Над 1,3 млрд. лв. ще инвестира ЕСО в електропреносната инфраструктура през следващите 10 години

Комисията за енергийно и водно регулиране ще се произнесе на закрито заседание на 19 август по Десетгодишния план за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2019 – 2028 г. Документът, разработен от Електроенергийният системен оператор (ЕСО) бе подложен на обществено обсъждане в сряда. Десетгодишният план за периода 2019-2028 г. е публикуван за обществено обсъждане. Той обхваща основната инфраструктура за пренос на електрическа енергия, която се предвижда за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация през следващите десет години.

Развитието на електропреносната мрежа

Развитието на електропреносната мрежа е съобразено с график, с достатъчна перспектива във времето, за да могат да бъдат изпълнени всички дейности по съгласуване, проектиране, изграждане и въвеждане в експлоатация на планираните нови съоръжения, без да се нарушава нормалната работа на ЕЕС.

В Плана се определя развитието на преносната електрическа мрежа на България до 2028 г., така че да се създадат необходимите технически условия за:

- сигурно и качествено доставяне на произведената електрическа енергия до всички възли на електропреносната мрежа;

- устойчива работа и развитие на производствените мощности в страната и жизненост на пазара на електрическа енергия.

За пръв път в доклада експертите на ЕСО отчитат влиянието на някои не така забележими през последните години фактори като енергийната ефективност и новите технологии, отбелязват експертите на КЕВР.

В Десетгодишния план за периода 2019-2028 г. експертите от ЕСО отчитат, че в резултат на провежданите политики за енергийна ефективност (саниране, енергоспестяващи електроуреди и цели производства и т.н.) и навлизането на нови технологии, са създали микс от фактори, които влияят по различен начин върху електропотреблението в страната. Това затруднява в значителна степен определянето на корелационните зависимости и на практика през последните години не се наблюдават ясно определени тенденции в брутното електропотребление, дори то да бъде приведено към нормални средномесечни температури, заявяват и от работната група на регулатора.

Приети са два основни сценария за развитие на потреблението на електрическа енергия – максимален и минимален.

При максималния сценарий за брутното потребление на електрическа енергия без помпи се предвижда увеличаване на електропотреблението от 2019 г. с умерени темпове. В този сценарий е заложено забавяне в прилагането на мерки за енергийна ефективност. Към 2028 г. се очаква брутното потребление да достигне 40 600 000 МWh.

При минималния сценарий е предвидено задържане на нивото на електропотреблението без помпи за целия период, поради по-интензивно прилагане на мерки за енергийна ефективност. Към 2028 г. се очаква брутното потребление на електрическа енергия да достигне 37 690 000 МWh, сочат предварителните прогнози на експертите.

Прогнозата на ЕСО за производствените мощности

Прогнозата за развитие на производствените мощности на България не включва хидроенергийните комплекси по река Дунав и нов ядрен енергиен блок на площадката на АЕЦ „Козлодуй”, тъй като същите не фигурират в публикувания на 15.01.2019 г. „Проект на интегриран план в областта на енергетиката и климата на Република България“, изготвен от Министерство на енергетиката, припомнят и експертите от регулатора в доклада си. В същото време се припомня, че в интегрирания  план се анонсира за съществуващ потенциал за изграждане на нови ядрени мощности от 2000 MW и вероятното им въвеждане без ясна конкретика, в т.ч. по отношение изграждането на ядрена централа на площадка „Белене“.

Всичко това е насложено с неяснотите относно използването на оборудването за АЕЦ „Белене“ и липсата на споразумение със стратегически инвеститор. Поради липсата на яснота към момента, вариант с нова ядрена мощност ще бъде взет предвид при следващи обновявания на плана за развитие на електропреносната мрежа, се казва в доклада на КЕВР. Припомняме, че това не е новост, но е важно за ЕСО, предвид ангажиментите на дружеството по отношение на развитието на преносната мрежа.  

В плана се отчита, че от началото на 2018 г. има промяна в собствеността на ТЕЦ „Варна“ ЕАД. Към януари 2019 г. в редовна експлоатация са въведени поетапно блок 6, блок 5 и блок 4. (т.е. мощности, които могат да бъдат включвани в мрежата б.р.). Очакванията на инвеститора са до 2021 г. в експлоатация да бъде въведен и блок 3. Сроковете за въвеждане в експлоатация на блок 1 и блок 2 са в пряка зависимост от развитието на електроенергийния пазар и условията за реализация на произвежданата електроенергия. За целите на изчисленията в настоящия Десетгодишен план ЕСО ЕАД предвижда въвеждането в експлоатация на блок 1 и блок 2 да се осъществи след 2025 г.

Възобновяеми енергийни източници

Тенденцията за внедряване на възобновяеми енергийни източници(ВЕИ) и след 2020 г. в рамките на Европейския съюз (ЕС) се запазва, макар и при по-умерени темпове на развитие и икономически обосновани схеми за изкупуване на електрическата енергия, смятат експертите.

Както и при предишните доклади и в в настоящия план проект „Горна Арда”  не се предвижда, поради замразяване от страна на инвеститорите. Отново се посочва, че при промяна на решението на инвеститорите той ще бъде включен в следващите планове за развитие на електропреносната мрежа.

При разработването на Десетгодишния план за периода 2019-2028г операторът предполага изготвянето на единствен сценарий, за който са взети предвид следните основни предпоставки:

- удължаване експлоатацията на блок 5 и блок 6 в АЕЦ „Козлодуй”ЕАДс постепенно увеличаване на максималните мощности;

- изграждане на договорените за присъединяване мощности по §18 от ЗЕВИ, както и изграждане на заявените когенериращи мощности с приоритетно изкупуване на електроенергията;

- изграждане на икономически ефективни малки ВЕИ по чл.24 от ЗЕВИ;

- изграждане на икономически ефективни ВЕИ по чл.25 от ЗЕВИ, но извън обхвата на чл.24 от същия закон, които са способни да се конкурират за доставки на електроенергия на свободния пазар.

Работната мощност на вятърните електрически централи (ВяЕЦ) и фотоволтаичните електрически централи (ФЕЦ) е в пряка зависимост от интензивността на вятъра и слънчевата радиация, посочват експертите на оператора, като продължават да поддържат становището за ограничените възможности на нашата система за присъединяване на ВЕИ.

Измененията в работната мощност от ВяЕЦ и ФЕЦ се компенсират чрез конвенционалните електрически централи. От гледна точка на изискванията за регулиране на обменните мощности на ЕЕС на България в електроенергийното обединение на ENTSO-E, възможностите на нашата ЕЕС да присъединява нови ВяЕЦ и ФЕЦ е ограничена и се определя от наличните към момента регулиращи мощности и разполагаемия диапазон за регулиране.

Разрастването на ВЕИ сектора ще предизвиква големи и внезапни промени в баланса производство-потребление на ЕЕС и при недостатъчно регулиращи мощности ще затрудни изпълнението на графиците за обмен на електроенергия със съседните ЕЕС.

Инсталираните към момента електроцентрали от възобновяеми източници не могат да предоставят на системния оператор допълнителни услуги (първично регулиране на честотата и вторично регулиране на честотата и обменните мощности) и не могат да участват в противоаварийното управление на ЕЕС и възстановяване на ЕЕС след тежки аварии.

Фотоволтаичните електроцентрали (ФЕЦ) не могат да участват в покриването на максималните зимни товари, които са вечер около 19-21ч., а ВяЕЦ произвеждат най-много електроенергия в периода 02-06ч., когато потреблението е най-ниско и има излишък от електроенергия в системата.

През април 2018 г.в България беше въведен пазар в рамките на деня. Чрез механизмите на пазар в рамките на деня и интегрирането на регионално ниво, когато предлагането на електрическа енергия в страната надвишава значително търсенето, различните видове сегменти на регионалния пазар ще дадат допълнителна възможност за реализиране на сделки за доставка на електрическа енергия, с цел минимизиране на разходите и/или увеличаване на печалбите.

За периода 2019-2028 г. са планирани за изграждане общо 1 559 МW нови мощности, от които 450 MW от възобновяеми източници и 1 039 MW от ТЕЦ и когенерации на газ, става ясно още от десетгодишния план на оператора на преносната мрежа.

Мрежа, пренос, капацитет

Българската електропреносна мрежа е част от обединената преносна мрежа на страните от континентална Европа и развитието ѝ е тясно свързано с развитието на мрежите на съседните страни, припомня експертите.  

При изготвяне на настоящия Десетгодишен план, освен решаване на техническите проблеми по електропреносната мрежа, са взети предвид и резултатите от пазарните и мрежовите изчисления, извършени в работната група „Югоизточна Европа“ към ENTSO-e, при изготвяне на Регионалния инвестиционен план 2017г.

Регионалният инвестиционен план 2017 г. е част от новия десетгодишен план на ENTSO-e, който е публикуван в края на 2018 г. , се припомня и в доклада на регулатора, като се коментира възможността за трансграничен транзит.

За първи път при разработката на плана се взима предвид влиянието на електроенергийната система (ЕЕС) на Турция върху потоко разпределението в региона, констатират от регулатора.

Прогнозите на турския оператор са за голям ръст на нови генериращи източници (над 140 GW инсталирана мощност до 2040г.), 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 ще доведе до повишаване на транзитните потоци на електроенергия през българската преносна мрежа в направление изток-запад и може да направи българо-турската и българо-сръбската граница тесни места, които биха ограничавали свободната търговия. Транзитът на електроенергия през нашата страна би станал още по-голям, при евентуално закриване на генериращи мощности в комплекса „Марица изток“, се казва в отчета на експертната група на регулатора.  

В доклада на ЕСО ясно се посочват обектите, на които се залага.

За сигурно функциониране на електропреносната мрежа при спазване на посочените по-горе принципи, осигуряване необходимата надеждност на преносната система и устойчивост на генериращите източницив мрежа 400kV на България, ЕСО ЕАД счита, че е необходимо да се изградят следните нови електропроводи: -п/ст.„Марица изток“ –п/ст.„Неа Санта“ (Гърция); -п/ст.„София запад“ –п/ст.„Ниш“ (Сърбия), втори електропровод; -п/ст.„Пловдив“ –п/ст.„Марица изток“; -п/ст.„Марица изток“ –ОРУ ТЕЦ МИ3; -п/ст.„Марица изток“ –п/ст.„Бургас“; -п/ст.„Бургас“ –п/ст.„Варна“.

Предвижда се изграждането на втори междусистемен електропровод със Сърбия да се осъществи след 2028г., поради което не е отразен в представения за одобрение Десетгодишен план за периода 2019-2028 г.

Възприета е концепцията преносната мрежа 220kV да не се развива повече, за сметка на мрежи 400kV и 110kV, с изключение изграждането на второ захранване на района на гр. Русе, става ясно още от документа на ЕСО.  

Инвестиции

Годишните прогнозни стойности на всички разходи за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация на обектите от електропреносната мрежа и на системите за защита и управление на ЕЕС за периода на Десетгодишния план за периода 2019-2028 г. са в размер на 1 347 300 хил. лв.,от които 189 629 хил. лв. или 14,07% са привлечени европейски средства, основно за съфинансиране на проектите от общоевропейско значение.

ЕСО ЕАД планира да инвестира средно по 10% от посочения общ размер на инвестициите за периода на Плана, като за периода 2019-2021 г.
дружеството възнамерява да направи инвестиции в размер на 423 736 хил. лв. или 31,45 % от общия размер на инвестициите, посочени в Плана. Размерът на инвестициите, разпределени по години е както следва -  през 2019 г. е предвидено те да са на ниво от 128 474 хил. лв. За 2020 г. - 137 774 хил. лв. и за 2021 г. - 157 488 хил. лв.

От представения одитиран годишен финансов отчет на ЕСО ЕАД за 2018 г. е видно, че дружеството е повишило печалбата си от оперативната дейност от 28236 хил. лв. за 2017 г. на 34 708 хил. лв. за 2018 г.

Коефициентът на обща ликвидност за 2018 г. е в размер на 3,28 в сравнение с 5,13 за 2017 г., което показва възможността на дружеството да покрива текущите си задължения със собствени оборотни средства. След анализ на състоянието на ЕСО ЕАД на база представения одитиран годишен финансов отчет за 2018 г  .може да се направи извод, че дружеството ще разполага със средства за изпълнение на инвестиционната си програма, констатират експертите от работната група от страна на регулатора.

Документът ще бъде разгледан от КЕВР и на закрито заседание. Очаква се комисията да се произнесе на 19 август.  

Планът на ЕСО за следващите 10 години: http://www.dker.bg/uploads/_CGCalendar/2019/tyndp-2019-2028.pdf