НАЧАЛО » анализи

Стефан Солаков, ЕСО: При интегриране на нови ядрени мощности трябва да се има предвид регионалният пазар

fb
3E news
fb
21-02-2021 05:02:28
fb

Интегрирането на нова ядрена мощност към днешна дата трябва да се разглежда в контекста на общия европейски пазар и обединените европейски електроенергийни системи. Важно е как се позиционира една нова ядрена мощност на регионалния пазар от гледна точка на предстоящите пазарни обединения. Това заяви Стефан Солаков, ръководител отдел „Енергийни режими“, към ЦДУ на Електроенергиен системен оператор (ЕСО)  по време на  Webinar за българската енергетика на тема „Ядрени технологии и възможности за България“, организиран от сп. „Ютилитис“.  

Предпоставките за позиционирането на нова ядрена мощност на регионалния електроенергиен пазар са свързани тясно с предстоящите пазарни обединения на българския електроенергиен пазар с този на  съседните страни за  пазар за следващ ден (пазар ден напред б.р. ). С  Румъния се очаква такова обединение през август 2021 година, с Гърция – март 2021 година, каза експертът като допусна възможността за отлагане за лятото на настоящата година. Със Северна Македония пазарното обединение е планирано до март 2022 година, уточни Солаков. Той уточни, че по отношение на „пазар в рамките на деня“,  с Румъния и останалата част от Европа това бе осъществено през ноември 2019 година, а с Гърция очакването е този процес да бъде реалност през месец май 2021 г.

Предстои конкретика по отношение на Република Сърбия. При всички случаи обединение ще се осъществи преди  реализацията на нова ядрена мощност, но и при конвенционална мощност, смята Солаков.

По отношение на увеличението на междусистемните капацитети, експертът представи прогнозата, че в посока износ  те ще се увеличат от 2332 МВт през 2020 г. до 4350 МВт през 2030 г., а в посока внос – от 1982 МВт през 2020 г. до 3600 МВт през 2030 г. „Тук ще вмъкна, че някъде от средата на тази година капацитета към Румъния ще се вдигне от 1000 на 1800 МВт благодарение на изграждане на изграждането  връзката от България към Бургас – Варна“, каза още той.

Стефан Солаков представи и резултат от симулация как се вписва една нова ядрена мощност от 1000 МВт на регионалния пазар. За тази цел е взета средносрочна оценка на адекватността на ENTSO-E базирана на Националните планове за енергетика и климат на държавите членки, а също така и приложение на доклада на БАН от 2017 г. : „Оценка на сигурността на обединените електроенергийни системи в региона за 2030 г. - допускания, моделиране на почасови профили и резултати“.  Регионът, който е оценен включва Албания, Босна и Херцеговина, България, Гърция, Румъния, Северна Македония, Сърбия, Хърватска, Черна гора е Унгария, където също се предвижда изграждане на ядрени мощности на АЕЦ „Пакш 2“.

В тази връзка резултатите за електропроизводството като структура за 2030 г. показват, че един блок, изграден в България съвсем спокойно понася нетни количества електроенергия и произвежда 7562 ГВтч. „Трябва да се има предвид, че това вече трябва да се гледа от страна на региона - дали това е необходима мощност. Така беше записано и в доклада на БАН, че нова ядрена мощност трябва да се разглежда като регионален проект“, уточни Солаков, който представи и възможностите за микса от мощности и как работят в годишен разрез, включително и електропроизводството от един ядрен блок от 1000 МВт.  Базирайки се на получените резултати, експертът обясни, че  „дори един 1000-мегаватов ядрен блок може да работи съвсем спокойно в базов режим, без да се налагат разтоварвания, които да намалят електропроизводството“. Съответно по думите му, това би било имало съществено значение за възвръщаемостта на инвестицията.

Солаков разгледа и възможността за балансиране на една ядрена мощност от гледна точка на бъдещото развитие на европейския балансиращ енергиен пазар.  До 2023 г.  Електроенергийния системен оператор (ЕСО) следва да се присъедини към платформите за балансиране на ENTSO-E, а именно взаимно нетиране на небалансите с другите контролни зони/блокове от континентална Европа. Това на практика означава в реално време при недостиг в страната, поради отпадане на мощност, то тя  да се замести от друга държава, където има излишък, а това автоматично се балансира, като става по цена за балансиращата енергия на съответната страна доставчик.

Както уточни Солаков, ЕСО следва да се присъедини към платформите за балансиране на ENTSO-E, а именно: Взаимно нетиране на небалансите с други контролни зони/блокове от континентална Европа;   

Втората възможност е за Споделяне  на резерви за автоматично вторично регулиране (PICASSO) което  е в процес на развитие за интегриране. Следващите два резерва са за: Споделяне на резерви за ръчно вторично регулиране (MARI), както и Споделяне на резерви за заместване (TERRE).

Преминаването към 15-минутен пазарен интервал ще даде възможност на пазарните участници да се самобалансират възможно най-близко до реалното време, каза още Солаков. Това е много важно, уточни той, като допълни, че така  драстично се намалява работата на диспечерските управления, тъй като в рамките на 15-30 минути се осигурява възможност за вписване и в търговския график.  

Експертът от ЕСО представи и резултатите от авария, случила се на 26 ноември 2019 година само седмица след пазарното обединение „в рамките на деня“ пир присъединяването на страната ни. Сутринта отпадна хилядник, при което естествено в началото бяха активирани балансиращи мощности от диспечерското управление, основно от ВЕЦ-ове и резерв от ТЕЦ-овете на въглища и газ, но много бързо до 2 часа колегите от АЕЦ „Козлодуй“ успяха да реагират и през платформата „в рамките на деня“ успяха да се набави обемът почти на 100 процента . По този начин си намалиха разходите за балансираща енергия, обясни той.

По отношение на адекватността на електроенергийната система в зависимост от избраната „компановка“ за нова ядрена мощност и какви са предимствата на модела с малки модулни реактори, Солаков обясни,  че тъй като преди всичко става въпрос за  значително по-малка мощност се  намаляват нуждите от допълнително резервиране. Отпадането на такава по-малко мощност, по думите му, също така може да се компенсира безпроблемно от оперативните резерви, които не е необходимо да бъда увеличавани при такъв случай. Самата нова АЕЦ може да компенсира отпадането на по-малка мощност по-лесно чрез пазар „в рамките на деня“, като се закупуват по-малки количества, повишава се адекватността на електроенергийната система, като се намалява ефекта от стресови ситуации, стана ясно от обяснението му.

„Единственият недостатък на модулните реактори е техният брой.  Колкото повече са те, съответно толкова по-голяма е вероятността от авария“, заключи експертът.

Още по темата: Любен Маринов, "Нови мощности": Ядрената енергетика и ВЕИ не са конкуренти

Малките модулни реактори вървят към комерсиализация

ЕСО
Малки Модулни Реактори
ММР
интегриране на нова ядрена мощност
АЕЦ
електроенергийни пазари
междусистемен капацитет
балансиращ пазар
Стефан Солаков
По статията работи:

3E news