Ангелин Цачев, изпълнителен директор на ЕСО: Интегрирането ни към единния пазар изисква балансиране на системата в реално време

Пред въвеждане в експлоатация са вътрешните 400-киловолтови електропроводи между подстанция "Марица изток" и подстанция "Бургас" и от подстанция "Марица изток" до откритата разпределителна уредба на ТЕЦ Марица изток 3

Енергетика / Анализи / Интервюта
Маринела Арабаджиева
11095
article picture alt description

Господин Цачев, от три години сте начело на Електроенергийния системен оператор. През това време секторът се промени значително. Заварихте достатъчно сериозни проекти и поставихте начало на нови. Какво успяхте да свършите за това време ? Какви са трудностите, с които се сблъсквате ?

През изминалите години екипът на ЕСО отговорно и целенасочено продължи активно да работи по приоритетните за дружеството и за сектора проекти и направления за разширяване, модернизиране на електропреносната мрежа и на процесите за управление на системата в отговор на съвременните насоки за постигане на нисковъглеродна енергетика и прилагане на европейската законодателна рамка.

Със задоволство мога днес да погледна назад към изминалите три години, през които започнахме изграждането на 465 km нови електропроводи 400 kV със статут на проекти от общ европейски интерес, които реализираме с привлечено безвъзмездно съфинансиране от европейските фондове, за да финализираме в края на 2020 година строителството на два от тях. Успешно завършихме изграждането на вътрешните 400-киловолтови електропроводи между подстанция "Марица изток" и подстанция "Бургас" и от подстанция "Марица изток" до откритата разпределителна уредба на ТЕЦ Марица изток 3. В момента текат процедури по въвеждането им в експлоатация. Пред финализиране е изграждането и на 400-киловолтовия електропровод, свързващ подстанция "Бургас" с подстанция "Варна", който плануваме да въведем в експлоатация до средата на 2021 година. Съществен напредък постигнахме и в изграждането на вътрешния електропровод 400 kV между подстанция "Пловдив" и подстанция "Марица изток" , както и на междусистемния 400 kV електропровод между подстанция "Марица изток" в България и подстанция "Неа Санта" в Гърция, чието изграждане на българския участък започнахме в началото на 2020 година.

Много усилия вложихме и в амбициозна работа за интегрирането на българския електроенергиен пазар към Единния европейски пазар в сегментите ден напред и в рамките на деня. Въвеждането на пазарните обединения в реална работа е сред основните приоритети за ЕСО. Единният енергиен пазар е европейски успех, довел до подобрена сигурност на доставките и конкурентни цени на търгуваната електроенергия. Обединението на европейските електроенергийни пазари е неизменна предпоставка за успешния преход към новия пазарен модел и постигане на целите за декарбонизация на енергетиката на общността. Първата успешна стъпка в тази посока, която направихме съвместно с БНЕБ, беше интегрирането на страната към Единния пазар в рамките на деня, чрез българо-румънска граница, през ноември месец 2019 година. Ползите за търговските участници бяха видни още в първите месеци след старта на обединението.

Успоредно продължихме активна работа и за интегриране към Единия енергиен пазар в сегмента ден напред, които е основен за електроенергийния пазар, с чувствително нарастващ дял в търговията с електрическа енергия. Успяхме, въпреки географските особености и обективните трудности за пазарната ни интеграция към сегмента, да постигнем съществен напредък по три проекта. Два от тях са за интегрирането ни към Единния европейски пазар ден напред, чрез границите с Гърция и Румъния. Предстои двата проекта да бъдат въведени в реална работа в рамките на настоящата година.

Съвместно с БНЕБ положихме огромни усилия през последните години и сега сме на прага на интегрирането ни към Единния пазар ден напред. През месец май се очаква да стартира пазарното обединение на българо-гръцка граница. Проектът е във финална фаза на развитие, всички тестове са съгласувани и стартът е предвиден за 11 май 2021 г. с първи ден на доставка на 12 май 2021г.

Следващата много важна стъпка е планираното за месец септември пазарно обединение между България и Румъния в сегмента ден напред. Към момента участващите преносни и пазарни оператори са в процес на изготвяне на подробен план за тестване на системите на локално и европейско ниво. Навременното стартиране на проекта е в пряка зависимост от своевременното стартиране на Междинния проект (Interim Market Coupling), който цели да обедини 4M MC пазарното обединение с MRC пазарното обединението на границите с Германия, Австрия и Полша.

Отчитайки спецификите на региона, българският преносен оператор участва активно и има водеща роля в инициативите за намиране на решение за интегрирането на пазарите на държавите от Западните Балкани към Единния европейски пазар, с цел създаване на максимално добри и ефективни условия за търговия на електроенергия в страната и региона.

Проектът за пазарно обединение между България и Северна Македония се очаква да бъде въведен в реална работа най-рано през първо тримесечие на 2022 г. От съществено значение за успешната му реализация, освен доброволното въвеждане в местното законодателство на необходимите разпоредби относно организацията на пазара, е и въвеждането в западната ни съседка на задължението за обхвата на законодателната рамка.

В края на 2021 година очакваме да бъде даден старт и на пазарното обединение в рамките на деня на българо-гръцка граница, чрез локалния проект LIP 14. Успешният старт на проекта е в пряка зависимост от изграждането на необходимите софтуерни системи в гръцкия пазарен оператор.

Проектите за пазарни обединения са с приоритетно значение, както за българския пазар, така и за ЕСО, поради това компанията влага всички необходими технически и човешки ресурси за навременното им стартиране. Основните трудности при реализирането им произтичат от забавянето в изпълнението на външни за страната ни проекти, чието стартиране е предпоставка за въвеждане в реална работа на проектите с българско участие.

Няма да подмина и активното експертно участие на ЕСО в процеса по подготовка на необходимите документите и анализи за нотифициране на механизъм за капацитет, който се очаква да осигури необходимото ниво на адекватност на ресурсите до 2030 г.

Успоредно с изпълнението на всички тези процеси екипите на ЕСО работят интензивно и за модернизиране, и рехабилитация на електропреносната мрежа както за посрещане на нарастващия дял на нови ВЕИ мощности, така и за постигане оптимизиране на управлението на електроенергийната система. Продължихме да работим за въвеждане на дистанционно управление на подстанциите на ЕСО с изграждане на опорни пунктове в страната и развитие на оптичната мрежа за телеуправление. До момента сме изградили 3000 км оптична мрежа, към която са свързани 117 подстанции. До 2023 година предстои да изградим още 2990 км оптична мрежа, към която ще бъдат присъединени 140 подстанции. През 2020 г. в рамките на ремонтната програма на дружеството беше направена рехабилитация на над 1600 съоръжения в подстанциите на ЕСО и подмяна на близо 500 цифрови устройства. През настоящата година планираме ремонт и модернизация на близо 4400 съоръжения в подстанциите на дружеството, подмяна на над 1200 цифрови устройства и инсталиране на 440 нови, както и пълна рехабилитация на няколко уредби 110 kV. Работим и за трансформиране на мрежа 220 kV с оглед увеличаване на преносните способности.

Проектът на ЕСО за дигитална трансформация на системите за управление на електропреносната мрежа беше подкрепен и стана част от Плана за възстановяване и устойчиво развитие. Тази година ще започнем изпълнение на мерките, заложени в него, които предвиждат широкообхватна програма за цялостна дигитална трансформация на процесите в ЕСО. Деветте подпроекта са насочени към подкрепа на декарбонизацията на енергетиката с увеличаване на междусистемните преносни способности и възможностите на електропреносната мрежа за присъединяване на нови ВЕИ мощности.

Ще спомена и проекта за енергийна ефективност, който беше изпълнен от ЕСО по оперативната програма „Иновации и конкурентоспособност“ с привлечено безвъзмездно финансиране от 520 хиляди лева. В рамките на проекта беше изпълнена широкообхватна програма от мерки за постигане на енергийна ефективност в 273 обекта на ЕСО, което доведе до намаляване на енергийното потребление на дружеството с над 5 млн. kWh/годишно.

Искам да ви върна малко назад във времето на тази година, когато европейската електроенергийна мрежа преживя огромен срив. Какво костваше на ЕСО и как се справи с това предизвикателство ?

Да, на 8 януари тази година в 15 часа и 5 минути възникна смущение в честотата на синхронната зона на Континентална Европа. Това доведе до повишаване на честотата в електроенергийната система на Югоизточна Европа, включително и в България, до моментна стойност от 50.6Hz, след което честотата се установи на около 50.3Hz. Причината за отклонението в честота се оказа разделяне на западната и източната част на Континентална Европа на две синхронни зони, поради изключване от защити на важни преносни елементи на територията на Сърбия, Хърватия и Румъния. В резултат на това инцидентно разделяне на синхронната зона страните в Източна Европа останаха временно с по-висока честота, а страните от Западна Европа се оказаха с по-ниска честота, поради недостиг на работещи генериращи мощности. Час по-късно честотите бяха изравнени и двете зони на Континентална Европа бяха синхронизирани. Този един час обаче изискваше бързи, адекватни и координирани действия на диспечерските управления в страните от синхронната зона.

Мигновената реакция на диспечерското управление на ЕСО по време на инцидента доведе до качественото му овладяване, чрез автоматично действие на регулиращите системи и автоматики, и ръчно въздействие с диспечерски разпореждания. Първоначално генерацията беше редуцирана автоматично с 45MW от първично регулиране и 187MW от честотна автоматика. Веднага след това се наложиха диспечерски разпореждания за ръчно разтоварване на още 242MW от електроенергийната система, за да не се допусне срив. Действията по понижаване на честотата в нашата зона до номиналната ѝ стойност от 50 Hz се извършваха солидарно и координирано с останалите системни оператори. Изключително съм признателен на колегите от диспечерското управление на ЕСО за проявения професионализъм, хладнокръвие и адекватно поведение, което доведе до бързо и безпроблемно овладяване на критичната ситуация, засегнала електроенергийните системи на цяла Европа. Мащабът на инцидента беше реален стрес-тест за регулиращите и управляващите системи и за оперативния персонал, които те издържаха повече от успешно.

През тази година с промените в Закона за енергетиката отпаднаха търговете за студен резерв. Предвид новите законови изисквания как и с какви мерки ЕСО гарантира и ще гарантира сигурната и непрекъсната работа на електроенергийната система ?

Развитието на електроенергийните пазари и интегрирането им към единния европейски пазар доведе до значително повишаване на отговорността на пазарните участници за балансиране на електроенергийната система. Присъединяването на страната ни към пазарното обединение в рамките на деня на българо-румънска граница предостави на пазарните участници достъп до пазарите на електроенергия в страните от Европейския съюз, което увеличи потенциала за самобалансиране близко до реалното време. На практика студеният резерв загуби своята приложимост и съвсем естествено отпадна от нормативната уредба с последните изменения на Закона за енергетиката.

Следвайки новия енергиен пакет на Европейския съюз, фокусът на операторите на преносни мрежи е изцяло насочен към осигуряване на резерви в реално време, каквито са тези за регулиране на честотата и обменните мощности. Те винаги са се използвали за балансиране в реално време и за гарантиране сигурността на електроенергийната система, но новата регулаторна рамка изисква тяхното набавяне да се осъществява на пазарен принцип, чрез тръжни процедури. С изменение на Правилата за търговия с електрическа енергия, одобрени от Регулатора през месец май 2020 година, ЕСО беше задължен да организира провеждането на търгове за осигуряване на тези оперативни резерви. В отговор на това задължение и в съответствие с изискванията на европейския регламент за експлоатация на системите за пренос на електроенергия ЕСО разработи правила и електронна платформа за провеждане на тръжни процедури за предоставяне на резерви за първично и вторично регулиране на честотата и обменните мощности. Всички кандидати за включване в регистъра на доставчиците на тези услуги преминават технически тестове, за да докажат способността си да предоставят резерви за първично регулиране на честотата, които се активират в рамките до 30 секунди и за вторично автоматично и ръчно регулиране на честотата и обменните мощности, които се активират в рамките до 15 минути. Доставчици на такива оперативни резерви могат да бъдат термични мощности с доказана работоспособност, които имат търговски графици, както и мощности с бърза синхронизация, като например ВЕЦ или агрегатори, които могат да променят генерацията си в рамките на 15 минути. На този етап провеждаме месечни търгове, чрез електронна платформа на интернет-страницата на ЕСО. Първите търгове се проведоха през месец декември 2020 година. В момента работим за развиване на платформата, за да започнем от месец юли тази година провеждането на ежедневни търгове за доставка на оперативни резерви за първично и вторично регулиране на честотата и обменните мощности.

Докъде стигна подготовката за обединението на пазарите ? Оптимист ли сте, че заложените срокове за Гърция ще бъдат спазени ?

Очертавайки напредъка на ЕСО по ключови за дружеството проекти, подчертах че гледаме на 2021 година като историческа за интегрирането на страната ни към Единния европейски пазар ден напред. Изпълняваме проекта за пазарно обединение на българо-гръцка граница в съответствие с предвидения план. В момента се провеждат тестове на системите на страните по проекта - първо на регионално ниво, а след това ще бъдат проведени и тестове на общоевропейско ниво.

ЕСО е предвидил всички необходими ресурси за успешното стартиране на този важен за електроенергийния пазар проект. Въвеждането в реална работа на обединението е предвидено за 11 май, когато ще е първият ден на търговията в обединен режим. Дата е потвърдена от всички страни по проекта и е съгласувана на общоевропейско ниво.

Предстои увеличение на междусистемните капацитети за внос и износ със съседните страни. Нека уточним, какви възможности отваря това за България ?

Предстои увеличение на междусистемните капацитети за обмен на електроенергия само със съседни страни, членки на ЕС, но при определени условия. Европейският регламент 943 от 2019 година за вътрешния пазар на електроенергия предвижда 70 % минимален праг от преносния капацитет между търговските зони, като се спазват стандартите за безопасност и сигурна експлоатация на мрежата, както и на стандарта за сигурност при извънредни ситуации. Това изискване вменява на ЕСО задължението да гарантира недопускане на структурни претоварвания в електропреносната мрежа на България. Предотвратяването на проблеми от такъв характер ще бъде постигнато с пускането в експлоатация на вътрешните електропроводи 400kV със статут на проекти от общ европейски интерес между подстанции Марица изток и Пловдив, между Марица изток и ОРУ на ТЕЦ Марица изток -3, между Марица изток и Бургас и между Бургас и Варна.

Съществено увеличение на трансграничния преносен капацитет за обмен на електроенергия между България и Гърция се очаква след въвеждането в експлоатация на междусистемния електропровод 400kV между подстанция Марица изток в България и подстанция Неа Санта в Гърция, който в момента е в процес на изграждане.

Как виждате бъдещото развитие на мрежата по отношение на Турция ?

През септември месец 2010 година турската електроенергийна система влезе в паралелна работа с обединената електроенергийна система на страните от Континентална Европа. От 2020 година се наблюдава тенденцията Турция от вносител на електроенергия да стане износител на електроенергия. В техния план за развитие на енергетиката до 2040 г. е заложено изграждането на голям брой нови електроцентрали с различни по вид първични енергоносители. Същевременно се очаква, увеличаване на дефицита на електроенергия в района на Западните Балкани. Това предполага пренос на значителни количества електроенергия по направлението изток-запад. Резултатите от направените изчисления показват необходимост от усилване на междусистемните връзки България – Турция. Според новия десетгодишен план от 2020 година на ENTSO-Е, в разработването на който ЕСО участва активно, се предвижда изграждане на още един междусистемен електропровод между България и Турция. Това ще доведе до повишаване на трансграничния капацитет между двете страни с над 500MW.

В началото на 2020 година дадохте старт на един от най-мащабните проекти изграждането на българския участък на междусистемния електропровод 400 kV между подстанция Марица Изток в България и подстанция Неа Санта в Гърция. На какъв етап е проектът и ще може ли да се спази срокът за влизане в експлоатация през 2023 година ?

В началото на миналата година започна изпълнението и на петия проект от общ европейски интерес на ЕСО – изграждането на българския участък на междусистемния електропровод 400 kV, свързващ подстанция "Марица изток" в България и подстанция "Неа Санта" в Гърция. ЕСО успя да привлече безвъзмездно финансиране от "Механизма за свързване на Европа" в размер на 58 млн. лв. за реализацията на съоръжението на територията на България. За тази една година успяхме да изпълним над 60% от строително-монтажните работи по електропровода, а съоръженията за присъединяването му в подстанция "Марица изток" са напълно завършени. Въвеждането му в експлоатация е планирано за 2022 г. Както вече казах, реализацията на проекта за изграждане на междусистемния електропровод ще доведе до увеличаване на електропреносните способности на българо-гръцката граница, до подобряване сигурността на доставките на електроенергия в региона и ще способства успешната работа на пазарните обединения, които ще реализираме през тази година и вече детайлно коментирахме.

Господин Цачев, предвид плановете за поетапно въвеждане на ВЕИ, а и новата заявка за водородно бъдеще, как виждате развитието на електропреносната мрежа през следващите години ? Какви са проектите, на които ще заложите ?

ЕСО като системен оператор не може да притежава пазарни активи (генериращи източници) и активи за балансиране. ЕСО развива преносната мрежа на база подадените искания за проучване на условията за присъединяване на обекти на клиенти, на оператори на разпределителните мрежи и на производители на електрическа енергия. Вземайки под внимание навлизането на все повече нови ВЕИ-мощностите и тенденцията за развитие на водородните инсталации, ние сме насочили плановете си към разширяване на електропреносната мрежа 110kV, което ще бъде съобразено с локацията на новите проекти. Най-ефективно е електроенергията да се потребява там, където се произвежда, но не винаги това може да се случи. В ЕСО сме създали ефективна вътрешна организация за присъединяване на нови енергийни обекти при стриктно изпълнение на действащите нормативни изисквания.

По отношение на развитието на водородната енергетика- все по-отчетливо се откроява възможността за комбиниране на генериращи модули с електролизерни инсталации за производство на водород . Водородът може да замести част от изкопаемите горива. Трябва обаче да бъде намерено решение на въпроса за безопасността при транспортирането и съхранението на водорода, което изисква специфична и скъпа инфраструктура. Последните разработки за преобразуването му във водородна паста дават надежда за разрешаване и на този проблем.

Напоследък офшорните вятърни паркове са хит в Европа. Как би се вписал един такъв проект в Черно море в плановете на ЕСО ?

Действително през последните години се наблюдава активност за проучване на техническия потенциал за производство на вятърна енергия в Черно море, включително и в български териториални води, с хоризонт след 2030 г. Особен интерес за офшорни вятърни паркови модули представлява крайбрежието пред Шабла и пред Обзор. Считам обаче, че очакванията за вятърния потенциал в Черно море са силно завишени, вероятно защото за референтни модели се ползват офшорните вятърни паркове в Балтийско море. Там вятърът е преобладаващо постоянен и вятърните модули работят със стабилна и прогнозируема генерация, наподобяваща тази на базовите електроцентрали. Опитът от вятърните паркове на сушата в района на Добрич – Каварна – Шабла показва, че у нас потенциалът на вятъра е променлив и най-голямата генерация обикновено е в часовия диапазон, в който няма голямо търсене на електроенергия. Необходимо е реално проучване на офшорния вятърен потенциал с подходящи технически средства и платформи в Черно море и коректна оценка на резултатите. Нормативно и технически няма пречки за присъединяване на офшорните вятърни паркови модули към електропреносната мрежа на ЕСО.

Пак в този план искам да ви попитам и за предизвикателствата, пред които ще бъде изправен ЕСО при изграждане на нова ядрена мощност ? Как биха изглеждали различни варианти – с два блока на АЕЦ „Белене“ , със 7-ми блок на АЕЦ „Козлодуй“ като мощност от 1000 МВт или АЕЦ „Козлодуй“ с малък модулен реактор ?

Перспективата с оглед на европейските изисквания за редуциране на производството от въглищни електроцентрали и увеличаване на електропроизводството от ВЕИ ще наложи извеждането от експлоатация на големи синхронни генератори в страната и ще доведе до намаляване инерцията на системата. В тази връзка, от гледна точка на бъдещия енергиен микс в страната, изграждането на нова голяма единична ядрена мощност е по-благоприятно за поддържане устойчивостта на системата, отколкото група малки модулни реактори с подобна сумарна мощност. Причината е, че при внезапна поява на смущение или мощностен дисбаланс, реакцията на група малки синхронни модули би била по-неефективна, отколкото реакцията на голям единичен синхронен модул. Малките модулни реактори обаче имат някои преимущества от гледна точка адекватността на системата. При авариране нуждата от допълнително резервиране е по-малка, отпадането ѝ може да се компенсира безпроблемно от оперативните резерви. Недостатък на модулните реактори обаче е по-голямата вероятност за авариране, поради множеството модули.

Проектите за развитие на нови базови мощности, в това число и ядрени, трябва да се съобразяват с регионалния пазар. Не на последно място тяхната реализация зависи от предстоящата в държавите членки на ЕС трансформация от високо емисионни производства към неутрални и такива с нисък емисионен отпечатък. Не трябва да се забравя, че голяма част от нашите съседни страни, които не са част от ЕС, не са обвързани с екологичните политики на Общността. Това създава неравнопоставеност за участниците на регионалния пазар на електроенергия. Очаква се Европейската комисия да създаде механизъм за облагане вноса на електроенергия от страните, които не членуват в ЕС.

 

 

Ключови думи към статията:

Коментари

Още от Анализи / Интервюта:

Предишна
Следваща