Развитието на електроенергиения отрасъл е под динамиката на различни фактори през последните години, които се задвижват до голяма степен от нисковъглеродните политики на ЕС и националното виждане за имплементирането им. Понастоящем усилията за енергийна ефективност в страната се съсредоточават главно върху масовото внедряване на енергоефективни уреди, модернизация на технически инсталации и въвеждане на нови технологии за управление на електропотреблението. Паралелно с тези усилия е протича електрификацията на транспорта, както и преходът към използване на електроенергията за отопление и охлаждане. Трудно е да се предскаже кои от тези процеси ще наложат устойчиво във времето и как ще се комбинират, но именно за тази цел се разработват сценарии, които помагат да се уловят предизвикателствата пред развитието на енергийната система.

Тазгодишният проект на десетгодишния план за развитие на мрежата (2026-2035) на Електроенергийния системен оператор (ЕСО), публикуван през втората половина на март, отново се спира на два сценария за развитието на потреблението в страната – минимален и максимален. Няма промени в заложените темпове за растеж на потреблението спрямо прогнозата в утвърдения от КЕВР десетгодишен план (2025-2034). Традиционно „минималният сценарий“ се изгражда върху допускания за интензивно прилагане на мерки за енергийна ефективност. Предвижда се задържане на нивото на електропотреблението (без помпи и ОСЕЕ) за целия период, като до края на 2030 година то ще нарасне с 700 ГВтч. За разлика от него, при „максималния сценарий“ е заложен общ ръст от 1600 ГВтч за следващите четири години. Прогнозата за него е съставена въз основа на тренда на референтния сценарий за крайното електропотребление в страната на Европейската комисия за периода 2015–2025 г., като е заложено забавяне в прилагането на иновативни мерки за повишаване на енергийната ефективност.

Какви и колко мощности ще работят в страната?

В прогноза за развитие на производствените мощности, която е основана на инвестиционните намерения, заявени от производствените дружества, се наблюдават по-слаби темпове за изграждане на нови вятърни, фотоволтаични, био-, газови и когенерационни централи спрямо миналогодишната прогноза. Интересът на инвеститорите се пренасочва към системи за съхранение на енергия. Въз основа на обновените прогнози, изчисленията показват, че в края на 2030 г. ще бъдат присъединени 7160 МВт нови мощности от обекти за съхранение на електрическа енергия (ОСЕЕ). Това представлява над 90 % от предвидените нови мощности за периода 2026-2035. Само преди година прогнозата предвиждаше 4922 МВт до края на 2030 г.

Нови производствени мощности по видове източници въз основа инвестиционните намерения, МВт

	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035	Общо за периода
Газови ЕЦ и Ко-ген	21	80	45	2	9	2	42	262	242	218	921
ССЕБ	4724	1597	190	179	470	150	150	50	50	50	7610
ВЕИ, т.ч	2743	2631	974	636	462	235	1735	135	1735	135	11422
ВЕЦ	1	5	0	0	0	0	1600	0	1600	0	3206
ВяЕЦ	81	300	140	3	208	3	3	3	3	3	747
ФЕЦ	2661	2325	834	632	246	231	131	131	131	131	7452
БиоЕЦ	1	1	1	1	8	1	1	1	1	1	17
Общо	7488	4309	1209	817	941	387	1927	447	2027	403	19952

Източник: Проект на План за развитие на преносната електрическа мрежа в България за периода 2026 – 2035, ЕСО

Независимо от получената информация, планът за развитие на мрежата се основава на заложените инсталирани мощности в ИНПЕК. Данните са прецизирани спрямо актуалните към момента присъединени мощности, като са направени необходимите корекции при конкретни технологии: отчетено е, че при ФЕЦ и ОСЕЕ вече се наблюдава превишаване на проектните мощности по ИНПЕК, докато при вятърните електроцентрали е отчетен значително по-бавен темп на развитие от първоначално предвидения. В края на прогнозния период е заложена и появата на нови ядрени мощности, които поради своя силно концентриран характер оказват съществено влияние върху мрежовата конфигурация.

Нов момент в проекта на плана на ЕС е представянето на карти, отразяващи разпределението на инсталираните мощности от ВЕИ (ФЕЦ, ВяЕЦ, ВЕЦ и Биомаса) по общини за 2030 година (целева за ЕС), както и на системите за съхранение на енергия (ОСЕЕ и ПАВЕЦ).

В ИНПЕК е предвидено въглищните централи да останат част от портфолиото, без да се затварят изцяло, като съставът им да бъде активиран при необходимост. Годишното им електропроизводство от 8 TWh постепенно от година на година е предвидено да намалява до 0,5 TWh. На практика обаче, без финансова подкрепа, въглищните централи няма да произвеждат електроенергия по икономически причини. Този ефект е осезаем от средата на 2019 година и оттогава повдига въпроса за диверсификация и гарантиране на сигурността на електроенергийната система, чрез собствени енергийни ресурси.

Анализът на ЕСО относно мощностните баланси очертава съществена диспропорция между възможностите за покриване на вътрешното потребление и потенциала за износ на електроенергия. През зимните месеци ще има необходимост от внос на електроенергия при конкурентни цени. Обратно-летният сезон се характеризира със значителен производствен излишък, чиято реализация на външните пазари на електроенергия е в пряка зависимост от производството на ВЕИ, по-конкретно от фотоволтаични електроцентрали (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, в т.ч. дългосрочни договори и комбинация със ОСЕЕ. Липсата на гъвкаво участие на местните производители на регионалните пазари крие риск не само от пропуснати ползи от износ, но и от навлизане на конкурентен внос на електроенергия

Маневреност на производствените мощности и възможности за преодоляване на потенциални проблеми

Специфичният променлив характер на първичния енергиен ресурс на ФЕЦ и ВяЕЦ усложнява поддържането на баланса между производство и потребление. Географското положение на нашата страна, не позволява пълното заместване на кондензационните въглищни централи с ВЕИ, въпреки значителното нарастване на този вид инсталирани мощности. Конструктивните особености на възобновяемите източници и непостоянството им не позволяват надеждното захранване на обекти от тежката индустрия (напр. производства с електродъгови пещи), които изискват висока стабилност на параметрите на електрическата енергия. Съществуват предизвикателства пред сигурността на ЕЕС по отношение на денонощното поддържане на честотата и обменните мощности, поддържане на напрежението в допустимите граници, устойчивостта и инерцията на системата, както и потискането на нискочестотните колебания на активна мощност.

Извеждането от експлоатация на блоковете в големите кондензационни ТЕЦ ще лиши българската ЕЕС от ключовата способност за възстановяване чрез собствени генериращи източници („черен старт“). ОСЕЕ поради своя технологично ограничени капацитет, не могат да осигурят формиране на енергийни възстановителни коридори в страната, а могат да задоволят локални енергийни нужди.

При 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 на нашата ЕЕС е чрез възможността за формиране на енергийни коридори от съседни ЕЕС към определени наши електроцентрали по принципа „отгоре -надолу“, чрез помощ от съседни ЕЕС. 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 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.

ОСЕЕ могат да предоставят „черен старт“ и участие във формиране на остров, но поради технологично ограничения капацитет на батериите, тази възможност на ОСЕЕ 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 ЕЕС ще загуби способността си за възстановяване чрез собствени генериращи източници.

ЕСО отбелязва съществуващи проблеми с регулирането на напрежението в мястото на присъединяване при системите за съхранение на енергия, когато работят в режим на зареждане. ОСЕЕ използват ценовата разлика на пазара и преминават от един режим в друг много бързо и едновременно. Това може да доведе до ниски напрежения и увеличаване технологичните загуби на системния оператор.

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 и БНЕБ, са пазарни и вече са реализирани, а други предстои да се реализират в близките години. Сред посочените възможни допълнителни решения е осигуряването на механизъм за поддържане на критичен минимум от синхронни мощности чрез внедряване на пазарни или регулаторни инструменти за гарантиране на непрекъсната работа на необходимия състав от синхронни генератори за осигуряване на инерция и реактивна мощност.