените количества, а и за намаляването на маневрените мощности, които могат да смекчат натиска както върху максималните цени, така и върху минималните. В допълнение към това е и рискът от технически срив на електроенергийните системи, какъвто наблюдаваме в рамките само на по-малко от шест месеца в Испания, част от Франция и Северна Македония.
Второто предизвикателство е свързано с все още високия инвеститорски интерес към присъединяване на нови соларни мощности, които не само изчерпват мрежовия капацитет за присъединяване, но и изпреварват ръста на потреблението, включително от системи за съхранение. Изпреварващият ръст на производството в слънчевите часове води до един от два проблема – трансформация и пренос на електрическата енергия на дълги разстояния, което увеличава системните разходи, или ограничаване на производството. Само през април са „загубени“ 130 гВтч генерация от фотоволтаични централи. Навлизането на системите за съхранение ще облекчи този проблем, но са необходими допълнителни стъпки.
На трето място е намаляващото натоварване на ТЕЦ на въглища, включително и затварянето на такива централи в съседни страни. Въпреки бурното развитие на ВЕИ сектора през последните години и нарастващия им дял в общото производство той все още не е готов за самостоятелно поддържане на системата. Дори и през лятото производството от ФЕЦ да покрива около 90% от товара на страната, то към момента на писане на тази статия този дял е 14.5%. С други думи – енергийният преход продължава, но темповете му изпреварват темповете за извеждане от експлоатация на стари и амортизирани централи, а междувременно останалите централи, които са жизненоважни за системата, изпитват финансови затруднения.
Проба – грешка
На четвърто място се нареждат недостатъчните оперативни резерви и недоразвитата реакция от страна на търсенето (demand side response). Може би най-добрата илюстрация за първия проблем е прекратяването на работата на ТЕЦ „Марица-изток 3“ в началото на миналата година, освобождаването на всички заети и последващото „сещане“ от правителството през есента, че е много важен. Последва принудително започване на работата с два блока от началото на тази година и обратното наемане на част от хората.
Централата работи рехаво до началото на март и след това още няколко дни през юли; все още не е ясно бъдещето ѝ, системното ѝ значение, както и евентуални механизми за обезпечаването му. Единствено можем да се надяваме, че правителството ще е достатъчно прозорливо, за да не повтори тази грешка и с ТЕЦ „Марица-изток 1“. Затова е необходима ясна оценка за минималния необходим стратегически резерв от въглищни мощности, както и периода за тяхната експлоатация, за да се обезпечи работата им, а оттам – сигурността на електроенергийната система.
На последно място можем да отбележим липсата на пазарни механизми, които са пригодени за новите енергиен микс и пазарни реалности. От години българският пазар страда от липса на дългосрочни продукти, включително и на гъвкави такива, когато става въпрос за производство от ВЕИ, за които е трудно да се правят прогнози за по-дълъг период. „Изсипването“ обаче на почти всички количества на пазар „Ден напред“ не само не е решение, но и задълбочава проблема с липсата на предвидимост от страна на потребителите.
Работещото решение
Лесното решение – регулирани цени за домакинствата и уязвими небитови потребители, таван на цените за небитовите потребители за периода 1 юли 2025 – 30 юни 2026 г. и обсъждане на закон за още по-нисък таван на цените за енергоинтензивните индустрии. Подобни механизми буквално убиват пазара и ни връщат към регулираните цени – уж имаме пазарна цена, но правителството определя пределни цени за различните групи производители и потребители. При тези условия няма и как да видим нови инвестиции в базови или маневрени мощности; целият интерес е към ВЕИ и батерии.
В дългосрочен план липсата на решения на тези предизвикателства може да се превърне в проблеми на системната адекватност, или накратко – прекъсване на снабдяването. Нещо повече – докато на европейско ниво се обръща все повече внимание върху преносните мрежи и междусистемната свързаност, все още не се засяга проблемът с развитието на електропреносните мрежи. Те присъединяват не само нови ВЕИ, но и потребители, а заедно с това се очаква и задълбочаване на процеса на електрификация на социалния и икономическия живот, навлизане на електромобили и необходимостта от зарядни станции в населените места, изграждане на умни мрежи за милиони потребители и т.н.
Пренебрегването на това предизвикателство рано или късно може да се превърне в слабо звено при гарантирането на сигурността на доставките. Защото сегашните електроенергийни системи са планирани при централизирана генерация, географски сравнително балансирано потребление, еднопосочен поток на електрическата енергия и сравнително ниска свързаност със съседните пазари.
Новите електроенергийни системи обаче разчитат на децентрализирана генерация, концентрация на потреблението в няколко икономико-социални центъра, двупосочен поток на електрическата енергия заради активните потребители (prosumers), системи за съхранение, електромобили и други и висока степен на свързаност в цяла Европа. Игнорирането на тези промени е като да карате автомобила си напред, докато навигирате, гледайки в задното огледало – не е невъзможно, но има голяма вероятност от инцидент.
