Електроенергийните проекти в Енергийната стратегия на България до 2030 г.
За всички е ясно, че разширяването на капацитета на електроенергийната система в страната не може да се осъществи с магическа пръчка. Това се отнася и за газовия сектор, който само допреди няколко години бе в застой. Проектите, заложени в Енергийната стратегия на България до 2030 г. с хоризонт до 2050 г. вече се осъществяват и ще продължат да се осъществяват и през следващите десет години. Напредъкът по тях и разширяването на капацитета в този период очертава и намеренията за последващ период. В основата си тези проекти обхващат електроенергийния и газовия сектор, но също и топлоенергетиката. Като част от тях трябва да се разглежда и намерението за нови ядрени мощности и възобновяеми източници. За целта се изисква и осъществяване на енергийна свързаност на електроенергийната система на страната ни със съседните страни. За всички е ясна значението на междусистемната газова свързаност. Това от своя страна очертава и бъдещето на вътрешния електроенергиен и газов пазар. Критиците на проектите са наясно, че постигането на съгласуваност на европейско и междудържавно ниво е от критично значение за всеки отделен етап от осъществяването им. От решаващо значение са и новите технологии.
Електроенергийна свързаност
В стратегическия документ най-общо се очертава работата на електроенергийната система на страната. Българската електроенергийна система (ЕЕС) работи в паралел с тази на страните от континентална Европа. Свързаността на нашата ЕЕС с обединената европейска ЕЕС се осъществява чрез: четири междусистемни електропровода (ЕП) 400 кV България-Румъния; два ЕП 400 кV България-Турция; един ЕП 400 кV България-Сърбия; един ЕП 400 кV България – Република Северна Македония и един ЕП 400 кV България- Гърция.
При тези междусистемни връзки преносният капацитет за износ е 1 950 MW, а за внос е 1 590 MW, при които електрическата междусистемна свързаност при износ е 16.2%, а при внос е 13.2%, припомнят авторите на документа.
Визията за електроенергийна инфраструктура
Електропреносната мрежа на Република България обхваща мрежа 400 kV, мрежа 220 kV и мрежа 110 kV, които са свързани помежду си чрез системни автотрансформатори и трансформатори. Българската електропреносна мрежа е част от обединената преносна мрежа на страните от континентална Европа и развитието ѝ е тясно свързана с развитието на мрежите на съседните страни.
Мрежа 400 kV е основната електропреносна мрежа в България. Нейното развитие се координира с развитието на съседните мрежи 380-400 kV чрез регионалните инвестиционни планове на Югоизточна Европа, които са част от десетгодишните планове на ENTSO-E.
Освен обезпечаване сигурността на работа на ЕЕС на България при нормални и ремонтни схеми, се търси и увеличаване на трансграничните капацитети за обмен на електроенергия със страните от Югоизточна Европа относно вътрешния пазар на електроенергия. В него се изисква до 31.12.2025 г., системните оператори да осигурят на разположение на участниците в пазара на електроенергия обем на междусистемния капацитет за междузонова търговия от минимум 70% от преносния капацитет, при спазване на границите за експлоатационна сигурност, се казва в стратегията.
След като бъдат изградени посочените по-долу приоритетни електропроводи 400 kV и след сключването на договори за координирано изчисляване на капацитети със страните извън ЕС, не се очаква да има структурни претоварвания в електропреносната мрежа на България и изискването за минимален праг 70% от междусистемния преносен капацитет, който трябва да бъде гарантиран за търговия между търговските зони, ще бъде изпълнен от българска страна.
Приоритетното развитие на мрежа 400 kV е удвояването на пръстен 400 kV по направлението п/ст "Пловдив" - п/ст "Марица изток" - ТЕЦ "Марица изток 3" - п/ст "Бургас" - п/ст "Варна" и изграждането на нов междусистемен електропровод от п/ст „Марица изток“ (България) до п/ст „Неа Санта“ (Гърция).
В дългосрочен план се обсъждат възможности за изграждането на нови междусистемни електропроводи с Република Сърбия и Република Турция.
Във вътрешната мрежа 400 kV на България се предвижда изграждането на нов електропровод от възлова станция „Ветрен“ до п/ст "Благоевград" и нова напречна връзка 400 kV от п/ст „Царевец“ до п/ст „Пловдив“.
За разширяване на капацитета между България и Румъния, при съществуващи четири междусистемни електропровода 400 kV между двете страни, от особено значение е изграждането на двата нови вътрешни електропровода: п/ст "Бургас" - п/ст "Варна" и п/ст „Царевец“ до п/ст „Пловдив“.
Мрежата 110 kV има преобладаващо локално значение и нейното развитие се обуславя от: подобряване сигурността на захранване на отделни райони в страната; подобряване обмена на електроенергия с разпределителните мрежи; присъединяване на клиенти с висока консумация и категория на осигуреност; присъединяване на синхронни и паркови производствени модули с мощност над 20 MW.
При развитието и управлението на режима на работа на електропреносната мрежа се обръща особено внимание на намаляването на технологичните загуби от пренос и трансформация на електроенергия. Също така и на възможностите за нарастваща дигитализация на процесите и въвеждане на високо ниво на киберсигурност на мрежите и информационните системи.
В документа се обръща внимание на присъединяването на възобновяеми източници на енергия и значението на „умните мрежи“.
При присъединяването на нови централи на възобновяеми източници към електропреносната мрежа, е необходимо да се спазват изискванията на Европейската комисия от 14 април 2016 година за установяване на Мрежов кодекс. Освен това при изграждане на такива централи, за осигуряване баланса на ЕЕС е необходимо паралелно с това да се изграждат и модули за съхранение на електрическа енергия.
Развитието на интелигентни мрежи и измервателни уреди, в съчетание с локални системи за акумулиране на енергията (вкл. електромобили) ще има важна роля за развитие на децентрализираното електропроизводство и увеличаване дела на електрическата енергия от възобновяеми източници.
Предвижда се създаването на нормативни и регулаторни условия за развитие на електроразпределителните мрежи, адекватно на нуждите на техните ползватели за сигурно и качествено снабдяване с електрическа енергия. При развитието на електроразпределителните мрежи ще се въвеждат интелигентни системи за измерване и системи за интелигентно управление на мрежите, с цел повишаване тяхната сигурност и ефективност, ангажират се авторите на тази част от енергийния стратегически документ.
Още за проектите
С цел повишаване на междусистемната свързаност и развитие на конкурентен електроенергиен пазар и интегрирането му към общия европейски енергиен пазар са заложени проекти с високо ниво на европейска добавена стойност в средносрочен и дългосрочен хоризонт. Те са включени и в списъка на приоритетните проекти от общ европейски интерес, съгласно Регламент (ЕС) № 347/2013, в които Република България участва:
Изграждане на нов въздушен междусистемен електропровод между Република България и Република Гърция, който включва следните проекти от общ интерес на ЕС:
Въздушен междусистемен електропровод между п/ст „Марица Изток” и п/ст „Неа Санта
Въздушен междусистемен електропровод между п/ст „Марица Изток” и п/ст „Неа Санта”
Междусистемният електропровод 400 kV между п/ст „Марица Изток“, Република България, и п/ст „Неа Санта“, Република Гърция, е с дължина 123 км на българска територия и 29 км на гръцка територия, и капацитет от 1 500 MW, като се реализира от „Електроенергиен системен оператор“ ЕАД (ЕСО ЕАД) съвместно с гръцкия независим преносен оператор.
Проектът повишава нетния капацитет за пренос на границата България – Гърция, ускорява пазарното интегриране и насърчава конкуренцията. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2023 г.
Вътрешен въздушен електропровод между п/ст „Марица Изток” и п/ст „Пловдив”
Проектът включва изграждане на нов 400 kV електропровод с дължина 94 км и капацитет 1 500 MW, като се реализира от „Електроенергиен системен оператор“ ЕАД. Проектът, заедно с останалите два вътрешни електропровода 400 kV от групата проекти България – Гърция между „Марица Изток“ и „Неа Санта“, осигуряват условия за постигане на европейските и национални цели в областта на енергията от ВИ и намаляване на промените в климата в дългосрочна перспектива. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2022 г.
Вътрешен въздушен електропровод между п/ст „Марица Изток” и ОРУ на ТЕЦ „Марица Изток 3”
Изграждането на нов 400 kV електропровод с дължина 13 км и капацитет 1 500 MW между п/ст „Марица изток“ и ОРУ на ТЕЦ „Марица изток 3“ е част от реализацията на приоритетния електроенергиен коридор „Север – Юг“. Проектът се реализира от „Електроенергиен системен оператор“ ЕАД. Проектът има съществено отражение върху сигурността на доставките в региона и допринася за гъвкавостта на системата, преноса на електроенергия от ВИ, оперативната съвместимост и сигурната работата на ЕЕС. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2022 г.
Вътрешен въздушен електропровод между п/ст „Марица Изток” и п/ст „Бургас“. Новата електропроводна линия 400 kV с дължина 150 км и капацитет 1 500 MW между п/ст „Марица изток“ и п/ст „Бургас“ е от ключово значение за реализацията на приоритетния електроенергиен коридор „Север – Юг“ и за изграждането на трансевропейската енергийна инфраструктура. Проектът се реализира от „Електроенергиен системен оператор“ ЕАД. Електропроводът е от общосистемно значение за Република България и повишава сигурността на работа на преносната система. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2021 г.
Междусистемна електрическа линия между Република България и Румъния, включваща изграждане на нов електропровод 400 kV между п/ст „Добруджа” и п/ст „Бургас". Електропроводът е с дължина 86 км и капацитет 1 500 MW, и свързва п/ст „Варна“ („Добруджа“) с п/ст „Бургас“.
Той е част от група проекти от общ интерес „Увеличаване на преносната способност между България и Румъния”, необходима за реализацията на приоритетния европейски коридор „Север – Юг“.
Тези проекти са за увеличаване преносната способност по съществуваща междусистемна връзка между Република България и Румъния. Групата проекти се осъществява съвместно от българския и румънския системни оператори и включва нов електропровод 400 kV на българска територия и три вътрешни линии на румънска територия. Проектът се реализира от „Електроенергиен системен оператор“ ЕАД. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2021 г.
Изпълнението на тези проекти има съществено отражение върху сигурността на доставките в региона и допринася за гъвкавостта на системата, преноса на електроенергия от ВИ, оперативната съвместимост и сигурната работа на ЕЕС.
Изграждане на нов двоен междусистемен електропровод 400 kV между Република България и Република Сърбия
Оценката за необходимостта от изграждане на втора междусистемна връзка между Република България и Република Сърбия е направена в рамките на пазарните изследвания, изпълнени от регионалната група към ENTSO-E.
Мрежовите и пазарни симулации показват необходимост от повишаване на междусистемните капацитети по оста изток – запад в Югоизточна Европа, съответно между Румъния и Република България от една страна, и страните от Западните Балкани, от друга. Целта на проекта е да бъде повишен междусистемният капацитет на българо-сръбската граница и да се ускорят търговските потоци между западните граници на Румъния и Република България с региона на Западните Балкани.
Предвижда се новият електропровод 400 kV да бъде с дължина около 85 км и да свързва п/ст „София – запад“, Република България, и п/ст „Ниш“, Република Сърбия. Предвижда се проектът да бъде реализиран до края на 2028 г. mee
Хидро помпено акумулиращ проект в България – Яденица
Хидроенергиен комплекс „Яденица“ е ключов за балансиране на системата. Проектът е в списъка с проекти от общ интерес. Този проект предвижда увеличаване на обема на долния изравнител на ПАВЕЦ „Чаира“ с 9 млн. м3, изграждане на язовир „Яденица“ и реверсивен напорен тунел за връзка между двете водохранилища. Основните ползи, обуславящи необходимостта от изграждане на яз. „Яденица", са свързани с преминаване на ПАВЕЦ "Чаира" от дневен към седмичен режим на работа (изравняване на преработените водни маси в турбинен и помпен режим) и увеличаване на неговата използваемост.
С реализацията на инвестиционното намерение ще се увеличи капацитетът за съхранение на тази балансираща мощност и нейната използваемост при балансиране ЕЕС на страната и ще се осигури по-нататъшно развитие на производството на електрическа енергия от ВИ.
При реализиране на така заложените проекти ще се изпълни целта от поне 15% междусистемна свързаност, се констатира в енергийната стратегия.
Включени са нови възможности за съхранение на енергия.
България планира да бъдат изпълнени проекти за съхранение на електроенергия с цел осигуряване на баланс и гъвкавост на системата, засилване на позицията ѝ като износител и осигуряване на трансгранична гъвкавост на системата. Общата стойност на инвестициите възлиза на над 620 млн. евро, в т.ч.:
над 220 млн. евро за увеличаване на експлоатационния потенциал на ПАВЕЦ „Чаира“ чрез изграждането на язовир „Яденица“, което ще даде възможност за оптимизиране на структурата на генериращите мощности;
над 200 млн. евро инвестиции в батерии за регулиране на честотата, чиято обща мощност е около 180 MW;
над 200 млн. евро инвестиции за насърчаване комбинирането на нови ВИ с локални съоръжения за съхранение на електрическа енергия в зависимост от подходящото технологично решение за съответните проекти, в т. ч. и с водород (общо около 200 MW).
В частта за осигуряване на адекватността и устойчивостта на националната ЕЕС също се посочва необходимостта от повишаване на капацитета за съхранение на енергия, но и развитието на балансиращи производствени мощности за осигуряване на гъвкавост на системата. Очертани са и мерките за осигуряване на адекватност и устойчивост на електроенергийната система. Те са и част енергийната сигурност на страната и предвиждат:
повишаване гъвкавостта на системата чрез развитие на балансиращите производствени мощности, увеличаване капацитета за съхранение на енергия и на способностите за нейното управление;
изграждане на нови съоръжения за съхранение на електрическа енергия;
въвеждане на ценови параметри на балансиращия пазар, които да дават коректни ценови сигнали към инвеститорите, чрез максимална и минимална цена съобразени с времевите интервали за пазарните платформи „Ден напред“ и „В рамките на деня“ в съответствие с разпоредбите на Регламент (ЕС) 2017/2195 за установяване на насоки за електроенергийното балансиране;
развитие на преносната и разпределителните електрически мрежи с цел облекчаване на вътрешните претоварвания и увеличаване на междусистемния капацитет;
въвеждане на механизъм за осигуряване на капацитет, съгласно Регламент (ЕС) 2019/943;
създаване на подходящи условия за повишаване оптимизацията на потреблението, представено индивидуално или чрез агрегатори, на пазара на едро на електроенергия, както и на балансиращия пазар.
През периода от 2021 г. до 2025 г. ще се анализира необходимостта от въвеждането в експлоатация на заместващи мощности на природен газ, възможностите за това и необходимите мерки за стимулиране на такива инвестиции, като се отчетат обстоятелствата и перспективите за работа на топлоелектрическите централи, използващи въглища. При това следва да се вземе предвид и напредъкът по реализиране намерението за изграждане на нови 2 000 MW ядрени мощности, се казва в документа.
Въвеждането в експлоатация на заместващи мощности на природен газ може да се окаже от изключително значение не само за покриване на максималните товари в системата, а и за осигуряване на базовото потребление.
Въвеждането в експлоатация на мощности за производството на електрическа енергия от природен газ, използващи газови турбини с висока маневреност, осигурява допълнителни възможности за балансиране на ЕЕС. Тези възможности са от особено значение при нарастващ дял на мощностите от ВИ и на ядрените базови мощности.
Друга възможност за ограничаване рисковете за мощностен дефицит в ЕЕС е оптимизация на потреблението на електрическа енергия и на товарите в системата, се казва в документа. Подчертава се, че това може да се постигне чрез прилагане на мерки за стимулиране развитието в по-висока степен на децентрализирани производства на електрическа енергия от възобновяеми източници. Също така и от малки когенерационни инсталации на природен газ. Ефектът за оптимизацията ще е по-голям, ако тези мерки са съчетани с мерки за използване на алтернативни на електрическата енергия енергоносители за отопление на жилищни и нежилищни сгради. Такива алтернативи са използването на природен газ, използването на възобновяеми източници за отопление и централизирано топлоснабдяване от малки районни централи, използващи тези енергийни ресурси.
Други фактори, които ще се отчитат при оценка на необходимостта от прилагане на мерки за осигуряване на балансите в ЕЕС, са степента на развитие на електроенергийния пазар и интегрирането му със съседни пазари. Също така и степента на междусистемната електроенергийна свързаност и развитието на електропроизводствените мощности в региона. Това означава балансирането да се осигурява в условията на общ регионален и европейски електроенергиен пазар, при координирано управление на електроенергийните системи и на електроенергийните потоци между тях.