Организацията на европейските електроенергийни преносни оператори (ENTSO–E) публикува тазгодишния си доклад Сценарии за развитието и прогноза за адекватността на европейската електроенергийна система за периода 2014-2030.
Докладът е част от пакета „Десетгодишен план за развитие на преносната мрежа“ в съответствие с Регламент 714/2009 на ЕС. Той анализира баланса между потреблението и производството на електрическа енергия (така наречената системна адекватност) на панeвропейската енергийна система, като оценява производствения капацитет на отделните страни-членки на ENTSO-E на национално, регионално и общностно ниво в средносрочен и дългосрочен времеви хоризонт.
Конструирани са три сценария: Основният – политически (от политическите цели към очакваните резулати) низходящ сценарий (EU 2020) е основан в най-голяма степен на Националните планове за действие за ВЕИ. Другите два сценария са разработени възходящо – Сценарий В (Най-добра оценка) е на база на очакванията на преносните системни оператори, а Сценарий А (консервативен) е на база на сценарий В, но като се отчитат само считаните за „сигурни“ инвестиционни намерения за нови производствени мощности.
В допълнение, времевата рамка на доклада е разширена с четири различни Визии:2030 г., представени, за да се изследват предизвикателствата и възможностите пред развитието на електропреносните системни оператори според различни, по-дългосрочни сценарии. Те хвърлят мост между енергийните цели на ЕС 2020 и ЕС 2050, представяйки преглед на производствения микс и развитието на товара при различни допускания. Основани са на отчетливо различаващи се допускания: Визии 1 и 3 предполагат сравнително ниско ниво на интеграция на общия европейски енергиен пазар, поради което следват плътно националните стратегии за развитие на енергийните системи. Визия 1 предполага общо забавяне в постигането на целите от Енергийната карта 2050, докато Визия 3 се движи по план към тези цели. В контраст на това резултатите от Визии 2 и 4 са основани на възходящ подход и по-добре функциониращ и по-тясно интегриран пазар, структуриран на общоевропейско ниво. Детайлните допускания за всеки от сценариите са описани в 7 глава на доклада.
Основни резултати – потребление и производство
При Сценарий „Най-добра оценка“ има устойчиво повишение на товара и за зимен и за летен референтен месец (Януари/Юли). Сценарий А предполага, че ще бъдат изградени само мощности, които съответните ТСО са потвърдили като „сигурни“ и необходими за покриване на баланса инвестиции. Препоръчано е при това да се използват еднакви изходни критерии както за потреблението, така и за извеждането от експлоатация на съществуващите мощности и при двата сценария.
Средният прогнозен ръст на потреблението в периода 2014-2025 е приблизително 0,9%, с първоначално по-нисък ръст и ускоряване над 1% към края на десетилетието. Между 2014 и 2025 г.:
- Великобритания е единствената държава с незначително намаление на потреблението (-0,41%)
- Най-висок годишен ръст се очаква в Черна гора (+5,49%) и Словения (+3,22%)
На европейско ниво, ръстът в летния референтен товар е подчертано по-бърз от зимния товар, като по този начин постепенно се редуцират разликите между тях. На национално ниво, големи различия могат да бъдат наблюдавани по отношение на взаимовръзката между двете стойности и темповете на растеж поради климатичните особености.
Сценарий В е ревизиран в сравнение с Доклада от 2013 г., като се предвиждат по-ниски първоначални стойности на товара и по-нисък ръст в първите години на оценявания период, основно поради ефектите от продължаващата икономическа криза. Ревизираният Сценарий EU2020 кореспондира с ръст на потреблението, много близък с този от Сценарий В.
Очаква се, че потреблението ще продължи да расте с ускорени темпове между 2025 и 2030 година според допусканията на по-оптимистичните Визии 3 и 4, докато Визии 1 и 2 предполагат през 2030 потребление, близко до стойностите от 2020 и съответно 2025 г.
По отношение на производствените мощности:
- Най-бързо развиващите се енергийни ресурси са ВЕИ. В Сценарий В, инсталираната мощност на ВЕИ се повишава с 60% за 11 години (от 379 ГВт през 2014 до 608 ГВт през 2025)
- Делът на ТЕЦ на органични горива ще намалява в енергийния микс, с очаквано намаление на инсталираните мощности от 8,5% до 2025 г.
- АЕЦ се очаква да запазят дела си до 2020 г. със слабо намаление през следващите години до 2025 г.
Основната разлика в Сценарий EU2020 се състои в по-високия дял на ВЕИ, компенсиран съответно от по-малък дял на ТЕЦ на изкопаеми горива. С други думи, на паневропейско ниво резултатите от Сценарий EU2020 са подобни на тези от Сценарий В, съществени са разликите между двата на национално ниво.
Норвегия (94%) и Дания (85%) са държавите с най-висок дял на ВЕИ в нетните генериращи мощности през 2025 г., следвани от Австрия, Португалия и Швейцария. Някои от тези страни са доминирани от ВЕЦ, но има примери и на държави с различна електропроизводствена структура. Подобно силно развитие на ВЕИ е повлияно основно от законодателството на съответните държави (както и от изключителния ВЕИ потенциал, разбира се), което насърчава строителството на ВЕИ-централи (с или без ВЕЦ) чрез прилагане на целенасочени политики, преференциални тарифи и/или регулаторни механизми в изпълнение на ВЕИ-директивата на ЕС от 2009 г. за условията за достъп и присъединяване на ВЕИ-производители към електропреносната мрежа. Отделните подсектори на ВЕИ-електропроизводството са дискутирани детайлно в доклада, но като цяло доминират ВЕЦ и ВяЕЦ.
Нетните производствени мощности на изкопаеми горива в Сценарий В се очаква да останат постоянни до 2015 г., като намаляват устойчиво през останалата част от периода до 2025 г., първоначално в резултат от изпълнението на Директивата за големи горивни инсталации, а впоследствие поради относително ниския обем планирани инвестиции в нови конвенционални мощности при настоящото състояние на пазара.
Тазгодишният доклад отчита и информацията, с която разполагат ТСО по отношение на развитието на ССGT (действащи мощности и планирани за извеждане от експлоатация). В по-дългосрочен хоризонт – до 2030 г. Визии 1 и 2 предвиждат конвенционални мощности на нивата от 2025 г., докато Визии 3 и 4 кореспондират с нива, близки до настоящата ситуация. Газовите централи имат най-голям дял сред термичните централи (единствено инсталираните мощности на природен газ се увеличават в абсолютни стойности). Това съотношение се повишава от 46% през 2014 до 51% през 2020 г., 57% през 2025 и 62-68% през 2030 г. Другите ТЕЦ показват повече или по-малко видимо намаление или запазват относително постоянен дял.
Трябва да бъде отбелязано, че не е в обхвата на методологията на Доклада да отчита напълно пазарните тенденции, по-конкретно дългосрочната икономическа жизнеспособност на конвенционалните централи.
Figure 1.3: ENTSO–E total NGC breakdown per fuel type (all years; Scenario B; January 7 p.m.)
Ако се вземат предвид само „сигурните“ проекти за нови производствени мощности в Сценарий А общата нетна инсталирана мощност отново се повишава до 2020 г. (приема се, че никакви планове за инвестиции за периода 2020-2025 не се считат за сигурни и съответно – не се отчитат в Сценарий А). Отново, най-голям дял имат ТЕЦ и ВЕИ, но делът на ВЕИ се повишава (от 38% през 2014 до 44% през 2020 и 48% през 2025), докато този на ТЕЦ намалява (44% през 2014, 39% през 2020 и 36% през 2025). Сред органичните горива газовите централи запазват най-голям и слабо нарастващ дял, останалите запазват дела си или намаляват.
В общия ВЕИ-електропроизводствен микс се очаква да нараснат вятърът, слънцето и биомасата, докато делът на ВЕЦ ще намалява в някои години, като следствие от сравнително усвоения вече воден потенциал. Континенталните ВяЕЦ продължават да играят основната роля с дял от 80% във вятърното електропроизводство до 2020 г. при всички сценарии и около 78% през 2025 г.
Очаква се и значителен ръст на соларното електропроизводство поради настоящите политики, приети на европейско и национално ниво в областта на ВЕИ и енергийната ефективност.
ОСНОВНИ РЕЗУЛТАТИ – СИСТЕМНА АДЕКВАТНОСТ
Разполагаемият (надежден) наличен електропроизводствен капацитет в сценарий В Най-добра оценка се повишава и за двата референтни месеца в периода 2016-2025 г. През януари е по-висок отколкото през юли. Резервният капацитет (Разполагаемата мощност – товара) слабо се понижава между 2015 и 2025, но остава по-висок от референтните гранични стойности за целия период до 2025 г. и за двата референтни месеца. Така наличните производствени мощности остават на нива, позволяващи сигурно и безпроблемно задоволяване на потреблението през целия период до 2025 на ниво ENTSO–E. България е сред държавите с най-висок дял на резервни герериращи мощности спрямо нетните инсталирани електропроизводствени мощности и запазва позицията си за целия период до 2025 г.
 |
 |
 |
| Резервни спрямо Нетни генериращи мощности, Януари 2015, Сценарий В | Резервни спрямо Нетни генериращи мощности, Януари 2020, Сценарий В | Резервни спрямо Нетни генериращи мощности, Януари 2025, Сценарий В |
Средният дял на разполагаемите мощности в общите нетни гененериращи мощности на ниво се очаква през 2020 г. да бъде около 59% (Януари) и 55% (Юли), като се очаква да намалее съответно до 56% и 52% през 2025 г.
Разполагаемите мощности ще продължат да нарастват с по-нисък темп от общите производствени мощности поради растящия дял на инсталираните мощности от непостоянни източници в производствения микс. Неразполагаемите мощности започват да заемат все по-нарастващ дял в нетната инсталирана мощност на обединението. Поради очакваното високо пазарно навлизане на непостоянно производство в енергийния микс въвеждането на допълнителни мерки, като тези, описани в мрежовите кодексите на ENTSO-e, ще стане необходимо дори в още по-спешен порядък, за да се гарантира балансирането на системата по най-ефективен начин за клиентите.
В консервативния сценарий А разполагаемите мощности намаляват от 637 ГВт през 2014 г. до 618 ГВт през 2020 и 584 ГВт през 2025 (за Януари, 19 часа).
Без въвеждане в експлоатация на допълнителни блокове, балансът потребление-производство не е поставен под въпрос до 2016 г., но след това системната адекватност става негативна през 2020 г. и продължава да пада до 2025 г.
Допълнително електропроизводствени мощности са необходими на Европа – през 2020 г. са нужни 47 ГВт допълнителни разполагаеми мощности (освен вече потвърдените инвестиции), за да се запази днешното ниво на баланса между производство и потребление на електрическа енергия. До 2025 необходимите допълнителните мощности достигат 100 ГВт. В зависимоост от навлизането на ВЕИ производство в общия прозводствен микс, може да се допусне, че нивото на необходимите инвестиции в инсталирана мощност би било значително по-високо от планираните.
Според сценарий В – Най-добра оценка – нивото на системна адекватност остава с положителни стойности, но с устойчиво намаляващи маржини в началото на следващото десетилетие. В сравение с предишния доклад и преглед на сценариите, публикуван през 2013 г., се забелязва спад в прогнозираните адекватностни нива.
Figure 1.4.: ENTSO–E RC and ARM comparison, Scenarios A&B, January 7 p.m.
SO&AF 2014 Ключови изводи за ЕС
На базата на сценарий “Най-добра оценка” балансът между търсенето и предлагането ще бъде осигурен за целия период в системата на ENTSO-E (без да се вземат предвид ограниченията на трансграничните капацитети между отделни държави и/или региони), но с чувствително намаляващи маргинални показатели за системна адекватност в оценявания период до 2025 г.
Като се отчитат само потвърдените инвестиции в производствени мощности, системната адекватност на производствените мощности стана отрицателна след 2020 г., като може да бъде допълнително влошена под влиянието на пазарните условия върху съществуващите мощности.
Средният прогнозиран ръст на потреблението в периода 2014-2025 е приблизително 0,9%.
От страната на производството, 60% ръст на инсталираните електропроизводствени мощности на ВЕИ се прогнозира за същия период, при слабо намаляване на ТЕЦ и АЕЦ.
За сваляне:
Предстоящи промени в методологията
По време на уъркшоп в средата на юни 2014 г. ENTSO-E представи първоначалните си идеи за подобряване на съществуващата методология за оценка на адекватността. Те включват оценка на нуждата от гъвкавост на системата и на наличния резерв от управляеми производствени мощности, повишена прозрачност и по-добро хармонизиране между използваната аналитична методология и формата на подаваната изходна информация. За 2016-2017 г. ENTSO-E предлага да се премине към вероятностен подход и да въведе пазарни симулации в изследването на адекватността.
Тези промени ще засегнат както сезонните прегледи – зимни и летни – на адекватността на системата, така и дългосрочните ежегодни актуализации на System Adequacy & Generation Forecast (SO&AF). Изискванията на заинтересованите страни към анализите включват оценка на нуждите от гъвкавост, хармонизирани методологии за всички членове на Обединението, както за дългосрочните, така и за краткосрочните прогнози, повишена прозрачност по отношение на входящата информация и методологията, по-коректно и адекватно отчитане на приноса на трансграничните обмени, преминаване от детерминистични към вероятностни подходи.
ENTSO-E ще въведе тези подобрения още в следващия Зимен преглед (Winter Outlook 2014-15), включително с данни за първите оценки за гъвкавост на системата, хармонизирани изходни допускания и първични данни с цел дефиниране на реалистичен паневропейски сценарий, използване на по-детайлна информация за трансгранични обмени (с използване включително на данни за преносни капацитети за върхови и подвърхови часови зони, периоди на принудителни прекъсвания на интерконекторите, и др.) и въвеждане на вероятностни оценки за критичните периоди. В сезонните доклади за системната адекватност през 2016 г. ENTSO-E ще интегрира и подходящи пазарни симулатори, които да дадат възможност за оценка за очакваните бъдещи трансгранични потоци и за различни показатели, служещи за оценка на маргинални технологии, за необходимост от ограничаване на ВЕИ и т.н.
По отношение на дългосрочните прогнози и сценарии за системната адекватност ENTSO-E вече въвежда подобрения в подготовката на доклада за 2015 г., като първоначално ще анализира необходимостта от гъвкавост на базата на оценка на почасовия остатъчен товар (оценка на товара в зависимост от метеорологичните условия). Ще бъде развит опростен вероятностен анализ на чувствителността на потреблението към пиковете на ВЕИ-производството и температурните промени, като се използва европейската климатична база данни – European Climate Database (PECD). Ще бъдат направени усилия и за хармонизация на сценариите и допусканията и повишаване на прозрачността на тези допускания и на изходните данни. ENTSO-E ще въведе и вероятностно зонално моделиране и оценка на разполагаемостта на гъвкави прозводствени мощности в системата.
През 2017 г. ще бъдат въведени и пазарно-базирани симулатори, а през 2018 ще бъсе изследвана възможността за изцяло пазарно-базиран вероятностен анализ на адекватността.
