Тревогата за бъдещето на въглищните ТЕЦ в България расте

Липсват ясни сигнали от страна на държавата, че се работи по механизми за капацитет притеснява и енергийните експерти

 Има тревога в експертната общност за бъдещето на ТЕЦ-овете на въглища. Причината е липсата на сигнали от държавата, че се работи ефективно по схема за механизми за капацитет. Ако не бъде разработена такава схема до края на настоящата 2019 г. и не бъде нотифицирана от Европейската комисия  рискуваме през 2027 г. да започне поетапно затваряне на ТЕЦ-овете на въглища. Около това становище се обединиха енергийните експерти, които участваха в кръгла маса на тема: „Сигурност на електроенергийните доставки и нов регулаторен модел за въглищните централи“, организирана от сп. „Ютилитис“.  Енергийният експерт Димитър Куюмджиев в презентацията си за възможностите за екологизиране на ТЕЦ-овете на въглища в България представи и резултата от стрес тестовете на ЕС за въглищните централи. Според документа на практика България трябва да започне затваряне на мощности на ТЕЦ-ове още през тази година. Основни мощности на  централите в комплекса Марица Изток ще трябва да започнат да затварят още през следващата 2020 година.

Електроенергийният системен оператор не е безразличен към бъдещето на ТЕЦ-овете, заяви представителят ЕСО Венцислав Захов. Колежката на Захов Милена Стоянова увери, че от ЕСО работят по темата за механизмите за капацитет, но призова и колегите си от другите сектори да се включат по-активно. 

Базирайки се на 10-годишния план за развитието на електроенергийната система на България (ЕЕС), изготвен въз основа на високо професионални анализи и прогнози, Захов обясни, че българската електроенергийна система е базирана основно на ТЕЦ-овете , повечето от които са в Маришкия басейн. При редуциране на производството на електроенергия от въглищните централи ще се появят мрежови проблеми в системата, обясни той.  „Нашето географско положение е доста по-различно“, коментира той, спирайки се на работата на ВЕИ-мощностите в северните страни и у нас. Увеличаването на количеството електроенергия от ВЕИ за сметка на конвенционалните централи ще предизвика големи отклонения в баланса производство – потребление в нашата ЕЕС, каза Захов, като се позова на разликата при работата на вятърните мощности в северните страни с постоянен вятър и нашите вятърни мощности. Високият пик на търсенето през зимата прави недостатъчно сигурни и слънчевите мощности. 

Десетгодишният план за развитие на ЕЕС на България e разработен в съответствие с изискванията на Закона за енергетиката на България, Правила за управление на електроенергийната система – глава втора, раздел 3; Регламент ЕС 2009/72, чл.22; Изисквания на Европейската организация на операторите на електропреносни системи (ENTSO-E), обясни Венцислав Захов. Той уточни, че на сайта на ЕСО са публикувани и като одобреният от миналата година от КЕВР 10-годишен план за развитие на електроенергийната система на страната, така и предложението за новият в периода 2019-2028 г-

10-годишният план на ЕСО се основава на писмено заявени, договорени или планирани от ползвателите на преносната мрежа нови производствени мощности или товари, обясни той, като подчерта и анализите на които е базиран, включително и необходимите инвестиции.

Прогнозата за развитие потреблението на електроенергия на ЕЕС на България се основава, както следва:

−      на статистическа информация;

−      на макроикономическата прогноза на Министерство на Финансите;

−      прогнозата за електропотреблението при различни сценарии на енергийна ефективност на Агенцията за Устойчиво Енергийно Развитие (АУЕР);

−      прогнозата за електропотреблението на Европейската комисия;

−      собствена експертна прогноза.

Експертът каза, също така, че при прогнозирането са отчетени и съответните фактори, които влияят на потреблението на електроенергия в страната като БВП, брой на населението/домакинствата; цена на електроенергията; тенденции в развитието на електроенергийната ефективност

 

Захов подчерта също, че при изготвяне на 10-годишния 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-Е, при изготвяне на съответния регионален инвестиционен план. Представени са и 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 преобладаващи направления на пренос изток → запад и север → юг, обясни експертът. Той подчерта, че принципите при планирането са свързани от една страна със сигурността на при снабдяване с електрическа енергия на потребителите при нормални и ремонтни схеми; интеграцията  на вътрешния и външния пазар на електроенергия; намаляване на вредните въздействия върху околната среда, а също и повишаване на ефективността при преноса на електроенергия

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-Е, при изготвяне на съответния регионален инвестиционен план, допълни Захов..

По думите на експерта, резултатите от пазарните изчисления, извършени въз основа на прогнозата на всеки системен оператор за развитие на производството и потреблението на електрическа енергия, показват преобладаващи направления на пренос изток → запад и север → юг.

На тази база представителят на ЕСО очерта основните направления при развитието на електропреносната мрежа. Така  в мрежа 400kV се работи по изграждането на нови електропроводи, които са проекти от общ европейски интерес:

−      п/ст „Марица изток“ – п/ст „Неа Санта“ (Гърция);

−      п/ст „Пловдив“ – п/ст „Марица изток“;

−      п/ст „Марица изток“ – ОРУ ТЕЦ МИ3;

−      п/ст „Марица изток“ – п/ст „Бургас“;

п/ст „Бургас“ – п/ст „Варна

В дългосрочен план по думите на Захов се предвижда изграждането на следните нови електропроводи 400kV:

−      п/ст „София запад“ – п/ст „Ниш“ (Сърбия);

−      п/ст „Пловдив“ – п/ст „Царевец“;

−      ВС „Ветрен“ – п/ст "Благоевград".

По отношение на развитие на мрежа 220kV той обясни, че е приета концепция тя да не се развива повече за  за сметка на мрежи 400kV и 110kV, с изключение изграждането на второ захранване на района на гр. Русе.

Развитието на мрежата  110kV ще се базира на подобряване сигурността на пренасяне на електроенергията от разпределеното производство на ВЕИ; присъединяване на малки конвенционални централи; подобряване сигурността на захранване на отделни райони, както и подобряване обмена на електроенергия с разпределителните мрежи.

В коментара си по отношение на сигурността  на електроенергийните доставки, Захов припомни какво предвижда инициативата "Чиста енергия за всички европейци" - увеличение на производството на електроенергия от ВЕИ, редуциране на генерацията от въглищните и газовите електроцентрали (декарбонизация на енергетиката), подобряване на енергийната ефективност и увеличаване трансграничния обмен на електроенергия при повишено натоварване на междусистемните електропроводи.

Впоследствие на тази информация обаче Захов прогнозира, че тази посока на развитие на енергетиката в регионът ни ще предизвика технически проблеми с управлението на електроенергийната система  на България, както  и приподдържането на електропреносната мрежа. Това от своя страна ще трябва да се решават изпреварващо от ЕСО, обясни експертът. Той постави и въпросите, касаещи мрежовите проблеми при редуциране на производството на електроцентралите на въглища. Според него те касаят недостиг на балансираща мощност. Както обясни Захов,  увеличеното количество на електрическа енергия от ВЕИ за сметка на конвенционални генериращи мощности ще предизвиква големи отклонения в баланса производство-потребление на нашата ЕЕС. Основният проблем на вятърните и фотоволтаични централи е невъзможността за запасяване и управление на първичния им ресурс (вятър и слънчева радиация); недостиг на резерв за първично и вторично регулиране – допълнителни услуги, които се предлагат основно от въглищните кондензационни централи; проблеми при изпълнението на Плана за възстановяване на ЕЕС след тежки аварии. В този план той коментира недостига на трансформаторна мощност между мрежа 400kV и 110kV; увеличаване трансграничния обмен на електроенергия; нарастване на транзитните и кръгови потоци през електропреносната мрежа на страната. Експертът обясни също така и новите изисквания на ЕС за ВЕИ, които водят до по-високи инвестиционни ангажименти.

Енергийният експерт от Института за енергиен менджмънт Иванка Диловска в презентацията си „Позиции на въглищните централи при подобрения пазарен модел“ направи преглед на еврорегламентите от една страна и на възможностите пред страната ни. В частност тя обърна внимание на т.нар. стандарт за емисии „правило 550“ – определящ нивото на изхвърляне на СО2 от ТЕЦ-овете.

Диловска подчерта също значението на 10-годишния план на ЕСО за развитие на електроенергийната система на България. Тя обесни, че съществуващите 3978 МВт въглищни мощности ще продължат да работят през следващите 10 години, но и , че всяко инвестиционно намерение следва да бъде отразено в този план.

Електроенергетиката на ЕС ще продължи да се финансира паралено чрез три източника“ пазарни приходи, чрез субсидии за енергията от ВЕИ и чрез субсидии по механизми за капацитет за разходи/инвестиции, които не могат да бъдат финансирани чрез обичайните търговски сделки на електроенергийния пазар на едро, каза Диловска.

Експертът обърна специално внимание, че механизма за капацитет е „временна мярка с която да се осигури необходимото равнище на адекватност на ресурсите чрез възнаграждение за предоставянето на ресурси на разположение, с изключение на мерки, отнасящи се за спомагателни услуги или управление на претоварването». Срокът на действие на механизма за капацитет е не повече от 10 години, обясни Диловска.

Държавите-членки първо преценяват дали осигуряването на извънпазарен капацитет под формата на стратегически резерв може да даде отговор на опасенията за адекватността на ресурсите. Само когато случаят не е такъв, държавите-членки може да приложат друг пазарен вид механизъм за осигуряване на капацитет.

Когато държава-членка прилага механизъм за осигуряване на капацитет, тя прави преглед на този механизъм и гарантира, че няма да се сключват нови договори, когато актуализираните оценки не са установили опасение за адекватността на ресурсите. Освен това по думите на експерта от Института за енергиен мениджмънт, при механизма за капацитет трябва да има и възможност за ефективното му административно премахване, ако 3 последователни години няма нови договори.В тази връзка тя обърна внимание на компетенциите за преценка от страна на ЕК. Когато въвеждат механизъм за капацитет страните членки на ЕС въвеждат и съответна норма на надеждност, определена от съответен орган.

 

Тя даде пример за одобрен механизъм за капацитет, защитен вече от Полша. Диловска специално акцентира върху Grandfathering clause или Полската поправка (дерогация за „заварени случаи“): Държавите-членки трябва да адаптират действащите МК към изискванията на регламента, с изключение на договорите за МК, сключени преди 31.12.2019 г.", обясни тя. 

По-късно в рамките на дискусията Диловска уточни, че периода на одобрение на механизма за капацитет от страна на Полша  е отнел около 1,5 години, като  страната е постигнала сключване на договори за мощности, от които около 80 % са за въглищни централи с период до 2029 г. и 2033 г. Преди това експертът разгледа хронологично процеса в Полша, от който става ясно, че още през 2017 г. страната е приела Закон за механизма за капацитет. Резултатът е: 22,4 ГВт за 2021, 80% от които въглищни, а 3,6 ГВт въглищни централи са си осигурили 15-годишни договори, които ще им позволят публични субсидии в размер на 3 милиарда евро. Постигнатата цена е да 55 евро на КВт на година. Срокът на действие: до 15-годишни договори, започващи от 2021 година.

 

Ако в Министерство на енергетиката вече е започнала някаква процедура за това и има възможност да бъде обявен търг и да бъдат подписани договори, има възможност и постигане на механизъм за капацитет и за българските централи за срок от 15 години. Това означава, че механизма за капацитет, който страната ни ще може да защити ще е със срок от 10 години. Това означава, че те ще получават финансиране до средата на 2025 г.  В този преходен според Диловска период трябва да се премине към един различен пазарен модел и при това устойчив така, че при него да се гарантира и работата на централите.

Прогнозата на практика, ако отново видим възможностите, е че ако страната ни успее до 31 декември да сключи договори за капацитет, то те да са със срок от 10 години, но всеки ще е с различна продължителност. Ако постигането на споразумение е след 31 декември 2019 г., договорите за капацитет ще са с различна продължителност, но няма да са със срок по-дълъг от този от 1 юли 2025 година. 

Експертите обсъждаха и възможностите за екологизиране на ТЕЦ-овете, системите за съхранение и улавяне на СО2. Константин Сирлещов разгледа възможността за „третия път“ – система от разнообразни мерки, включително и необходимостта от спешна оптимизация на структурата на разходите в комплекса Марица Изток, включително и възможността за либерализация на генериращи мощности. 

Проф. Валентин Колев обърна внимание на разликата между мощностен и енергиен баланс и на техническите специфики на електроенергийната система на България. В тази връзка и предвид бъдещето на енергийния пазар той застана категорично зад необходимостта от ТЕЦ-овете на въглища в България. 

Със сигурност голямо вълнение сред експертите предизвика припомнянето от експерта Димитър Куюмджиев припомнянето на стрес тестовете на ЕС за въглищните централи, които не са никак радостни за българската енергетика, защото предвиждат затваряне на мощности още от тази и следващата година. 

В частност той се спря се на технологията за използването на въглища за синтетичен газ , където водеща е Италия, а Китай преработва 100 млн. тона газ. Експертът даде Китай като пример за газификация на въглища в света където годишно се газифицират 100 млн. тона. 

Около 60 евро ще струват 1000 куб м такъв газ според проучване на „Овергаз“ подчерта експертът.  Според изследвания на български геолози от всеки тон въглища може да се извлече 20-25 куб м синтетичен газ. Разходният дипазон е от 1 до 8 евро, посочи той. По думите му, трябва да се намерят начини за използване на нашия комплекс.

Друг начин е чрез улавяне и съхранение на СО2, посочи Куюмджиев.

В крайна сметка експертите се обединиха, че тревогата за бъдещето на ТЕЦ-овете на въглища в България е все по-голяма, а сигнали, че има напредък от страна на енергийното министерство, освен заявените намерения засега няма.

 

 

https://climateanalytics.org/media/eu_coal_stress_test_report_2017.pdf

 







Коментирай
Изпрати
Антибот
Презареди
* Моля, пишете на кирилица! Коментари, написани на латиница, ще бъдат изтривани.
0 коментари