Инвестиции в размер на 1 млрд. 848 млн. 760 хил. лв. планира ЕСО за следващите 10 години

Инвестиции в размер на 1 млрд. 848 млн. 760 хил. лв. (1 848 760 хил. лв.) на база на изразените намерения за нови мощности от 5 881 MW , от които 4862 MW са ВЕИ  планира Електроенергийния системен оператор (ЕСО) за следващите десет години.  Това става ясно от  доклада на Комисията за енергийно и водно регулирана на Десетгодишния план за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2022 – 2031 г. Документът ще бъде разгледан на обществено обсъждане в сряда, 26 октомври от Комисията за енергийно и водно регулиране (КЕВР).

Десетгодишният план на Електроенергийния системен оператор се базира на развитието на електропотреблението в страната и се базира на три сценария.

Трите сценария

Прогнозата за развитие на брутното електропотребление в страната е съобразена с прогнозите на Европейската комисия (ЕК) до 2050 година, на Агенцията за устойчиво енергийно развитие, на Българска академия на науките и на Министерство на финансите (по отношение на брутния вътрешен продукт). В прогнозата е отчетен и опитът на ЕСО ЕАД 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, посочва в доклада си работната група на КЕВР.

На база на гореизложеното при разработването на Плана ЕСО ЕАД е приело три основни сценария за развитие на електропотреблението:

Сценарий „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата“.

Този сценарий за брутното електропотребление без помпи е с от 1700 до 2700 GWh над максималната прогноза на ЕСО ЕАД, тъй като тръгва от по-високо потребление за 2022 година, което предполага ръст от 6% спрямо приведеното потребление за 2021 година, на фона на тенденцията от последните години за лек спад и рязкото намаление през изминалата 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 посочва в доклада.

Максимален сценарий.

Посоченият сценарий за 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.

Минимален сценарий

При този 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 електропотреблението достига 38 140 GWh.

Прогнозата за развитие на производствените мощности на България до 2031 г. се базира на изразените от дружества инвестиционни намерения.

При липса на промяна в информацията, предоставена за предходния десетгодишен план отговори не са изисквани, респективно не са получавани. Независимо от инвестиционните намерения на дружествата, същите са приведени в съответствие със заложените инсталирани мощности в „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата“, пишат от работната група.

ВЕИ

В доклада са отразени и разликите между актуалните инвестиционни намерения на производствените дружества и плана. Посочени са и намеренията за изграждане на ВЕИ, към които са добавени и съществуващите към момента.

За периода 2022-2031 г. съгласно инвестиционните намерения са планирани за изграждане общо 5881 МW нови мощности, 4862 MW от които са ВЕИ.

Ако към 2031 година проектираните ВяЕЦ (вятърни) и ФЕЦ (фотоволтаични)  са нерегулируеми при обща инсталирана мощност над 6 500 MW, балансиращата способност (гъвкавостта) на ЕЕС(електроенергийната система) ще бъде намалена. За да се гарантира достатъчно и гъвкаво развитие на производствените мощности е необходимо да се предприемат допълнителни мерки.

Някои от тези мерки, които са приоритет на ЕСО ЕАД и БНЕБ ЕАД, са пазарни и вече са реализирани, а други предстои да се реализират в близките години:

- присъединяване към пазарното обединение в рамките на деня (реализирано); - присъединяване към пазарното обединение за ден-напред (реализирано);

- присъединяване към платформата за компенсиране на нежеланите отклонения FSCAR (реализирано); - присъединяване към платформата за нетиране на нежеланите отклонения; - присъединяване към платформите за балансиране на ENTSO-E, са някои от посочените приоритети.

 Планиране развитието на електропреносната мрежа е свързано с изпълнението на следните основни изисквания и европейски политики: - сигурност при снабдяването с електрическа енергия на потребителите и електроразпределителните мрежи при нормални и ремонтни схеми; - повишаване на трансграничните капацитети за обмен на електроенергия със страните от югоизточна Европа, за изпълнение на чл. 16, пар. 8 на Регламент (ЕС) 2019/943, относно вътрешния пазар на електроенергия; - присъединяване на нови синхронни и паркови генериращи модули; - повишаване на ефективността при преноса на електроенергия; - присъединяване на нови мощности за съхранение на енергия; - възможност за експлоатация и поддръжка на електропреносната мрежа при висок дял на децентрализираното производство.

Съгласно актуалния към 2021 г. 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.

В същото време, както отбелязват и от работната група, 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.

Резултатите от пазарните изчисления, извършени въз основа на прогнозата на всеки системен оператор за развитие на производството и потреблението на електрическа енергия, показват съществени разлики в сравнение с предишния регионален план.

В докладът си работната група обръща внимание на факта, че  за първи път при разработката на плана се взима в предвид влиянието на ЕЕС на Турция върху потокоразпределението в региона. 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 може да доведе до повишаване на транзитните потоци на електроенергия през нашата преносна мрежа в направление изток-запад и може да направи българо-турската и българо-сръбската граница тесни места, които биха ограничавали търговията на електрическа енергия. Транзитът на електрическа енергия през нашата страна би станал още по-голям, при редуциране на производството от генериращите мощности в комплекса „Марица изток“.

Мрежа 400kV

Мрежа 400kV е гръбнакът на електропреносната мрежа в България. Географското разположение на страната предполага в бъдеще голям търговски интерес за транзит на електрическа енергия през електропреносната мрежа на страната. ЕСО ЕАД работи по изграждането на следните нови електропроводи: - п/ст.. „Марица изток“ – п/ст. „Неа Санта“ (Гърция) – изграден на българска територия, като предстои изграждането на гръцката част; - п/ст.. „Пловдив“ – п/ст. „Марица изток“ в завършваща фаза на изграждане. През 2020 - 2021 г. са въведени в експлоатация нови електропроводи 400kV по направленията п/ст. „Марица изток“ – п/ст. „Бургас“, п/ст. „Марица изток“ – ОРУ ТЕЦ МИ3 и п/ст. „Бургас“ – п/ст. „Варна“. След 2034 г. се предвижда изграждане на втори междусистемен електропровод със Сърбия и трети междусистемен електропровод с Турция, които не са в обхвата на настоящия десетгодишен план.

Мрежа 220 kV

Приета е концепция, преносната мрежа 220 kV да не се развива повече и да се редуцира, за сметка на мрежи 400 kV и 110 kV. В дългосрочен план се обмисля стр. 6 от 27 реконструкция на някои вътрешни електропроводи 220kV и прилежащите им подстанции към ниво 400 kV по направления, които са приоритетни за ЕЕС на страната.

Мрежа 110 kV

Мрежа 110 kV има преобладаващо локално значение и нейното развитие се обуславя от: - подобряване сигурността на захранване на потребителите; - подобряване обмена на електроенергия с разпределителните мрежи; - присъединяване на директни потребители при необходимата категория на осигуреност; - присъединяване на генериращи модули – директни и в разпределителните мрежи.

Съгласно Правилата за управление на електроенергийната система е направена проверка на изпълнението на критерия „n-1”за всяка от обследваните схеми, при екстремален товар от 7 670 MW, която показва че преносната електрическа мрежа 400kV и 220 kV отговаря на критерия за сигурност.

Десетгодишният план предвижда конкретни инвестиции, които следва да бъдат извършени за всяка година от периода 2022-2031 г. В докладът си експертите от КЕВР, подготвили доклада обръщат внимание на плановете за следващите три години и възможностите за осъществяването им. При това се отчита и забавянето на някои от проектите, заради силната вълна на COVID и отражението й през предходните години.

За първите три години от периода, ЕСО ЕАД планира да извърши инвестиционни разходи в размер на 580 667 хил. лв. или 31% от общите разходи за инвестиции

От предоставените Финансов отчет за годината, приключваща на 31.12.2020 г. и Индивидуален финансов отчет за годината, приключваща на 31.12.2021 г. се констатира, че за 2021 г. е отчетена нетна печалба е в размер на 79 460 хил. лв., а за 2020 г. – 50 736 хил. лв.

Увеличението на финансовия резултат за 2021 г. е с 56,61% спрямо предходната година.

 За 2021 г. общо отчетените приходи, в това число финансови приходи са в размер на 946 840 хил. лв. и същите бележат увеличение с 329 808 хил. лв. (53,45%) спрямо реализираните за 2020 г. (617 032 хил. лв.).

В структурата на общо отчетените приходи с най-висок относителен дял са приходите от продажби в размер на 796 003 хил. лв. (84,07%) за 2021 г. и в размер на 566 432 хил. лв. (91,8%) за 2020 година.

За 2021 г. общо отчетените разходи, в това число финансови разходи са в размер на 858 676 хил. лв. и същите бележат увеличение с 298 095 хил. лв. (53,18%) спрямо същите за 2020 г. (560 581 хил. лв.). стр. 27 от 27

При анализ на коефициента на обща ликвидност към 31.12.2021 г. (1,48) се наблюдава намаление в стойността му спрямо 31.12.2020 г. (1,73). Стойностите на този коефициент изразяват способност на ЕСО ЕАД да обслужва текущите си задължения. В динамика, коефициентът на финансова автономност показва намаление, като стойността му към 31.12.2020 г. е 3,22, а към 31.12.2021 г. – 2,43. Отчетените стойности на този коефициент показват финансова независимост на дружеството от ползването на чужди средства, заключават от КЕВР.

Въз основа на гореизложеното, може да се направи извод, че дружеството е прогнозирало инвестиционни разходи за периода 2022 г. – 2031 г. в размер на 1 848 760 хил. лв., за 2021 г. е отчетена нетна печалба в размер на 79 460 хил. лв., а за 2020 г. – 50 736 хил. лв., отчетените стойности на коефициента на обща ликвидност към 31.12.2020 г. и към 31.12.2021 г. са индикатор за възможност на дружеството да обслужва текущите си задължения, стойностите на коефициента на финансова автономност към 31.12.2020 г. и към 31.12.2021 г., характеризират финансова независимост от ползването на чужди средства, посочват от работната група на енергийния реггулатор.