Енергийна стратегия на България до 2030 г. с хоризонт до 2050 г. - пестелива в очакванията си

Пестелива в очакванията си. Така може да се определи новата Стратегия за устойчиво енергийно развитие на Република България до 2030 година с хоризонт до 2050 година, публикувана на страницата на Народното събрание. В документът не е пропуснато настоящото състояние на енергийния сектор, както и ролята на всеки отрасъл – от ТЕЦ до енергийна ефективност. Развита е и визията до 2030 г. и очакванията за следващите 20 години в съответствие с европейската рамка, основана, както на приетите досега регламенти, така и на „зелената сделка“.  

„Стратегията отразява ясно тенденциите, мерките и политиките в областта на енергийната сигурност, енергийната ефективност, либерализацията на електроенергийния и газовия пазар и интегрирането им в общия европейски енергиен пазар, развитието и внедряването на нови енергийни технологии. Тези политики намират отражение и в Интегрирания план в областта на енергетиката и климата на Република България 2021 - 2030 г., с хоризонт до 2050 г., който е изготвен в изпълнение на Регламент (ЕС)2018/1999 относно управлението на Енергийния съюз и на действията в областта на климата.

Стратегията определя общата рамка за провеждане на енергийната политика в Република България до 2030 г.,с хоризонт до 2050 г. и е разработена на базата на анализ за състоянието на сектор в страната и региона, и оценка на неговия потенциал.

Отчетени са: (1) натрупаният през годините опит при управление на енергийната система в страната;(2) потенциалът за работа на съществуващите производствени енергийни мощности, след тяхната рехабилитация и модернизация;(3) необходимостта от изграждане на нови електропроизводствени мощности, отговарящи на екологичните изисквания и най-високите критерии за безопасност и устойчивост; (4) необходимостта от ускорено внедряване на нови високоефективни енергийни технологии и мерки, водещи до значимо намаление на енергийното потреблението и разходите за енергия“, се казва в документа.

Определени са пет основни приоритета:

Гарантиране на енергийната сигурност и устойчиво енергийно развитие;

Развитие на интегриран и конкурентен енергиен пазар и защита на потребителите чрез гарантиране на прозрачни, конкурентни и недискриминационни условия за ползване на енергийни услуги;

Повишаване на енергийната ефективност в процесите от производство до крайно потребление на енергия;

Устойчиво енергийно развитие за чиста енергия и декарбонизация на икономиката;
внедряване на иновативни технологии за устойчиво енергийно развитие

Във връзка с изпълнението на тези национални енергийни приоритети до 2030 г.,с хоризонт до 2050 г.,и за осигуряване приноса на България за изпълнение на общата европейска енергийна политика са заложени следните цели до 2030 г.:

Намаляване на първичното енергийно потребление в сравнение с базовата прогноза PRIMES 2007 -27.89%;

Намаляване на крайното енергийно потребление в сравнение с базовата прогноза PRIMES 2007 -31.67%;

27.09% дял на енергията от ВИ в брутното крайно потребление на енергия;

Най-малко 15% междусистемна електроенергийна свързаност  

При определяне на националните приоритети и цели за енергийно развитие до 2030 г., са отчетени следните ключови фактори:

1. Изпълнение на европейските политики и цели в областта на енергетиката и климата;
2. Прогноза за макроикономическите показатели на страната;
3. Отчитане спецификата на националния енергиен микс, наличните местни енергийни ресурси, гарантиране на енергийната сигурност, конкурентоспособността на икономиката, както и социалното отражение на прехода към декарбонизация;
4. Прогнозите за производство и потребление на енергия в страната и региона.

Енергийна свързаност и устойчиво развитие

В частта енергийна сигурност и устойчиво енергийно развитие се прави преглед на цялостната европейска рамка с всички заложени регламенти, които очертават ангажиментите на страната ни във всеки един сегмент – от производство на електроенергия от ТЕЦ, АЕЦ и ВЕИ до въглеродни емисии, пазарът на газ, енергийна ефективност.

По отношение на енергийните ресурси и използването на местните въглища, документът потвърждава значението им за енергийната сигурност на страната ни. Обръща се внимание на недостатъчната осигуреност на нефт и природен газ, тенденцията за изчерпване на съществуващите находища.

Страната ни няма намерение да затваря въглищните ни централи. В същото време ще трябва да спази регламентът за вътрешния пазар на електроенергия, „с който се дава възможност на държавите членки да въведат механизъм за осигуряване на капацитет в случай на опасения относно адекватността на националните ресурси, който функционира на пазарен принцип и който трябва да бъде съобразен с изискванията по отношение на допустимите стойности на емисии на CO2 от 550 grCO2/kWh електрическа енергия и ограничението от 350 kg CO2 от изкопаеми горива средно на година за инсталирана мощност в kW от 01 юли 2025 г. „.  Също така и директивата за ядрена безопасност, включително и необходимостта от диверсификация на доставката на гориво.

По отношение на Делът на енергията от възобновяеми източници в документа се припомня, че в производството на първична енергия през 2018 г. е 21.52% (по данни на НСИ).

При производство на електрическа енергия в стратегията се отчита настоящата възможност за износ. Към настоящия момент, нетно инсталираните мощности за производство на електрическа енергия в ЕЕС са 12 400 MW, а разполагаемата мощност е 8 300 MW.

Базовите електропроизводствени мощности в страната са „АЕЦ Козлодуй“ ЕАД и кондензационните електроцентрали на въглища. Отговорността за покриване измененията на товара в денонощен и сезонен разрез е възложена на големите водноелектрически и помпено-акумулиращи централи.

Общата инсталирана мощност на „АЕЦ Козлодуй“ ЕАД е 2 080 MW, с които се осигурява ежегодно над една трета от електропроизводство в страната. През 2019 г. атомната централа е произвела 37% от брутното производство на електрическа енергия.
Общата инсталирана мощност на топлоелектрическите централи ("ТЕЦ Марица изток 2" ЕАД, ТЕЦ „Контур Глобал Марица Изток 3“ АД, ТЕЦ “ЕЙ И ЕС- 3С Марица изток І“ ЕООД и ТЕЦ “Бобов дол”), използващи местни въглища, е 3 848 МW. През 2019 г. тези централи са произвели 39% от брутното производство на електрическа енергия в страната.

"ТЕЦ Марица изток 2" ЕАД е най-голямата топлоелектрическа централа в България с обща инсталирана мощност от 1 610 МW.

Основните балансиращи и регулиращи мощности в ЕЕС на България са големите водноелектрически централи, собственост на „Национална електрическа компания“ ЕАД (НЕК ЕАД). НЕК ЕАД е собственик на 30 водноелектрически централи (ВЕЦ и ПАВЕЦ) с обща инсталирана мощност 2 713 MW в турбинен режим и 937 MW в помпен режим.

Основното производство на електрическа енергия на компанията се получава от четиринадесетте големи ВЕЦ, които са с обща инсталирана мощност 2 480 MW. Те са групирани в четири каскади "Батак", "Доспат-Въча", "Арда" и "Белмекен-Сестримо-Чаира" и са предназначени за покриване на върховите натоварвания и регулиране на параметрите на ЕЕС.

През 2019 г. брутното производство на електрическа енергия възлиза на 44 TWh, като 76.6% от него е от местни въглища и ядрена енергия (ядрената енергия е отчетена като местен енергоносител), 15.8% - от енергия от ВИ, 6.0% - от вносни горива (вносни въглища, газообразни и течни горива) и 1.6% - от ПАВЕЦ. Това производство покрива изцяло нуждите от електрическа енергия в страната (39 TWh брутно вътрешно потребление за 2019 г.) и позволява България да е нетен износител на електрическа енергия. През 2019 г. търговският износ е 8.8 TWh, а вносът е 3 TWh.

В частта „Топлоснабдяване“  се посочва, че топлофикационните дружества (ТФЕЦ) на територията на страната са 12, като 11 са частна собственост, а „Топлофикация София” ЕАД е 100% собственост на Столичната община.

В голяма част от топлофикационните дружества, които преди 10 - 15 г. бяха само със съоръжения за производство на топлинна енергия, се направиха значителни инвестиции в посока инсталиране на газови двигатели и газотурбинни модули за производство на електрическа енергия. Инсталирани бяха газови двигатели или се извърши подмяна на водогрейни котли в ЗТЕЦ и в десетки оранжерии. През 2019 г. произведената топлинна енергия в страната от ТФЕЦ и ЗТЕЦ е около 14 TWh.

През 2019 г. брутното производство на топлинна енергия е 14 ТВтч, като най-голям относителен дял имат ТФЕЦ – 54.0%, следвани от ЗТЕЦ – 45% и АЕЦ – 1%.
Крайното потребление на топлинна енергия през 2019 г. възлиза на 11 ТВтч, като най-голямо дялово участие имат небитовите клиенти (промишлени и стопански) – 64%, следвани от битовите клиенти с 31% и небитовите (бюджетни) с 5%. Топлинната енергия, произведена от заводските централи, се използва за технологични нужди от самите централи и от потребители предимно от промишлеността.

Крайното потребление на топлинна енергия, произведена от ТФЕЦ и АЕЦ през 2019 г., възлиза на 5.5 ТВтч. Основен потребител на произведената топлинна енергия от ТФЕЦ и АЕЦ са битовите клиенти. Разпределението на реализираната топлинна енергия на крайни клиенти е следното: битови клиенти – 62%, небитови (промишлени и стопански) – 27% и небитови (бюджетни) – 11%.

Във връзка с енергийната ефективност се залага всички измервателни уреди или топлинни разпределители, монтирани след 25 октомври 2020 г. да са устройства с дистанционно отчитане. По този начин крайните ползватели на топлинна енергия ще получават информация, в т.ч. и по електронен път, за реално потребеното от тях количество топлинна енергия. До 1 януари 2027 г. измервателните уреди и топлинните разпределители, които вече са инсталирани, но не са с възможност за дистанционно отчитане, следва да бъдат преустроени така, че да могат да се отчитат дистанционно или да бъдат заменени с уреди с възможност за дистанционно отчитане.

В новата енергийна стратегия се залага на осъществяване на електроенергийна и газова свързаност на съответните системи с тези на Европа. Подробно са коментирани проектите в двата сектора, осъществявани от Електроенергийния системен оператор (ЕСО) и „Булгартрансгаз“, заложени и в 10-годишните планове, представени пред КЕВР.

Държавата ще продължи да разчита на местни ресурси, но в съответствие с европейската система за търговия с емисии.

„През следващите години се очаква производителите на електрическа енергия от въглища да се изправят пред значителни предизвикателства, произтичащи от новата законодателна рамка, изискваща преход към нов нисковъглероден пазарен модел. Политиките на ниво ЕС са насочени към засилени мерки за декарбонизация. Съществено влияние върху пазара на електрическа енергия и себестойността на произвежданата електрическа енергия от различните видове производства във времевия хоризонт до 2030 г. ще имат политиките и целите, свързани с  увеличаване на цената на CO2 емисиите, посредством Европейската схема за търговия с емисии /ЕСТЕ/. Както и заложената висока общоевропейска цел от 32% дял на енергия от ВИ в брутното крайното потребление на енергия. Националната цел на България е 27.09%.

В тази връзка се разглежда Европейската схема за търговия с емисии. „Европейската схема за търговия с емисии представлява важен инструмент, въведен от ЕС за борба с изменението на климата и ключов инструмент за намаляване на емисиите на парникови газове по икономически ефективен начин. През април 2018 г. влезе в сила Директива (ЕС) 2018/410 на Европейския парламент и на Съвета от 14 март 2018 година за изменение на Директива 2003/87/ЕО с цел, засилване на разходно ефективните намаления на емисии и на нисковъглеродните инвестиции, и на Решение (ЕС) 2015/1814. С документа се актуализират условията, при които се прилага схемата за търговия с квоти за емисии на парникови газове. Промените засягат съществени елементи от рамката за изпълнение, като:

Горната граница за общото количество емисии ще бъде намалявана с 2,2% годишно (коефициент на линейно намаление).

Количеството квоти, които се заделят в резерва за стабилност на пазара (РПС), ще бъде временно удвоено между 2019 и 2023 г. вкл.
През 2023 г. ще започне да функционира нов механизъм за ограничаване на срока на валидност на квотите в РПС.

В допълнение директивата предвижда функционирането на три различни финансови механизма, които целят модернизация, диверсификация и устойчива трансформация на енергийния сектор. Подкрепяните инвестиции трябва да са в съответствие с прехода към безопасна и устойчива нисковъглеродна икономика, с целите на рамката на Съюза за политиките в областта на климата и енергетиката в периода до 2030 г. и да постигат дългосрочните цели, формулирани в Парижкото споразумение.

Отчитайки европейската политика и засилените мерки за декарбонизация, както и растящата цена на CO2 емисиите, в разглеждания период е възможно икономическото отпадане на част от генериращите мощности при липсата на модернизации.

Очаква се промените да доведат до ситуация, при която пазарът на електроенергия няма да бъде в състояние да отговори на пиковото търсене, тъй като опасенията едва ли ще бъдат решени от пазарните сили, поради вероятността от наличието на проблема на "липсващите пари", който съществува на един енергиен пазар, когато приходите от енергийния пазар сами по себе си не могат да успеят да реализират достатъчно инвестиции в капацитет.

Имайки предвид  производствения микс на страната, за да се гарантира сигурността на снабдяването в дългосрочен план, е изготвен анализ на адекватността на ресурсите с регионален обхват, който представя развитието на генериращите мощности при избраните сценарии в средносрочен план до 2030 г.

За преодоляването на възможните проблеми с адекватността, съпътстващи прехода към нов пазарен модел, се предвижда до 1 юли 2021 г. да се въведе общо пазарен механизъм за капацитет, който да осигури необходимото ниво на сигурност, в съответствие с изчисления коефициент на надеждност. Доставчиците на капацитет ще бъдат задължени да доставят енергия, когато това е необходимо, за да се гарантира сигурността на доставките, при т. нар. стресови за системата събития или часът, в който наличния за оператора планиран диспечируем резерв е по-нисък от нивото, необходимо за безопасно управление на мрежата.

Залагайки на стратегическия характер на топлоелектрическите централи, произвеждащи електрическа енергия от въглища, за гарантиране на енергийната сигурност на страната, България ще продължи да разчита и за в бъдеще на ефективната работа на тези мощности, се казва в документа.

В честта за добива на природен газ се отчита липсата на открити находища и изчерпването на настоящите, което се смята за риск, но и възможност за търсене на алтернативни източници.