ЕСО прогнозира 30 % от производството на електроенергия в България през 2031 г. да е от ВЕИ

Брутното електропотребление в страната няма да надвиши 43 298 GWh до 2031 г.  Очакваният абсолютен максимален електрически товар на България през 2031 г. е 7670 MW, а максималния товар за среден работен ден е 7130 MW. Това се посочва в новото предложение за обсъждането на  План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2022-2031 г., публикувано от Електроенергийния системен оператор (ЕСО).

Сценарии

Два са заложените основни сценария за развитие на електропотреблението: максимален и минимален. Към тях е добавен сценария на Министерство на енергетика заложен в актуалния „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата на Република България .

Според сценарият „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата“, брутното електропотребление без помпи, е с от 1700 до 2700 GWh над максималната прогноза на ЕСО ЕАД, тъй като стартира от по-високо потребление за 2022 година. Това предполага ръст от 6 % спрямо приведеното потребление за 2021 година на фона на тенденцията от последните години за лек спад и рязкото намаление през 2020 година, вследствие ограниченията от COVID-19. Въпреки това, съгласно насоките на ENSTO-G и ENTSO-E, именно този сценарий следва да се вземе в предвид като базов при разработването на националните планове за развитие на електропреносната мрежа, се казва в предложението за десетгодишния план.

По отношение на „Максималният сценарий“, се посочва, че при него брутното електропотребление без помпи съвпада с тренда на референтния такъв за крайното електропотребление в страната на Европейската комисия за периода 2015- 2025 г. Заложено е забавяне в прилагането на мерки за енергийна ефективност. Към 2031 година се очаква брутното потребление да достигне 40 560 GWh, пишат от ЕСО.

При „Минималният сценарий“ е предвидено задържане на нивото на електропотреблението без помпи за целия период, поради по-интензивно прилагане на мерки за енергийна ефективност. През 2031 година брутното електропотребление достига 38 140 GWh

Преди това в анализът си експертите, изготвили доклада обръщат внимание, че „провежданите политики за енергийна ефективност (саниране, енергоспестяващи електроуреди и цели производства и т.н.) и навлизането на нови технологии, създадоха микс от фактори, влияещи по различен начин върху електропотреблението в страната. Това затруднява в значителна степен определянето на корелационните зависимости.

Следва да се отбележи, че не се открива еластичност между цената на електроенергията и електропотреблението.

На практика през последните години, не се наблюдават ясно определени тенденции в брутното електропотребление, дори то да бъде приведено към нормални средномесечни температури“.

„Прогнозата за развитие на брутното електропотребление в страната е съобразена с прогнозите на Европейската комисия до 2050 година, на Агенцията за устойчиво енергийно развитие, на БАН и на Министерство на финансите (по отношение на БВП). В прогнозата е отчетен и опитът на ЕСО от последните години, който показва, че електропотреблението варира в най-тесните граници между минималната прогноза от 2013 г. и минималната прогноза от 2010 г., а максималните прогнози от всички години са далеч от реализацията и проектния ѝ тренд“, уточняват експертите.

Мощности

В частта „Анализ на производствените и акумулиращи мощности“, авторите на предложения десетгодишен план за развитие на електропреносната мрежа посочват, че изложената прогноза до 2031 г. е базирана на заявените от производствените дружества инвестиционни намерения. Уточнява се също така, че към момента на изготвяне на настоящия план за развитие на електропреносната мрежа  Планът за възстановяване и устойчивост не е одобрен от Европейската комисия.

„Предвидените инвестиции в нови производствени и акумулиращи мощности в един одобрен план изисква последващо разработване на пътна карта за реализацията им, която да определи времева рамка, инсталирани мощности и конкретика в топологията им, която да е предпоставка за развитието на електропреносната мрежа. Също така, заложените инвестиции в нови производствени и акумулиращи мощности в един бъдещ одобрен от Европейската комисия План за възстановяване и устойчивост би следвало да се отразят и в предстоящата актуализация на „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата“. При актуализацията на последния следва да се вземат в предвид и реално сключените договори за присъединяване на нови производствени и акумулиращи мощности. В тази връзка, при наличие на конкретика и съгласуваност между одобрен План за възстановяване и устойчивост и актуализиран Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата, всички инвестиции заложени в тях по отношение на нови производствени и акумулиращи мощности, ще бъдат отразени в следващия план за развитие на електропреносната мрежа“, се казва в предложението.

На тази база експертите посочват и предвидените за въвеждане в експлоатация ВЕИ, включително и тези със сключени предварителни и окончателни договори за присъединяване на нива преносна и разпределителни мрежи.

От прегледът на данните става ясно, че най-значително присъединяване на ВЕИ мощности в електропреносната и електроразпределителните мрежи са предвидени за настоящата 2022 г.:  43 МW вятърни електроцентрали (общо за периода до 2031 г. - 343), 634 MWp фотоволтаични централи (общо за периода до 2031 г. - 4439), 38 MW ВЕЦ (общо за периода до 2031 г. - 46) и 3 MWe Биоелектроцентрали (общо за периода до 2031 г. - 30).

Към тези стойности, следва да се добавят и вече въведените в експлоатация ВЕИ – ВЕЦ (без помпи) – 2 349 MW, вятърни електроцентрали – 701 MW, фотоволтаични – 1173 MW и биомаса и биога – 79 MW.

„За периода 2022-2031 г. съгласно инвестиционните намерения са планирани за изграждане общо 5881 МW нови мощности, 4858 MW от които са ВЕИ, се посочва в предложението на ЕСО по десетгодишния план за развитието на мрежата в страната“, пишат авторите.

В документа не е включено изграждане на нова ядрена мощност.

„Съгласно актуалния към 2021 година десетгодишен план за развитие на мрежите на ENTSO-G и ENTSO-E, именно националите планове на държавите членки формират централните политически сценарии за развитие на електроенергийните системи. В плана на Република България са предвидени нови ядрени мощности в периода 2030-2040 г. Дори и при стартиране на такъв проект през 2022 година, то въвеждане в експлоатация не се очаква преди 2032 година, 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“, мотивират решението си от ЕСО.

Прогнозен брутен мощностен баланс

Представен е прогнозен брутен мощностен баланс както при екстремни зимни товари на електроенергийната система на страната, така и при екстремни летни товари.

Според експертите в страната ще има остатъчна разполагаемост за производство от 7 800 000 до 9 700 000 MWh годишно. „Трябва да се има предвид, че това се дължи основно на поетапното въвеждане в експлоатация на заложения прираст на ВЕИ, особено при ФЕЦ (фотоволтаични електроцентрали б.р.). Мощностните баланси показват драстична диспропорция при възможностите за покриване на вътрешното потребление и евентуален износ на електроенергия. Последното не само е невъзможно при зимни условия, но в някои години дори предполага използване на всички налични източници на допълнителни услуги и/или внос на електроенергия. Още по-утежнена се явява ситуацията при съчетанието на продължителни екстремални зимни условия, изчерпан първичен енергиен ресурс във ВЕЦ и КЕЦ и завишена аварийност при електропроизводствените мощности, какъвто бе случая през януари 2017 година“, се констатира в предложението за десетгодишния план.

Посочва се положителния ефект за покриване на вътрешното електропотребление от присъединяването на българския пазар към европейското обединение в рамките на деня и за следващ ден. Отчита се и и „бъдещото присъединяване на ЕСО ЕАД към платформите за балансиране на ENTSO-E, , които от своя страна ще предоставят допълнителни пазарни възможности пред доставчиците на балансираща енергия в страната, а от друга българският оператор на преносна мрежа ще има възможност да активира балансиращи мощности от други пазарни зони в условията на недостиг в страната“.

„През летния сезон има значителна остатъчна разполагаемост за производство, но реализацията на износ е в пряка зависимост от производството на ВЕИ, особено на ФЕЦ. Реализацията на тази остатъчна разполагаемост за производство като износ може да се осъществи при наличието на добри прогнози за почасовото електропроизводство от ВЕИ и приемлив за кондензационни централи баланс между цени на обединените електроенергийни борси и цени на въглеродните емисии. В противен случай не само няма да се реализира възможния износ, но при по-конкурентно участие на чужди пазарни участници може да се реализира и внос. Освен технически проблем, ще се създадат и финансови проблеми за местните кондензационни централи от нереализирана разполагаемост за производство“.

При приетото развитие на производството от ВЕИ се предвижда към 2031 г., то да се доближи до 30% от прогнозираното брутно електропотребление в страната, посочват още от ЕСО. Обръща се внимание, че при реализиране на електропотребление близко до минималния вариант, делът на ВЕИ в крайното брутно електропотребление ще се увеличи.

„Провеждането на мерки за енергийна ефективност ще подпомогне осъществяването на националните индикативни цели, т.е. вместо инвестиции в изграждането на нови ВЕИ да се реализират допълнителни инвестиции за намаляване на енергийния интензитет“.

В документа се разглеждат, както мощностите с приоритетно производство, така и балансиращите и резервни мощности.

Електропреносна мрежа

В частта за развитие на електропреносната мрежа, която обхваща мрежата от 400kV, мрежа 220kV и мрежа 110kV се обръща внимание на т.нар. тесни места, които биха могли да възникнат.

„Прогнозите на турския оператор за 2030 и 2040 година са за голям ръст на нови генериращи източници, 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 би довело до повишаване на транзитните потоци на електроенергия през нашата преносна мрежа в направление изток-запад и може да направи българо-турската и българо[1]сръбската граница тесни места, които биха ограничавали търговията на електроенергия. Транзитът на електроенергия през нашата страна би станал още по-голям, при редуциране на производството от генериращите мощности в комплекса "Марица изток".

В документът се прави и пълен анализ на потока в електрическата мрежа при новите условия, на сигурността на системата и особеностите на електрическите мрежи по райони в страната. Отделна част е посветена на развитието на оптичната мрежа. Както и на развитието на автоматизираната система за диспечерско управление, а и на начина на управление на обектите от електроенергийната система, като се набляга на процеса на промяна в подстанциите на системния оператор.

В заключение, авторите на предложението за Плана за развитие на електроперносната мрежана страната за периода от 2022 до 2031 г. посочват, че „към настоящия момент се счита, че до 2031 г., брутното електропотребление в страната няма да надвиши 43 298 GWh.

 Очакваният абсолютен максимален електрически товар на България през 2031 г. е 7670 MW, а максималния товар за среден работен ден е 7130 MW.

Делът на енергията от ВЕИ, от брутното електропотребление през 2031 г. се очаква да се доближи до 30%. Провеждането на мерки за енергийна ефективност би подпомогнало осъществяването на националните индикативни цели, като вместо инвестиции в изграждане на нови ВЕИ, е възможно да се направят инвестиции за намаляване на енергийния интензитет.

 Изпълнението на посоченото в плана развитие на електропреносната мрежа за периода 2022-2031 г., дава необходимата сигурност на електропренасянето при нормални и ремонтни схеми, включително необходимия обмен на електроенергия със съседните държави.

Реализацията на планираното развитие на преносната мрежа ще повиши енергийната ефективност на електропреносната мрежа, ще намали технологичните разходи и ще даде възможност за подобряване на условията за търговия с електроенергия.

Повишената преносна способност на мрежата ще даде възможност за присъединяване на генериращи модули от системно значение и на инсталации за децентрализирано производство на електроенергия. Работните напрежения ще могат да бъдат регулирани в допустимите граници, с наличните технически средства, при всички режими на работа на ЕЕС“, заключават от ЕСО.