Какви са перспективите в развитието на генериращите мощности в България и възможните алтернативи нa въглищните централи?

Статия на Антон Иванов, вицепредседател на Българския енергиен и минен форум пред сп. "Енергетика - Електроенергийни ракурси"

Основните цели пред дружествата в сектор Енергетика по закон включват осигуряване на качествено и сигурно задоволяване потребностите на обществото от електрическа и топлинна енергия.

Плановете им са част от общата концепция за енергийното развитие и енергийната сигурност на страната и спомагат за осъществяване на ефективно използване на енергията и енергийните ресурси. Общественият интерес налага енергийните доставки да бъдат осигурявани при минимални разходи и в рамките на конкурентен и финансово стабилен енергиен пазар.

Макар и общо звучащи, тези цели са в основата на планирането при развитието на енергийния сектор, особено що се отнася до ангажимента на държавата по отношение на необходимите нови мощности за производство на електрическа енергия. Определянето на необходимите нови мощности за производство на електрическа енергия следва да се обосновава със сигурността на снабдяването с електрическа енергия и с изпълнение на целите за дял на енергията от възобновяеми източници в брутното крайно потребление на енергия.

Спазването на общите изисквания на Закона за енергетиката налагат обосноваване на инвестиционни предложения, които изискват ангажиране на държавата, независимо дали са инициативи на държавни дружества или чрез осигуряване на държавна подкрепа за частни проекти, чрез посочване на съответствието им с:

1.      общите прогнозни енергийни баланси;

2.      задължителните показатели за степента на надеждност на снабдяването с електрическа енергия;

3.      Десетгодишния план за развитие на електропреносната мрежа.

По отношение на общите прогнозни енергийни баланси историческите данни след 2019 година са твърде неустойчиви [1] и могат да служат само за анализ на рисковете. На фиг. 1 ясно се вижда ефектът от влиянието върху енергийната система на три фактора – пандемична криза, ускоряване на икономическата активност и политики за ограничаване на емисиите на СО 2. Същевременно развитието на редица нови технологични решения не е повлияно от тези фактори.

Основният проблем пред дългосрочното планиране е как да бъде прогнозирано влиянието на комплекса от нови технологии и услуги, които навлизат в електроенергийния сектор усилено.

Ако до преди няколко десетилетия електроенергийната система предлагаше на крайните потребители продукт, определян чрез kWh и неговата стойност, сега говорим за различни услуги, които се развиват все повече успоредно с дигитализацията и децентрализираните системи. Оценките за тяхното влияние в бъдеще не може да почива върху екстраполация на историческите данни, а се налага прилагане на прогностични модели и сценарии.

Задължителните показатели за степента на надеждност на снабдяването с електрическа енергия също търпят еволюция. Въпреки ясното поставяне на базовите нужди от енергийни доставки в центъра на националните политики, както е посочено и в Закона за енергетиката и в националните стратегически документи, практическото осъществяване на енергийни проекти все повече зависи от икономическата логика. Пример за това е подходът за определяне на необходимия системен резерв – преди години беше задължително наличието на мощности, които да надвишават вътрешното потребление и то с 20-25%. Сега изискванията към разполагаемите капацитети за първично и вторично регулиране са сведени до около 200 MW, а нуждата от допълнителен резерв е твърде условна, тъй като в случаите на отпадане на голяма генерираща мощност пазарните участници успяват да осигурят заместващи доставки в рамките на няколко часа.

Тенденцията за ограничаване на резервни конвенционални капацитети съответства на водещите политики на Европейския съюз за междусистемна свързаност, а масирано въвеждане на възобновяемите източници при генерацията на енергия се ползва с предимство при финансиране по различни линии. Планирането на развитието на електропреносната мрежа, включително управлението на режима на работа на електроенергийната система, вече е част от общоевропейската електроенергийна система с изведен акцент върху трансграничната търговия.

Всъщност европейските политики създават редица алтернативи за енергийно развитие на регионално ниво, които получават приоритет пред конвенционалните подходи за развитие на централизирани системи, въпреки че формално енергийната политика остава национален ангажимент. В резултат изграждането или модернизацията на конвенционални централи се оценява като проектна инициатива, която следва да бъде обоснована икономически. Постигането на националните цели се обвързва с привличане на частни инвестиции и стриктното прилагане на пазарните механизми за финансиране на проекти, така че настоящите пазарни сигнали да се превръщат във водещи фактори при осигуряване на достатъчно генериращи капацитети в бъдеще.

Българската електроенергийна система има вътрешна логика на изграждане и е базирана на баланса между производството на електрическа енергия от въглищните централи, ядрената и водната енергия, а развитата система от топлофикационни и заводски централи допълва националния микс. Бурното навлизане на слънчева и вятърна генерация у нас в периода 2010-2012 година сега е ограничено поради необходимостта от решаване на редица системни и финансови проблеми.

Колкото и многобройни да изглеждат възможните технологични решения за развитие на електро-енергийния сектор у нас, наличните активи и необходимостта от плавно преминаване към нискоемисионни производства фактически ограничават приложимите решения. Обсъждането на перспективите в развитието на електропроизводствените мощности в България изисква да се оценят реалистично:

• икономическият и експлоатационният живот на основните производствени мощности,

• енергийните технологии, които имат потенциала за пазарна реализация понастоящем,

• трендът на потреблението на електрическа енергия в зависимост от навлизането на новите технологии при потреблението.

Следва да се поясни, че ролята на единното планиране, както е описано в Закона за енергетиката, обхваща развитието на централизираните системи на производство и разпределение. Децентрализираните решения остават за развитие на локално равнище, като Държавата се ангажира с общи мерки за подкрепа, но реализацията им зависи от инициативата на частните субекти. Развитието на децентрализираното производство и потребление зависят от хоризонталните програми за подкрепа и общата инвестиционна среда, която да насърчава частното финансиране на проекти. За осигуряване на все още необходимите генериращи мощности на национално ниво се очертават следните стратегически алтернативи:

- Алтернатива I, която е основана на подкрепа за местните енергийни ресурси:

Тази алтернатива е насочена приоритетно към запазване на въглищните централи. Особеното при нея е, че технологичният срок на експлоатация на енергийните съоръжения съществено се различава от икономическата възможност за работата им. В зависимост от пазарната среда въглищните блокове могат да покриват експлоатационните си разходи в ограничени периоди от време, но в дългосрочен план се нуждаят от все по-значително финансово подпомагане. Сега обосновката за целесъобразност на подпомагането се основава на липсата на заместващи мощности, но отсъствието на планове за изграждане на такива поражда все по-отчетлива критика. Успешната реализация на тази алтернатива е възможна донякъде при осъществяване на мащабна програма за улавяне, съхранение и преработка на СО2 и то в условията на икономическа ефективност. Така стратегическото планиране се превръща във функция на осъществяването на концепцията за декарбонизация на въглищата, която все още е твърде неясна. Същевременно другите алтернативи са поставени в състояние на изчакване. 

- Алтернатива II, която търси дългосрочно осигуряване на базова енергия у нас:

Тази алтернатива поставя приоритет на сигурността на доставките и обсъжда онези алтернативи на въглищните централи, които могат да осигурят базов капацитет, но и са комбинирани успешно със системи за балансиране на увеличаващ се брой ВЕИ. При тази алтернатива се разглеждат достъпните сега технологии за производство на електрическа енергия. За тази алтернатива е нужна обоснована национална стратегия за енергийно развитие, която да идентифицира приоритета на инвестициите в базови мощности и модернизация на мрежовата инфраструктура, както и източниците за финансиране на инвестиционните проекти.

- Алтернатива III е основана изцяло на пазарните двигатели по отношение на конвенционалните централи:

При тази алтернатива държавната помощ е по-скоро изключение и то в подкрепа на общоевропейските цели за нискоемисионна икономика. За тази алтернатива не е нужен специален национален стратегически план, а е достатъчно да се следва формата и изискванията към Интегрирания национален план Енергия и Климат, който е насочен основно към постигане на целите за дял на ВЕИ, енергийна ефективност и намаляване на парникови емисии.

Последната алтернатива практически е близка до нулевата алтернатива, защото очертаната рамката на развитието на енергийния сектор у нас в Интегрирания национален план отбелязва твърде неангажирано въпросите за бъдещето на въглищните централи или за изграждане на нови ядрени мощности и не изисква институционални действия за тяхното отстояване. Следва да се отбележи, че в този случай се ограничава полето за прилагане на национална стратегия, а се следват мерките за постигане на съответствие с Европейските цели през механизма за актуализация на Интегрирания национален план.

Един от основните мотиви за прилагане на алтернатива III е развитието на децентрализираните системи, но забавената адаптация на електроразпределителните мрежи за приложение на новите технологии не дава основания да се очаква значителен ръст на този тип системи в обозримо бъдеще. Този процес се възпира и поради регулаторно ограничените разходи за развитие на умни мрежи и от ограничените финансови възможности за инвестиции при крайните потребители.

Стратегическото планиране следва да посочва потенциала за успех за постигане на сигурност на доставките при минимални разходи, както е определено в Закона за енергетиката. Сигурността на доставките на електрическа енергия се постига при наличие на работещи мощности, достатъчни за покриване на зимния максимум на потребление, което в подробности се изследва при подготовката на 10-годишния план на ЕСО. По отношение на минималните разходи, които се формират от три основни групи разходи – цена на енергия, мрежови услуги и добавки, е необходимо да се оценява поотделно ефектът при всеки вариант за постигане на поставяните дългосрочни цели. Тъй като цената на енергията вече е стойността, която се постига на свободен пазар, то оптимизацията на разходите за потребителите следва да се отнесе към стратегията за развитие на мрежовата инфраструктура и на очакваните надбавки („задължение към обществото“), които да отразяват подкрепата за инвестиции за конкретни технологии.

Понастоящем надбавката „Задължение към обществото“ е формирана във връзка с направените инвестиции за ВЕИ, ко-генерации и ТЕЦ с дългосрочни договори, но в бъдещ период предстои да се изследва какви надбавки биха съпътствали съответната стратегическа алтернатива. Например при алтернатива I субсидията за производство на

електрическа енергия от въглища неминуемо се запазва, а инвестициите в технологии за улавяне, съхранение и преработка на СО 2 ще изискват допълнително подпомагане.

По отношение на алтернатива III следва да се отчете необходимостта от значителни инвестиции във ВЕИ и акумулиращи устройства, но също така и по-общите системни ефекти, към които следва да се адаптират мрежите. У нас остава твърде неясна перспективата за навлизане на нови ВЕИ проекти. Например през последната година в ЕСО са постъпили заявления за присъединяване на 8 500 MW нови ВЕИ-централи, но липсва гаранция за реализация, защото се касае за частни инвестиции, които очакват получаване на допълнителна държавна подкрепа.

За ефектите от ускорено навлизане на ВЕИ на пазара може да се съди по опита от други страни. Например резултатите от анализ [1], разработен за Германия, който обсъжда чувствителността на цените на електроенергията на едро спрямо цените на енергийни ресурси, показват, че към 2030 г. цените на електрическата енергия вечер няма да се влияят от цените на въглища, емисии СО 2 и природен газ, поради нарастващия дял на възобновяемата енергия в системата (главно вятърна и слънчева енергия). Същевременно променливият характер на времето (високи/ниски температури, засушавания, промяна на въздушна циркулация и т.н.) ще се превърне в основен двигател на промените в цените на електроенергията. На ниво ЕС се препоръчва по-голямото навлизане на ВЕИ да се съпровожда от увеличаване на междусистемната свързаност и мерки за енергийна ефективност при потребителите, като на последното се разчита за ограничаване на енергийните разходи. Тези тенденции следва да се пречупят през призмата на националния интерес с оглед адаптиране на инвестиционните възможности в рамките на най-ефективната алтернатива за развитие.

Отчитайки че в последния План за развитие на преносната електрическа мрежа на България е обхванат период до 2030, и това че е необходима стратегическа визия за развитие, която да обоснове плановете за осигуряване на мощностен и електроенергиен баланс в периода след 2030 година, тук са обсъдени възможните решения за осъществяване на алтернатива II за поетапен преход към нисковъглеродна енергетика, при която са осигурени базови генериращи мощности с дълъг хоризонт на експлоатация.

Проведените системни анализи показват [3], че за задоволяване на вътрешното търсене при умерен сценарий на електропотребление след 2030 година от кондензационните централи се ползва 1500 до 2000 MW бруто инсталирана мощност, но при различна часова използваемост на отделните блокове. При това националната електроенергийна система се нуждае от централи с базов профил на производство, които осигуряват 800 до 1000 MW максимална разполагаемост за пазара, централите за предоставяне на бързи и маневрени резервни мощности са между 600 и 800 MW, а за пазара на резерви са необходими 200 MW.

Понастоящем нуждите от маневрени мощности се покриват отлично от наличните ВЕЦ и конвенционални ТЕЦ. При постепенно намаляване на дела на ТЕЦ на въглища и с отчитане на бавния ръст при интегрирането на нови акумулиращи технологии, необходимостта от ускорена подготовка за въвеждане на модерни парогазови блокове вече е наложителна.

Въпреки високото внимание и подкрепа за интегрираните технологии, включващи ВЕИ и системи за акумулация (било то батерии или водород), те не са относими при целите за осигуряване на необходимите мощности с базов профил на производство, а планирането за развитие на енергийните системи с хоризонт от 20 години следва да се основава на налични технологии на пазара.

Предлаганото сега значително увеличаване на дела на централи, работещи с природен газ, не е плод на икономическа целесъобразност, а по необходимост, породена от липсата на решения за устойчиво развитие. Следва да се отчита, че централите на природен газ ще изпитват все по-голям натиск, породен от цените на въглеродните емисии, а обстоятелството, че работят с вносна суровина с неустойчиви пазарни цени, допълнително утежнява постигането на националните стратегически цели.

Изправени пред алтернативи, които или изискват по-дълъг хоризонт за развитие и значително финансиране, или напротив, имат предпоставен кратък хоризонт на приложение, ние следва да погледнем по-реалистично при взимане на стратегически решения. Освен нови парогазови блокове, чиято роля в следващите 10-15 години изглежда задължителна, трябва да се премине към практически стъпки за осигуряване на нови базови мощности, които могат да влязат в експлоатация след 2030 година.

Изградената специализирана национална инфраструктура и успешният опит от експлоатация на ядрени блокове би следвало да са естественият избор в подкрепа на постигане на националните стратегически цели. Утвърждаването на този избор обаче изисква внимателен и задълбочен подход, защото дебатът за ядрената енергия в Европа е твърде поляризиран, а ние не може да си позволим да пренебрегваме фактите. В тази връзка е полезно да се очертаят основните предпоставки за национално стратегическо решение:

- Необходимост от заместващи мощности за надеждно задоволяване на нуждите на вътрешния пазар в хоризонта след 2030 година, но с капацитет до 1000 MW;

- Предпоставки за успешно внедряване на усвоена вече технология, основана на водо-водни реактори и с отчитане на всички иновативни решения, които определят реакторите от поколение III+ като широко приемливи;

- Възможността за изпълнение на проект, който в максимална степен се основава на местни

ресурси и налични активи и при който може да се прогнозира обосновано периодът за изпълнение.

На тези предпоставки най-добре съответства оформената вече инициатива за изграждане на 7-ми блок на АЕЦ „Козлодуй“, за която има одобрен ОВОС, избрана площадка и оборудване, което може да бъде интегрирано в успешен проект от поколение III+.

Извън тези предпоставки, центрирани върху националните нужди, може да се разсъждава за развитие на проекти с водещо частно участие и които са насочени към регионалния пазар. Наблюдението на развитието на процеса по съгласуване при АЕЦ Пакш 2 показва, че ясното разграничаване на инициативи, насочени към националните нужди, и такива от общ пазарен интерес и доминиращо частно участие, в значителна степен може да улесни комуникацията както у нас, така и в рамките на ЕС.

През месец октомври под силния натиск на ценовите дисбаланси на пазарите на електрическа енергия в Европа за пръв път се чу ясен анонс за допустимостта на ядрената енергия и природния газ като необходими алтернативи. Тепърва ще се видят детайлите в тази връзка в рамките на т.нар. таксонометрия на Европейската комисия, но от сега е ясно, че политиките за допустима държавна помощ няма да бъдат променени, а условията за финансиране със средства по програми на ЕС на такива мощности ще останат твърде консервативни. По-скоро, позицията на Европейската комисия ще се ограничи до търпимост към ядрената енергетика, но осигуряването на благоприятна финансова рамка остава отговорност на националните правителства.

За нас е важно реалистично да се оценят двете възможности за реализация на ядрен проект, който да бъде въведен в експлоатация в периода 2030-2035 година – АЕЦ Козлодуй и АЕЦ „Белене“.

В случая с АЕЦ „Козлодуй“ водещата опция е корпоративен проект на държавно дружество с отлична кредитна репутация, докато в случая с АЕЦ „Белене“ на преден план се изтъква необходимостта от пряка държавна подкрепа при финансирането му, както и необходимостта от доказване на пазарната реализация на произвежданата електрическа енергия.

Извън пряко приложимите предпоставки като необходимост за националния енергиен баланс и възможното финансиране следва да се обърне внимание и на необходимостта от много по-ясен ангажимент на широкия кръг свързани с ядрената ни енергетика въпроси, включително и приемането на дългосрочна стратегия за управление на отработилото ядрено гориво и радиоактивните отпадъци. Темата за дълбокото геоложко погребване на високо активните отпадъци не може да бъде заложник на общите политически процеси у нас, за да може ядрената енергетика да остане и в бъдеще един от надеждните източници на енергия у нас.