Новият 10-годишен план на ЕСО: 1465 MW нови ВЕИ и очаквано положителното влияние на АЕЦ „Белене“

Комисията за енергийно и водно регулиране ще обсъди в четвъртък, 17 септември „План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2020 – 2029 г.“ на Електроенергийния системен оператор (ЕСО).

Общата стойност на инвестиционната програма е 1 млрд. 420 млн. лв. За настоящата 2020 г. е в размер от 203 млн. 200 хил. лв. Одобреният от регулатора десетгодишен план през миналата година бе на стойност 137 млн. 774 хил. лв. Това означава увеличение на инвестициите с 45 млн. 542 хил. лв. , но както става ясно от докладът на работната група към КЕВР, те са обосновани.

За пръв път в доклада се обръща внимание на влиянието на влиянието на електроенергийната система на Турция върху разпределението на електроенергийните потоци в региона. Отчита се положителното влияние от пазарните обединения “ден напред” и “в рамките на деня”, като се очертава тяхното влияние през следващите години.

Заложено е и развитието на възобновяеми източници. Отбелязва се, че при положително решение за АЕЦ „Белене“, това ще се отрази добре на развитието на цялата електроенергийна система на България.

„Десетгодишният план за развитие съдържа основната инфраструктура за пренос на електроенергия, която се предвижда за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация през следващите десет години. Той осигурява своевременно и хармонично изграждане и въвеждане в експлоатация на нови елементи на електропреносната мрежа за икономична и сигурна работа на ЕЕС, при спазване критериите за сигурност и действащите стандарти за качество на електроснабдяването“, отбелязват авторите на документа.

Направен е анализ на потреблението на електрическа енергия в електроенергийната система (ЕЕС) на България и прогноза за развитие на електрическите товари до 2029г.; анализ на производствените мощности в ЕЕС на страната ни, включително от обекти за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници (ВИ); прогнозни мощностни и енергийни баланси на ЕЕС; възможности за управление и анализ гъвкавостта на производствените мощности: базови мощности, мощности с приоритетно производство, балансиращи и резервиращи мощности, регулиращи мощности; изследване на потокоразпределението и нивата на напреженията в електропреносната мрежа, в съответствие с прогнозните мощностни баланси; развитие на електропреносната мрежа, включително изграждане на нови междусистемни електропроводи; нива на токовете на къси съединения на шини 400kV, 220kV и 110kV на подстанциите от системно значение; развитие на телекомуникационната инфраструктура за осигуряване на наблюдаемостта на ЕЕС; оценка на необходимите инвестиции за реализация на предложения план за развитие на електропреносната мрежа.  

В 10-годишния план се определя развитието на преносната електрическа мрежа на България до 2028 г., така че да се създадат необходимите технически условия за: сигурно и качествено доставяне на произведената електрическа енергия до всички възли на електропреносната мрежа; устойчива работа и развитие на производствените мощности в страната и жизненост на пазара на електрическа енергия.

Авторите на доклада на преносния оператор в анализа и прогнозата за развитие на потреблението на електрическа енергия в страната посочват, че  вследствие на провежданите политики за енергийна ефективност (саниране, енергоспестяващи електроуреди и цели производства и т.н.) и навлизането на нови технологии, са възникнали множество фактори, влияещи по различен начин върху електропотреблението в страната. Това затруднява в значителна степен определянето на корелационните зависимости и на практика през последните години не се наблюдават тясно определени тенденции в брутното електропотребление, дори то да бъде приведено към нормални средномесечни температури, отбелязват те.

Прогнозата за развитие на брутното електропотребление в страната е съобразена с прогнозите на Европейската комисия (ЕК) до 2050 година, на Агенцията за устойчиво енергийно развитие, на Българска академия на науките и на Министерство на финансите (по отношение на брутния вътрешен продукт). Тя е съобразена и с очертаващата се икономическа криза в краткосрочен план вследствие на пандемията от COVID-19.

На тази база, авторите на плана на  ЕСО залагат  два основни сценария за развитие на електропотреблението: максимален и минимален.  Към тях е добавен сценария на Министерството на енергетиката, заложен в актуалния към февруари 2020 година „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата на Република България“.

Максимален сценарий

При сценария „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата“ за брутното електропотребление без помпи е с от 300 до 600 GWh над максималната прогноза на ЕСО ЕАД, тъй като стартира от по-високо потребление за 2020 година, което предполага ръст от 4% спрямо приведеното потребление за 2019 г.на фона на тенденцията от последните три години за лек спад. Въпреки това съгласно насоките на ENTSO-E, именно този сценарий следва да се вземе предвид като базов при разработването на националните планове за развитие на електропреносната мрежа. Максималният сценарий за брутното електропотребление без помпи съвпада с тенденцията на референтния такъв за крайното електропотребление в страната на ЕК за периода 2015–2025 г. Предвижда се увеличаване на електропотреблението с умерени темпове. Заложено е забавяне в прилагането на мерки за енергийна ефективност. Към 2029 г.се очаква брутното потребление да достигне 40 800 000 MWh.

Минимален сценарий

В минималният сценарий е предвидено задържане на нивото на електропотреблението без помпи за целия период поради по-интензивно прилагане на мерки за енергийна ефективност. През 2029 г. брутното потребление на електрическа енергия достига 37 550 000 MWh.

Възобновяеми източници

Предвидените за въвеждане в експлоатация обекти за производство на електрическа от възобновяеми източници (ВИ), в т.ч. съгласно сключените предварителни и окончателни договори за присъединяване на нива преносна и разпределителни мрежи, са 1465 MW за периода на Плана, т.е. До 2029 г.

Според разчетите на ЕСО става въпрос за:

вятърни мощности - 673 MW,
фотоволтаични – 659 MW,
ВЕЦ – 69 MW
Био електроцентрали – 64 MW.

За сравнение, съществуващите към края на 2019 г. мощности от ВЕИ са както следва:

ВЕЦ (без помпи) 2347 MW,
вятърни електроцентрали – 700 MW
фотоволтаични – 1059 MW
Биомаса и биогаз – 77 MW

Предвидените нови мощности за производство на електрическа енергия от топлоелектрически централи (ТЕЦ)и от високоефективно комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия са 564 MW.

Ядрени мощности

В плана на Република България са предвидени нови ядрени мощности в периода 2030-2040 г., което е извън обхвата на настоящия план, но тъй като мащабът на тези мощности е концентриран, а не децентрализиран като ВЕИ, то влиянието им е съществено върху развитието на електропреносната мрежа и изисква значителни и продължителни предпроектни проучвания и съгласувателни процедури. Поради тази причина в настоящия план е представена концепция за присъединяване на нови ядрени мощности, отбелязват от ЕСО.

Посочва се, че при положително решение за изграждането на АЕЦ „Белене“, преносният оператор е определил необходимото развитие на електропреносната мрежа, като присъединяването на блоковете ще се извърши на две нива напрежения –400kV и 110kV. Основното свързване на блоковете е към мрежа 400kV, а резервното захранване на собствените нужди е от мрежа 110kV.

„Развитието на електропреносната мрежа на страната заради присъединяване на АЕЦ "Белене" ще окаже положителен ефект върху повишаване сигурността на работата на цялата електроенергийна система на България. Предвиденото развитие на мрежа 400kV практически ще удвои пръстен 400kV между северозападната и североизточната част на страната. Ще се реализира двойна напречна връзка в централната част на страната от п/ст Царевец“ до п/ст „Пловдив“,благодарение на която ще се увеличи възможността за трансграничен обмен на електроенергия по направлението „север-юг“. Тази напречна връзка ще е полезна включително и при положително решение за изграждането на блок 7 на АЕЦ „Козлодуй“. Предвиденото развитие на мрежа 110kV за присъединяване на АЕЦ „Белене“ ще подобри значително захранването на обширни райони около градовете Плевен, Свищов, Велико Търново и Русе“, отбелязват авторите на доклада.

Влияние на електроенергийната система на Турция

Резултатите от пазарните изчисления, извършени въз основа на прогнозата на всеки системен оператор за развитие на производството и потреблението на електрическа енергия, показват съществени разлики в сравнение с предишния регионален план.

За първи път при разработката на плана се взима  предвид влиянието на ЕЕС на Турция върху потокоразпределението в региона. Прогнозите на турския оператор са за голям ръст на нови генериращи източници (над 140 GW инсталирана мощност до 2040г.), с ниска цена на електроенергията и възможност за целогодишен експорт. В същото време, в българската ЕЕС не се предвиждат инвестиции за нови мащабни източници на електроенергия, достъпни 24 часа в денонощието, които да не отделят парникови газове. Това ще доведе до повишаване на транзитните потоци на електроенергия през нашата преносна мрежа в направление изток-запад и може да направи българо-турската и българо-сръбската граница тесни места, които биха ограничавали свободната търговия.

Транзитът на електроенергия през нашата страна би станал още по-голям, при редуциране на производството от генериращите мощности в комплекса "Марица изток", отбелязват авторите на доклада.

Преносна мрежа и устойчивост

При разработването на плана се взема  предвид, че преносната мрежа 400kV е гръбнака на електропреносната мрежа в  България. Географското разположение на страната предполага в бъдеще голям търговски интерес за транзит на електрическа енергия през електропреносната мрежа на страната. За сигурно функциониране на електропреносната мрежа при спазване на посочените по-горе принципи и с цел осигуряване необходимата надеждност на електропренасянето и устойчивост на генериращите източници, в мрежа 400kV на Р България е необходимо да се изградят следните нови електропроводи:-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“.Горепосочените електропроводи 400kV са признати от ЕКкато проекти от общ интереспо смисъла на Регламент (ЕС) No 347/2013 на Европейския парламент и на Съвета от 17 април 2013 г. относно указания за трансевропейската енергийна инфраструктура и за отмяна на Решение No 1364/2006/ЕО, както и за изменение на регламенти (ЕО) No 713/2009, (ЕО) No 714/2009 и (ЕО) No 715/2009. За тях е извършен обстоен анализ на разходите и ползите (Cost Benefit Analysis) според методика на ENTSO-Е.

Показателите, оценявани в този анализ, са икономически и технически.

Резултатите от анализа показват, че при планираното развитие на генериращите мощности и консумацията на електрическа енергия в региона, строежът на тези електропроводи е икономически и технически обоснован. Икономическите ползи се изразяват в очакваното намаляване на цените на електрическата енергия вследствие на улесняване на трансграничната търговия, както и от намаляване на технологичните разходи от пренос. Техническите ползи от построяването на тези електропроводи се изразяват в подобряване на ефективното функциониране на преносната мрежа чрез гарантиране на непрекъснатост на доставките в нормални и ремонтни схеми на работа. Това дава възможност за подобряване на условията за търговия и улесняване на процедурите по получаване на различните документи, необходими при изготвянето на разрешения за строеж. След 2030г. се предвижда изграждане на втори междусистемен електропровод със Сърбия и трети междусистемен електропровод с Турция, които не са в обхвата на настоящия Десетгодишен план.

ЕСО ЕАД посочва, че се работи по увеличаване на трансграничните капацитети за обмен на електрическа енергия със страните от Югоизточна Европа.

В Десетгодишния план ЕСО ЕАД посочва, че резултатите от потокоразпределението показват, че не се очакват претоварени елементи от преносната мрежа.

В мрежа 400 kV няма претоварени елементи. С мрежа 220 kV се обменят около 948 MW в двете посоки, като резултантната стойност е 132 MW към 220 kV.

Очакваният поток от 400 kV към 110 kV e 2421 MW. Най-натоварен на ниво 220 kV е ЕП „Дръзки”(п/ст.Добруджа –п/ст.Варна) –66%.

Към мрежа 110 kV се трансформират 2610 MW. Мрежата 110 kV работи преобладаващо в затворен пръстен, с някои изключения на репериране, наложени основно за: ограничаване на токовете на късо съединение, селективна работа на релейните защити и ограничаване преноса на електрическа енергия през чужди съоръжения. Към мрежа 110 kV е присъединен основния електрически товар на ЕЕС от 6892 MW. Около 30% от него се захранва от директно присъединените електрически централи, а останалата мощност се трансформира от мрежи 400 kV и 220 kV.

В някои райони на страната с концентрация на обекти за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници, при определени режими е налична трансформация на електрическа енергия от мрежа средно напрежение към мрежа 110 kV. В Плана от преносния оператор посочват, че моделът на ЕЕС, използван за изчисление на токовете на късо съединение, отразява съществуващото състояние на електропреносната мрежа и генериращите източници. В модела на ЕЕС, използван за изчисление на токовете на късо съединение, са включени всички инсталирани генериращи мощности в атомни електроцентрали (АЕЦ), ТЕЦ, ВИ и ВЕЦ, предвидени да бъдат в експлоатация към 2029 г. Включени са всички вятърни и фотоволтаични централи, както и такива, произвеждащи електрическа енергия от биомаса (БиоЕЦ), предвидени за присъединяване към електропреносната мрежа и към шини средно напрежение в подстанциите.

Документът съдържа и подробен план на обектите и съоръженията за реконструкция и рехабилитация.

Инвестиции

Годишните прогнозни стойности на всички разходи за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация на обектите от електропреносната мрежа и на системите за защита и управление на ЕЕС за периода на Десетгодишния план за периода 2020-2029 г. са в размер на 1 млрд. 420 млн. лв.  (1 420 252 хил. лв.), от които ––178 млн. 167 хил. лв. (178 167 хил. лв.) или 12,54% са привлечени европейски средства, основно за съфинансиране на проектите от общоевропейско значение. ЕСО ЕАД планира да инвестира средно по 10% от посочения общ размерна инвестициите за периода на Плана, като за периода 2020-2022 г. дружеството възнамерява да направи инвестиции в размер на 498462 хил. лв. или 35,10% от общия размер на инвестициите, посочени в Плана.

Размерът на инвестициите предвижда през 2020 г. те да са в обем от 203 млн. 200 хил. лв. През следващата 2021 г. са заложени 137 млн. 774 хил. лв., а през 2022 г. - 157 млн. 488 хил. лв.

От представения одитиран годишен финансов отчет на ЕСО ЕАД за 2019 г. е видно, че дружеството е намалило печалбата си от оперативната дейност от 34 708 хил. лв. за 2018 г. на 26 923 хил. лв. за 2019 г. Коефициентът на обща ликвидност за 2019 г. е в размер на 2,39 в сравнение с 3,09 за 2018 г., което показва възможността на дружеството да покрива текущите си задължения със собствени оборотни средства. Съотношението между собствен капитал и краткосрочни и дългосрочни пасиви за 2019 г. е 3,64 и показва, че дружеството разполага с
достатъчно собствени средства да обслужва дългосрочните и краткосрочните си задължения.

В тази връзка след извършен анализ на състоянието на ЕСО ЕАД на база представения одитиран годишен финансов отчет за 2019 г. може да се направи извод, че дружеството ще разполага със средства за изпълнение на инвестиционната си програма. Това отбелязват от своя страна експертите от работната група на КЕВР.

Докладът на работната група към КЕВР: https://www.dker.bg/uploads/_CGCalendar/2020/rep_TYNDP%202020%202029_02.09.2020.pdf

Десетгодишният план на ЕСО: https://www.dker.bg/uploads/_CGCalendar/2020/10_Year_Net_Dev_Plan_20-29.pdf