Приложение IА.1. Преглед на модели за прогнозиране на електропотреблението 3

Договор с предмет:

„Изготвяне на Национална стратегия в областта на енергетиката (с фокус върху електроенергетиката)”

МЕЖДИНЕН ДОКЛАД 1

(предварителен)

ПРИЛОЖЕНИЯ

15 септември 2017 г.

Съдържание

Приложение IА.1. Преглед на модели за прогнозиране на електропотреблението	3
Приложение II.1. Оценка на сигурността на електроенергийната система за 2030 г. – основни предпоставки и допускания, моделирането на почасовите профили и резултати	5
Приложение II.2. Детайлен анализ на техническите характеристики на съществуващите мощности и прогнози за участието им в покриване на електроенергийния баланс	29
Приложение II.3. Оценки на значими финансови фактори, определящи производствена себестойност и крайни цени на електрическата енергия у нас	99

Приложение IА.1

Преглед на модели за прогнозиране на електропотреблението

Прегледът на модели за прогнозиране на потреблението на електрическа енергия показва, че обект на изследване са най-вече вътрешните фактори от гледна точка на задоволяване на вътрешното търсене. Така, без да претендираме за изчерпателност, можем да посочим следните модели, акцентирайки върху включените променливи в тях:

Bodger прогнозира на базата на 6 метода, три от които се основават на връзка с икономическия растеж, а останалите включват икономически и демографски променливи в множествена линейна регресия, както и използване на техники за ARIMA моделиране.¹
Променливите, които са включени в Integrated Energy Planning Model (IEPM), използван за прогнозиране на производството и търсенето на електроенергия, както посочват Суганти и Самюел (2011)², са икономически растеж и структура на добавената стойност по икономически сектори, дял на индустриалното производство в общото производство, прираст на населението, степен на урбанизация и брой на домакинствата.
В модел от 2011³ търсенето на електроенергия се определя на база на 4 променливи: реален БВП на глава от населението, дефлирани с местната инфлация цени на енергийни стоки като цяло, електроенергийна отвореност на икономиката (износ и внос на електроенергия в % от БВП) и електроенергийно потребление поотделно на фирмите и домакинствата като дял от общото електроенергийно потребление в страната.
В модел от 2008⁴ като важни фактори за използване на електроенергия са посочени производството в индустриалния сектор и съотношението между фактическия и потенциалния БВП, отразяващо степента, до която се използват наличните производствени мощности (capacity utilization).
В модел от 2005⁵, който отново се основава на връзката с прираста на БВП и прираста на населението, потреблението на електроенергия се разглежда и като зависимо от цените, измерени в центове за киловатчас в страната.
Освен вече изведените променливи, в модел за търсене и предлагане на електроенергия, разработен в Китай (2007)⁶, се включват и показатели за степента на енергийна ефективност, промените в дохода на глава от населението, специална променлива за дерегулацията на пазара, промените в цените и степента на износване на технологиите.
Между потреблението на електроенергия, заетостта и реалния доход на глава от населението, е намерена пряка зависимост и в модел на Narayan (2005).⁷
Нуждите от електроенергия се оценяват и въз основа на т.нар. технологичен модел, основаващ се на прираста на населението, инсталираните мощности и годините, които се използва дадена мрежа, както и нетния износ на електроенергия (Sozen, Arcaklioglu, Ozkaymak, 2005).⁸ В случая разполагаемите мощности се използват като променлива, заместваща БВП, и се установява, че чрез тях се дава по-голяма прецизност на прогнозата спрямо използването на БВП.
В друг модел (2010)⁹ се установява, че между потреблението на електроенергия, реалния БВП и цените на електроенергията, се наблюдава устойчива зависимост, най-вече в дългосрочен период, което прави тези променливи особено подходящи за дългосрочно прогнозиране на износа на електроенергия.
Модел, включващ променлива, която отразява степента на заместимост на традиционните източници на енергия с алтернативни (дял на електроенергия от алтернативни източници от общата електрическа енергия), е правен за Италия (2004).¹⁰
Влиянието на логистичния пренос на електроенергия, заедно с икономическия растеж, инвестиционните разходи за поддържане на производствени мощности и относителните цени на електроенергията, се отчита в модел за търсенето на електроенергия в Гърция (1993).¹¹ В сходен модел отново за Гърция (2007)¹², включващ месечната сезонност на търсенето на електроенергия, отново се установява, че икономическият растеж е силна предпоставка за увеличаване на търсенето на електроенергия в страната.

Приложение II.1

Оценка на сигурността на електроенергийната система за 2030 г. – основни предпоставки и допускания, моделирането на почасовите профили и резултати

Оценката е извършена за всеки час на 2030 г. Използвани са прогнозите (песимистична, референтна и оптимистична от Дейност I) за развитие на крайното нетно електропотребление с отчитане на технологичните режими на производствените мощности и необходимите допълнителни услуги.

Дефинирани са следните сценарии за развитие на електропроизводствените мощности:

Оптимистичен сценарий – експлоатация на ТЕЦ Марица Изток 1, ТЕЦ Марица Изток 2 и ТЕЦ Марица Изток 3 съобразно техническия им ресурс с хоризонт след 2040 г. при спазване на екологичните изисквания. Всички останали ТЕЦ на въглища се извеждат от експлоатация до 2021 г.
Среден сценарий – работа в рамките на експлоатационните срокове на ТЕЦ Марица Изток 1, ТЕЦ Марица Изток 2 и ТЕЦ Марица Изток 3 и планиране на техническия им ресурс, базирано на анализ на риска, т.е. блокове, чиято експлоатация изисква повече инвестиции, да се използват повече в динамични режими и да се изведат след изчерпване на ресурса, а останалите да се товарят щадящо, за да се създаде възможност за работата им с хоризонт след 2040 г. При този сценарий на планирано извеждане на един блок годишно в периода 2026-2034 г. към 2030 г. в експлоатация остават около 2500 MW обща инсталирана мощност (извеждат се блокове от 1 до 4 в ТЕЦ Марица Изток 2), а към 2040 г. остават 6 блока с около 1600 MW инсталирана мощност (извежда се ТЕЦ Марица Изток 3). Всички останали ТЕЦ на въглища се извеждат от експлоатация до 2021 г.
Крайно песимистичен сценарий – затваряне на ТЕЦ Марица Изток 1 и ТЕЦ Марица Изток 3 след изтичане на дългосрочните договори съответно през 2026 и 2024 г. Поетапно извеждане на мощности в ТЕЦ Марица Изток 2 в периода 2025-2030 г. Всички останали ТЕЦ на въглища се извеждат от експлоатация до 2021 г.

Основни предпоставки и допускания:

базова година е 2015 г.;
прогнозна година е 2030 г.;
без междусистемен обмен (без търговски износ и внос);
крайно нетно електропотребление за всеки от прогнозните от Дейност I;
допуснато е намаление на технологичните разходи при преноса на електроенергия от 2.31% за 2015 г. до нива от около 2.1%¹³ през 2030 г.;
ползвайки тенденцията от последните години е допуснато намаление на технологичните разходи при разпределението на електроенергия от 12.7% за 2015 г. до нива от около 10% през 2030 г.;
допуснато е изграждане на яз. Xxxxxxx, който увеличава часовата използваемост на ПАВЕЦ в помпен режим до 22.5 часа¹⁴ в денонощен разрез;
предвидено е участие на промишлени товари в балансирането на ЕЕС в съответствие с насоките на Европейската комисия за 2030 г.;
предвидено е въвеждането на пазар в рамките на деня (Intraday market) с периода на сесиите от един час за 2030 г., т.е. участието на маневрените генериращите мощности и промишлените товари в балансирането на ЕЕС е възможно както чрез балансиращия пазар, така и чрез пазара в рамките на деня. При все това мощностите, предоставящи бавен третичен (в т.ч. студен) резерв, не могат да участват на балансиращия пазар, а единствено чрез механизмите на пазара в рамките на деня и следващ ден (day-ahead market), ако това е икономически целесъобразно;
собствените нужди не се вземат предвид, тъй като те не са предмет на търговска сделка, но са оценени необходимите брутни инсталирани мощности на кондензационните централи, необходими за задоволяване на електропотреблението в страната;
прието е продължаване на приоритетното диспечиране на някои видове електропроизводство (ВЕИ и ко-генерации) и ценовото позициониране на останалите централи (ВЕЦ на НЕК, АЕЦ Козлодуй и останалите кондензационни централи). Поради маневреността си ВЕЦ на НЕК ще се позиционират основно в часовете с най-голямо търсене (максимални дневни товари), като ще бъдат ползвани и за редиспечиране от оператора на ЕЕС с цел осигуряване на сигурността;
приета е 1.5% аварийност при АЕЦ Козлодуй и 5% за останалите централи, работещи на пазарен принцип.

Моделирането на почасовите профили на отделните електроенергийни компоненти е осъществено по следния начин:

използван е почасовия профил на товара от 2015 г. и е екстраполиран до прогнозата за крайното електропотребление за 2030 г.;
използвани са почасовите профили на производството от биомаса, МВЕЦ, топлофикационни и заводски централи от 2015 г. и са екстраполирани до годишно производство за 2030 г. спрямо часовата им използваемост и прогнозните инсталирани мощности от табл. II.5 и II.6:

биомаса – 505 GWh;
МВЕЦ са приведени към нормално влажна година – 834 GWh;
топлофикации – 1865 GWh;
заводски ко-генерации – 1137 GWh.

Фигура 1

Използвани са почасовите профили на ФЕЦ от 2015 г. и са екстраполирани до годишното производство от 2008 GWh за 2030 г. спрямо часовата им използваемост и прогнозните инсталирани мощности от табл. II.5 и II.6.

Фигура 2

Фигура 3

Използвани са почасовите профили на ВтЕЦ от 2015 г. и са екстраполирани до годишното производство от 2967 GWh за 2030 г. спрямо часовата им използваемост и прогнозните инсталирани мощности от табл. II.5 и II.6.

Фигура 4

Фигура 5

Общо приоритетно диспечирани ВЕИ и ко-генерации:

Xxxxxx 0

Фигура 7

Необходимите резерви за гарантиране на сигурността на ЕЕС¹⁵ и моделирането им:

резерв за първично регулиране +/-45 MW:

от работещи кондензационни блокове;

или ако е недостатъчно

от ВЕЦ на НЕК, предполагащо принудена работа в малките часове на денонощието, отново чрез редиспечиране през балансиращия пазар от страна и за сметка на оператора на ЕЕС, който ще плати на ВЕЦ по цена за балансиране нагоре (към момента пределна цена от 202 лв./MWh), а някоя друга централа ще бъде разтоварена при цена за балансиране надолу (към момента пределна цена от „0“ лв./MWh);

резерв за вторично регулиране +/-155 MW и резерв за покриване на колебанията на ВтЕЦ и ФЕЦ (фиг. 8) през 95% от годината: +/-205 MW или общо +/-360 MW:

за регулиране надолу диапазон от 165 MW от работещи блокове на кондензационна централа и поне една помпа от 196 MW в ПАВЕЦ „Чаира“ ;
за регулиране нагоре от работещи кондензационни блокове и/или ВЕЦ и ПАВЕЦ на НЕК;

бърз третичен резерв от 1100 MW, предоставян от ВЕЦ и ПАВЕЦ на НЕК за покриване отпадането на блок 1000 MW в АЕЦ;
бавен третичен (надеждностен) резерв: 500 MW средногодишно:

от блокове на кондензационни електрически централи с часова използваемост над 5000 часа/годишно

или

от товари на промишлени потребители и технически мероприятия на оператора на ЕЕС (използвани през януари 2017 г. 300 MW) с прогнозен размер от 500 MW за 2030 г. Последното е в конкуренция с производствените мощности, ако пределната цена за балансиране нагоре от 202 лв./MWh бъде премахната от КЕВР.¹⁶ Използването на такива товари не трябва да смущава технологичната работа на промишлените потребители;

допълнителен резерв за балансиране надолу от 200 MW към 2030 г.¹⁷

Фигура 8¹⁸

приоритет на запълване на остатъчния товар от конвенционални централи според прогнозните цени:

АЕЦ Козлодуй;
ВЕЦ на НЕК до 2.4 TWh (без работа на ПАВЕЦ с оборотна вода) при нормално влажна година и 75% обезпеченост на комплексните язовири. Поради маневреността си те ще работят основно в покриване на максималните товари и съобразно сезонните задълженията към други водоползватели (напояване, питейно водоснабдяване и др.);
кондензационни електрически централи;

при евентуален недостиг ще се оцени необходимостта от внос или изграждане на нови централи;
използвана е оптимална годишна ремонтна програма.

Резултати:

Резултатите от работата на ЕЕС при посочените предпоставки, допускания и моделиране за всяка от прогнозите за развитие на крайното електропотребление, са следните:

Моделиране работата на ЕЕС при песимистична прогноза за крайно електропотребление

Реализираният почасов профил на товара от 2015 г. е екстраполиран до крайно електропотребление от 29 500 GWh:

Xxxxxx 0

Xxxxxx 00

Структура на електропотреблението:

Таблица 1

Фигура 11

Фигура 12

Фигура 13

Остатъчният нетен товар за покриване от конвенционални електрически централи, работещи на пазарен принцип, се получава като от почасовия профил на товара за всеки час се извади приоритетно диспечираното електропроизводство.

Фигура 14

Фигура 15

Структура на електропроизводството:

Таблица 2

Максимална нетна генерация – 6108 MW.

Фигура 16

Моделиране на работата на ЕЕС при референтна прогноза за крайно електропотребление

Отчетеният почасов профил на товара от 2015 г. е екстраполиран до крайно електропотребление от 30 140 GWh:

Фигура 17

Структура на електропотреблението:

Таблица 3

Фигура 18

Фигура 19

Фигура 20

Фигура 21

Фигура 22

Структура на електропроизводството:

Таблица 4

Максимална нетна генерация – 6241 MW.

Фигура 23

Моделиране на работата на ЕЕС при оптимистична прогноза за крайно електропотребление

Реализираният почасов профил на товара от 2015 г. е екстраполиран до крайно електропотребление от 31 580 GWh:

Фигура 24

Структура на електропотреблението:

Таблица 5

Фигура 25

Фигура 26

Фигура 27

Фигура 28

Фигура 29

Структура на електропроизводството:

Таблица 6

Максимална нетна генерация – 6539 MW.

Фигура 30

Оценка на сигурността на еес

Оптимистичен сценарий при „Отложена декарбонизация“

До 2040 г. не съществуват проблеми с покриване на вътрешното електропотребление.
За всички прогнози на крайното електропотребление при нормални и екстремални климатични условия (зима 2017 г.) резервите за регулиране нагоре са напълно достатъчни да обезпечат сигурността на ЕЕС, дори при отпадане на 1000 MW блок в АЕЦ по време на пиковите товари.
При нормални климатични условия и липса на значителна аварийност не се налага активиране на бавен третичен резерв.
Резервът за вторично и третично регулиране с цел балансиране надолу е недостатъчен за всички прогнози на крайното електропотребление за 2030 г.:

песимистична – 152 часа от годината (1.74%);
референтна – 77 часа от годината (0.88%);
оптимистична – 59 часа от годината (0.67%).

Часовете с недостатъчни бързи резерви са в рамките на допустимото.¹⁹

Среден сценарий при „Планирано извеждане“

До 2040 г. не съществуват проблеми с покриване на вътрешното електропотребление.
При нормални климатични условия за 2030 г.:

За всички прогнози на крайното електропотребление резервите за регулиране нагоре са напълно достатъчни да обезпечат сигурността на ЕЕС, дори при отпадане на 1000 MW блок в АЕЦ по време на пиковите товари.

При нормални климатични условия и липса на значителна аварийност не се налага активиране на бавен третичен резерв.
Резервът за вторично и третично регулиране с цел балансиране надолу е недостатъчен за всички прогнози на крайното електропотребление:

песимистична – 152 часа от годината (1.74%);
референтна – 77 часа от годината (0.88%);
оптимистична – 59 часа от годината (0.67%).

Часовете с недостатъчни бързи резерви са в рамките на допустимото.

При нормални климатични условия след 2030 г.:

Разпределението на резерва за първично регулиране е недостатъчно разсредоточено, като се налага редиспечиране на производствените мощности с цел осигуряването му при реалното управление на ЕЕС.
Резервът за вторично и третично регулиране с цел балансиране нагоре е недостатъчен за всички прогнози на крайното електропотребление:

песимистична – 35 часа от годината (0.40%);
референтна – 54 часа от годината (0.62%);
оптимистична – 70 часа от годината (0.80%).

При активиране на промишлени товари за балансиране нагоре посочените часове могат да бъдат намалени:

песимистична – 4 часа от годината (0.05%);
референтна – 6 часа от годината (0.07%);
оптимистична – 9 часа от годината (0.10%).

При отпадане на 1000 MW блок в АЕЦ по време на посочените часове, ЕЕС на България няма да разполага с достатъчен активиран резерв за постигане на баланса на ЕЕС:

песимистична – до 114 MW;
референтна – до 247 MW;
оптимистична – до 385 MW.

Резервът за вторично и третично регулиране с цел балансиране надолу е недостатъчен за всички прогнози на крайното електропотребление:

песимистична – 152 часа от годината (1.74%);
референтна – 77 часа от годината (0.88%);
оптимистична – 59 часа от годината (0.67%).

При нормални климатични условия и липса на значителна аварийност не се налага активиране на бавен третичен резерв.
Часовете с недостатъчни бързи резерви са в рамките на допустимото.

При екстремални (зима 2017 г.) климатични условия за 2030 г.:

Налага се активиране на бавен третичен резерв за балансиране нагоре за всяка от прогнозите на крайното електропотребление:

песимистична – 36 часа от годината (1.74%);
референтна – 57 часа от годината (0.10%);
оптимистична – 76 часа от годината (0.67%).

При отпадане на 1000 MW блок в АЕЦ по време на посочените часове, ЕЕС на България няма да разполага с достатъчен резерв за активиране с цел постигане на баланса на ЕЕС:

референтна – до максимум 121 MW;
оптимистична – до максимум 291 MW.

При екстремални (зима 2017 г.) климатични условия след 2030 г.:

Налага се активиране на промишлени товари за балансиране нагоре до 500 MW за всяка от прогнозите за крайното електропотребление:

песимистична – 36 часа от годината (1.74%);
референтна – 57 часа от годината (0.10%);
оптимистична – 76 часа от годината (0.67%).

При отпадане на 1000 MW блок в АЕЦ по време на цитираните часове, ЕЕС на България няма да разполага с достатъчен резерв за активиране с цел постигане на баланса на ЕЕС:

песимистична – до максимум 725 MW;
референтна – до максимум 871 MW;
оптимистична – до максимум 1041 MW.

Крайно песимистичен сценарий

До 2025 г. не съществуват проблеми с покриване на вътрешното електропотребление, като оценките за резервните мощности за балансиране на ЕЕС са съизмерими с тези при сценарий „Планирано извеждане“.

Още след 2026 г. са налице проблеми с покриване на вътрешното електропотребление, а след 2030 г. ЕЕС през повече от 6000 часа годишно не може да бъде балансирана, дори при принудена работа на ВЕЦ и ПАВЕЦ. Малката часова използваемост на ВЕЦ и ПАВЕЦ на НЕК за балансиране на ЕЕС в денонощен, седмичен и сезонен разрез налага необходимостта да се използват конвенционални кондензационни електрически централи с минимум следните технологични характеристики:

диапазон на регулиране от 60 до 100%;
участие в първично регулиране;
участие във вторично регулиране със скорост на изменение минимум 2 MW/min;
единични инсталирани мощности на отделните агрегати не по-големи от 350 MW;
за да има взаимозаменяемост при аварии и оптималност при ремонтни схеми, минималният брой разполагаеми агрегати трябва да бъде не по-малко от 5 за песимистична прогноза на крайното електропотребление и 7 за оптимистична. Необходимо е разсредоточаване на разполагаемите агрегати в поне две електрически централи.

Тъй като ядрените мощности не отговарят на посочените технологични характеристики (освен участие в първично регулиране), съществуващите такива и потенциално новите не са алтернатива на централите на въглища и/или газ за предоставяне на допълнителни услуги (резерви) с цел балансиране на ЕЕС.

Възможните алтернативи за решаване на проблемите с покриване на вътрешното електропотребление и осигуряване на необходимите резерви на ЕЕС са:

изграждане на нови ТЕЦ на въглища, съобразени с екологичните изисквания;

и/или

нови газо-парови централи.

За нуждите на балансиране на ЕЕС газо-паровите централи са с по-добри качества от тези на ТЕЦ на въглища, тъй като влизат по-бързо в паралел, отработват заданието на централния регулатор по-добре и имат по-широк диапазон за регулиране на мощността.

Имайки предвид оптималната часова използваемост на една конвенционална кондензационна електрическа централа за всяка от прогнозите за крайното електропотребление са определени оптималните брутни инсталирани мощности от конвенционални кондензационни електрически централи, необходими за покриване на вътрешното електропотребление след 2025 г.:

песимистична – 1350 MW;
референтна – 1500 MW;
оптимистична – 1750 MW.

При наличие на посочените брутни инсталирани мощности от конвенционални кондензационни електрически централи оценките за резервните мощности за балансиране на ЕЕС след 2025 г. са съизмерими с тези при сценарий „Планирано извеждане“.

Общовалидни изводи за всички сценарии (Отложена декарбонизация; Планирано извеждане и Крайно песимистичен сценарий)

Приоритетното диспечиране на ВЕИ и ко-генерации измества конвенционалните мощности, работещи на пазарен принцип при покриване само на вътрешното електропотребление, от което следва, че те трябва да пласират свободната разполагаемост (табл. 7) за производство на регионалния пазар, за да постигнат оптимална използваемост. Трябва да се има предвид, че в табл. 7 са представени максималните възможности, без съобразяване с пазарната конюнктура. Ако последната се вземе предвид, оказва се, че голяма част от тези свободни количества са налице при ниско електропотребление в страната (от 01:00 до 06:00 часа на денонощието; почивни и празнични дни и пролетен сезон), каквото е и в целия регион. Реализацията на износ в тези случаи е проблематична поради излишък от производствени мощности в региона. На практика в тези периоди конвенционалните мощности ще бъдат разтоварвани, а някои от тях и спирани, поради невъзможност за пласиране на разполагаемостта за производство както на националния, така и на регионалния пазар.

Таблица 7

Часовата използваемост на АЕЦ Козлодуй е малко над 7500 часа, тъй като при всяка от прогнозите за крайното електропотребление през няколко периода от годината централата се налага да бъде разтоварена, за да се поддържа баланса на ЕЕС при липса на междусистемен обмен. Поради конкурентната си цена, централата би могла да изнесе безпроблемно излишните количества през споменатите периоди и да постигне оптимална часова използваемост.
Нова ядрена мощност не е алтернатива на централите на въглища и/или газ за предоставяне на допълнителни услуги (резерви) с цел балансиране на ЕЕС.
С изключение на участието в първично регулиране, съществуващите ядрени блокове и потенциално новите такива не отговарят на минималните технологични характеристики за балансиране на ЕЕС в денонощен, седмичен и сезонен разрез. Тяхната функция е да бъдат базови мощности с максимална часова използваемост. При наличие на приоритетно диспечирани ВЕИ и ко-генерации, липсата на маневреност на евентуална допълнителна ядрена мощност води до недостатъчна часова използваемост за покриване на вътрешното електропотребление, от което следва, че такава мощност трябва да си гарантира дългосрочно основната част от продажбите на регионалния пазар. Не на последно място, увеличаване на броя на единични блокове от 1000 MW повишава вероятността от системни небаланси вследствие на аварии, респ. намалява сигурността на ЕЕС.
През голяма част от часовете на годината мощностите на кондензационните електрически централи ще бъдат активирани по цена за балансиране, чрез редиспечиране от оператора на ЕЕС с цел осигуряване на резерви за първично и вторично регулиране. По този начин една значителна част от техните приходи ще се формира от балансиращия пазар.
В зависимост от технологичните възможности, съществуващите мощности в АЕЦ или ВЕЦ ще бъдат редиспечирани в някои периоди с цел осигуряване на резерви за първично и вторично регулиране.
ВЕЦ и ПАВЕЦ на НЕК ще бъдат основен балансьор на ЕЕС. За тази цел е необходимо оптимизиране на работата им:

максимално натрупване на водни обеми през пролетта и работа по напоителен график през лятото;
използване през есенно-зимния период в часовете с върхово натоварване, респ. максимални цени. Основната цел е осигуряване на достатъчно свободни обеми в язовирите в края на март, за да се поемат притоците през пролетното пълноводие. По този начин ще се избегне изпускане на енергийно непреработени води или продажби на цени под себестойност;
дори при оптимистичната прогноза за развитие на електропотреблението се налага продължително използване на ПАВЕЦ през 42 дни от годината в помпен режим, поради което е необходимо изграждането на яз. Яденица.

При нормални климатични условия и липса на значителна аварийност не се налага ползване на бавен третичен резерв за регулиране нагоре. Часовете с недостатъчни бързи резерви са в рамките на допустимите отклонения.²⁰
През около 1% средно от часовете наличните резервни мощности след 2030 г. ще са недостатъчни за балансиране на флуктоациите на ВЕИ. Тази тенденция чувствително ще се повиши с хоризонт 2040 г. При отпадане на 1000 MW блок в АЕЦ по време на екстремални климатични условия, ЕЕС на България също няма да разполага с достатъчен резерв за активиране с цел постигане на баланса на ЕЕС. Възможните решения са:

внос/износ на електроенергия, чрез регионалните борси (за следващ ден и в рамките на деня) и/или регионален балансиращ пазар. Обединението на регионално ниво на електроенергийните пазари повишава сигурността на доставките, тъй като от една страна пазарните участници имат възможността в рамките на деня да оптимизират своето енергийно портфолио, а от друга, операторът на ЕЕС може да ползва регионалния балансиращ пазар в реално време;
презграничното споделянето на резервни мощности²¹ и/или координирано взаимно компенсиране на системните небаланси²² са в съответствие с правилата за балансиране на ENTSO-E.²³ Създаването на общ регионален контролен блок за централизирано оперативно управление с цел интегриране на ВЕИ гарантира сигурността на обединените ЕЕС на по-високо йерархично ниво.

Стратегии за развитие с цел гарантиране на сигурността на ЕЕС:

Премахване на всички нормативни, регулаторни и бюрократични бариери пред съществуващите и иновативните пазарни и технологични възможности за балансиране на ЕЕС, както при недостиг, така и при излишък, в т.ч. прехвърляне на част от финансовата отговорност за осигуряване на третичен резерв от производителите към потребителите, чрез премахване на наложените от КЕВР пределни цени за балансиране.
Обвързване на почасовите борсови цени с почасовите цени от балансиращия пазар с цел предотвратяване на непазарно поведение от страна на пазарните участници.
Обединение на пазарите в региона (в т.ч. в рамките на деня и балансиращ пазар) поне на ниво държави-членки – задължение към тях до 2020 г.
Присъединяване на оператора на ЕЕС към един от регионалните центрове за оценки и координиране на адекватността, сигурността и междусистемните преносни способности – срок до края на 2017 г.
Активно участие на оператора на ЕЕС в процесите за презгранично споделяне на резервни мощности и координирано взаимно компенсиране на системните небаланси.
Обединение (поне на ниво държави-членки) на ЕЕС в общ регионален контролен блок за управление с цел интегриране на ВЕИ при гарантиране сигурността на ЕЕС на по-високо йерархично ниво за управление – срок след 2020 г. Общото управление на този регионален контролен блок да бъде в България, за което трябва да се разработи план за действие.

Приложение II.2

Детайлен анализ на техническите характеристики на съществуващите мощности и прогнози за участието им в покриване на електроенергийния баланс

Топлоенергетика

В рамките на работата по дейност II са проучени данни за централите, работещи на въглища. Тук са представени основните централи от тази група.

Рудници и електроцентрали „Марица-изток”

Промишлените запаси на лигнитни въглища в Източномаришкия басейн са 1200 Mt. При добив 30 Mt въглища годишно хоризонтът на използване на рудниците е 2057 г.

Източномаришките лигнити са от категорията нискокачествени, поради ниската калоричност и високото съдържание на пепел, влага и сяра. Те са млади лигнити, които изгарят, след смилане във вентилаторни мелници, по вихрово-тангенциална схема при сравнително ниската температура.Ниската температура и степенната организация на въздуха за горене са причина за ниското ниво на емисиите на азотни оксиди в атмосферата.

Серните оксиди се улавят посредством мокра варовикова десулфуризация.

Използваната технология за оползотворяване на източномаришките лигнити, независимо от лошото им качество е усвоена и усъвършенствана през годините и позволява сигурна работа, висока разполагаемост и задоволителна маневреност на електроцентралите, базирани на тези въглища.

През 2016 г. в рудниците на „Мини Марица-изток” са добити 27.8 Mt въглища, от които са произведени 16.35 TWh, 42.3% дял от вътрешното потребление на електроенергия.

Възрастовата структура на кондензационните електрогенериращи мощности на България е по-млада от тази на Чехия, подобна е на Полша, Румъния, Сърбия и Косово, и по-стара от тази на Гърция, и особено на Германия.

През 2011 г. е въведена ТЕЦ „AES Марица изток 1”, с висока икономичност и ниско ниво на емисиите в атмосферата.

През изминалото десетилетие част от кондензационните електроцентрали – ТЕЦ „Марица-изток 2” и ТЕЦ „Contur Global Марица-изток 3” са рехабилитирани, модернизирани и приведени в съответствие с актуалните изисквания за опазване на околната среда. Извършените успешни рехабилитации, включително със заменяне на основни съоръжения (турбини, генератори, разпределителни уредби и др.) са основание срокът на използването им да бъде увеличен значително.

На друга част – ТЕЦ „Марица 3” и ТЕЦ „Бобов дол” – са инсталирани съоръжения за улавяне на серните оксиди. Останалите електроцентрали – ТЕЦ „Варна” 1260 MW и ТЕЦ „Русе” 220 MW – понастоящем са изведени от експлоатация поради несъответствие с изискванията за опазване на околната среда и липса на пазар за произвежданата от тях електроенергия.

686 MW нови и 912 MW рехабилитирани мощности имат икономически живот и след 2040 г. Останалите 1658 MW трябва да преминат в периода 2031-2033 г. през процедури за безразрушителен контрол (NDT Program), за да получат удължен лиценз за работа до и след 2040 г.

На фигура II.2.1 в Междинен доклад 1 е показан икономическият/безопасен живот на основните електрогенериращи мощности, след преминаване на част от тях през процедури за безразрушителен контрол (NDT Test).

Кондензационни електроцентрали, базирани на източномаришки лигнити

ТЕЦ „AES Марица изток 1”

Описание и реализирани технико-икономически и екологични показатели

Електроцентралата е изградена като заместваща мощност на изведените 300 MW в ТЕЦ „Марица-изток 1” и 1760 MW в АЕЦ „Козлодуй”, в съответствие с Енергийната стратегия на България от 1998 г. и електроенергийния баланс. База на инвестиционното решение е сравнителен анализ между експлоатационните разходи на 6 кандидати – блокове на източномаришки въглища на докритични параметри с разход на условно гориво, съответно 308, 352 и 375 g/kWh, блок 600 MW на ядрено гориво, блок 200/300 MW на докритични параметри на газ, и блок 200/300 MW на докритични параметри на вносни въглища, при използваемост на инсталираната мощност в диапазона 5000-6000 h годишно.

Централата е 100% частна собственост.

Електроцентралата е кондензационна, базирана на източномаришки лигнити с инсталирана мощност 686 MW. Състои се от два еднотипни блока по 343 MW, всеки на докритични параметри. Въведена е в експлоатация през 2011 г.

Котли

Котлите са барабанни, с естествена циркулация, с производителност 1016 t/h всеки, с налягане на парата 176.7/42.1 barg и температура 540.4/540.5⁰С. Съоръжени са с по 6 вентилаторни мелници с предвключена чукова част, с производителност 112 t/h въглища всяка. Изгарянето е нискоемисионно, по вихрово-тангенциална схема, със степенно подаване на въздуха за горене. Всеки котел може да поддържа номинално производство с 5 и минимално с 3 включени мелници.

Спомагателното гориво за разпалване и стабилизиране на горивния процес е газьол, който се изгаря в 4 вихрови, нискоемисионни горелки с производителност 8340 kg/h всяка.

Изходящите газове преминават през електростатични филтри за улавяне на летящата пепел и инсталации за очистване от серните оксиди, след което се подават в охладителната кула. Байпаси на инсталациите няма.

Турбини

Турбините са кондензационни, едновални, с налягане на парата 166.7 bar и мощност на вала 344 MW. Циркулационните кръгове са отделни за всяка турбина, с обща охладителна кула.

Генератори

Генераторите са с номинална мощност 436 MWА всеки, напрежение 20 kV и водо-водородно охлаждане. Свързани са с преносната мрежа 400 kV посредством трансформатори с мощност 450 MVА всеки.

Инсталации за очистване на димните газове от серни оксиди

Сероочистващите инсталации СОИ 1 и СОИ 2 се състоят от скрубери, в които се извършва варовикова десулфуризация посредством мокър метод, с краен продукт гипсова суспензия; тя се обезводнява посредством лентови филтри до суров гипс със съдържание на вода до 15%. Степента на очистване на димните газове от серен диоксид е над 97%.

Склад за въглища

Складът е открит, с капацитет 400 000 t въглища, които постъпват от рудник „Трояново 2” посредством влакови композиции. Преди да постъпят във вентилаторните мелници, суровите въглища се раздробяват в предвключената част на мелниците до фракция 20 mm.

Склад за варовик

Складът е открит, с капацитет 7 000 t варовик, който постъпва от кариерите посредством влакови композиции или автомобилен транспорт. Мелниците за смилане на варовика са две, взаимно резервиращи се.

Инсталация за транспортиране и депониране на твърдите отпадъци

Пепелта, сгурията и гипса се съхраняват в 6 бр. междинни силози – 4 за пепел и сгурия и 2 за суров гипс.

Транспортирането до депото се извършва посредством тръбен (затворен) лентов транспортьор и самосвали.

Депото има капацитет да обслужва електроцентралата над 25 години, при използваемост на инсталираните мощности до 7500 h годишно.

Част от пепелта се оползотворява в циментовата промишленост.

Система за управление

Системата е цифрова; всички процеси са автоматизирани.

Маневреност. Участие в регулирането на честотата и мощността на ЕЕС

Независимо от ниското качество на въглищата, централата притежава много добра маневреност за този клас електрогенериращи мощности, особено по отношение на поддържане на минимално натоварване с основно гориво.

Минимален товар с основно гориво	% N_nom	40
Минимален товар със стабилизиране	% N_nom	37
Време за натоварване до N_nom от студено състояние	H	5,1
Време за натоварване до N_nom от горещо състояние	H	2,0
Скорост на натоварване	% N_nom/min	2
Скорост на разтоварване	% N_nom/min	2
Участие в първичното регулиране на ЕЕС Скорост на изменение на товара	+/- % N_nom % N_nom/min	5 >10
Участие във вторичното регулиране на ЕЕС Скорост на изменение на товара	% N_nom % N_nom/min	60 2

Производство на електроенергия, TWh

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Бруто	^-	3,708	3,031	2,762	3,868	3,380
Собствени нужди, в т.ч.:	-	0,506	0,417	0,383	0,536	0,480
За очистване на димните газове	-	0,141	0,119	0,108	0,160	0,144
За депониране на пепелта, сгурията, гипса	-	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a
Нето	-	3,203	2,614	2,379	3,332	2,901

Разход на въглища, газьол и варовик, t

Година	2012	2013	2014	2015	2016
Въглища	5 523 925	4 354 682	3 905 585	5 554 089	4 830 742
Цxxx, средна, лв/t	16.55	17.24	17.80	18.00	18.02
Газьол	3 268	1 735	1 598	1 185	1 462
Варовик	415 292	326 466	280 230	419 189	366 369

Качество на въглищата

Година	2012	2013	2014	2015	2016
Калоричност, средна, kcal/kg	1 579	1 650	1 637	1 639	1 637
Максимална	1 637	1 677	1 661	1 669	1 663
Минимална	1 539	1 619	1 623	1 609	1 620
Пепел, средно, %	36.89	35.78	36.07	36.53	36.88
Влага на работна маса, средно, %	50.61	50.51	50.80	50.51	50.30
Сяра обща на работна маса, средно, %	2.70	2.69	2.61	2.71	2.75

Количество на пепелта, сгурията и гипса, t

Година	2012	2013	2014	2015	2016
Пxxxx x сгурия	1 093 764	837 651	722 878	1 000 000	000 833
Гипс	858 992	649 982	555 423	817 578	696 865

Състав на пепелта и сгурията

Година	2012	2013	2014	2015	2016
Неизгоряло, пепел, %	1.58	1.27	1.44	1.43	1.42
Неизгоряло, сгурия, %	14.40	13.50	14.72	12.94	11.23

Химически състав на пепелта, сгурията и гипса, 2016 г.

Компонент/отпадък	Пепел	Сxxxxx	Xxxx
Алуминий, като Al₂O₃, %	22.5	19.3	0.4
Кxxxxx, като СаО, %	5.7	4.4	34.3
Желязо, като Fe₂O₃,%	15.4	14.1	0.3
Калий, като К₂О, %	1.1	1.0	0.04
Магнезий, като MgO. %	2.3	1.9	0.2
Мxxxxx, като MnO, %	0.09	0.08	<0.01
Натрий, като Na₂O, %	0.8	0.6	0.1
Фосфор, като Р₂О₅, %	0.07	0.06	0.05
Сяра, като SO₃, %	3.0	4.1	54.1
Сxxxxxx, като SiO₂, %	45.6	39.3	0.7
Титан, като TiO₂, %	0.8	0.7	0.08

Количества на димните газове и замърсителите на атмосферния въздух

Година	2012	2013	2014	2015	2016
Дебит на сух газ (6 % О₂), средногодишен, Nm³/h,	1159484,1	1070028,0	946692,9	1518108,6	1518108,6
Въглероден диоксид (СО₂), t/год.	4115723	3 359 813	3030493	4187 675	3717339
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t/год.	2 280,7	1 780,5	1 702,0	2 305,1	2 022,4
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t/год.	3 129,1	2 575,8	2 891,3	4 255,5	5 577,3
Пxxx, t/год.	7,7	6,9	6,1	4,1	4,6

Емисии и степен на улавяне на замърсителите на атмосферния въздух

Година	2012	2013	2014	2015	2016
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), mg/Nm³	172.5	155.0	156.7	153.2	152.4
Степен на улавяне на серните оксиди (SO_x/SO₂), %	98.4	98.3	97.8	97.8	97.4
Пxxx, mg/Nm³	0.2	0.15	0.25	0.0	0.2

Брой на пусканията от студено и горещо състояние

Година	2012	2013	2014	2015	2016
Брой пускания от студено състояние	22	18	13	10	13
Брой пускания от горещо състояние	32	10	15	9	7
Среден период между две спирания, h	222	398	287	615	468

Цена на електроенергията

Година	2012	2013	2014	2015	2016
При реализирана използваемост на инсталираната мощност, лв/MWh	93.13	117.81	128.41	110.84	117.44

Предварителен анализ на възможностите за участие в мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС с хоризонт 2040 г.

Физически ресурс

Електроцентралата е въведена в експлоатация след 2011 г. Към 31.12.2016 г. работните часове на съоръженията са: Блок 1 – 37 848 h, Блок 2 – 36 410 h.

При използваемост на инсталираните мощности в диапазона 4500-7500 h годишно, икономическият живот на ключовите елементи на блоковете, без допълнителни изследвания, е минимум, както следва:

Барабани, база 300 000 h

4500 h → 2077 г.
7500 h → 2053 г.

Колектори на котлите, база 200 000 h

4500 h → 2053 г.
7500 h → 2040 г.

Турбини, база 220 000 h

4500 h → 2059 г.
7500 h → 2043 г.

Морален ресурс

Моралният ресурс може да бъде съхранен до изследвания хоризонт посредством ремонтни и рехабилитационни дейности с технически целесъобразни и икономически оправдани инвестиции.

Режим на работа

Централата е проектирана съобразно качествата на въглищата като базова, при използваемост на инсталираните мощности над 6000 h годишно.

Отсъствието на подходящи подвърхови мощности в ЕЕС, с възможности за дълбоко разтоварване, изменение на натоварването в широк диапазон и възможности за чести спирания и пускания, са причина централата да работи в близък до подвърхов режим с неблагоприятни последствия върху сигурността на съоръженията и икономиката.

При наличието на либерализиран пазар на електроенергия вероятно този режим ще бъде по-щадящ, но централата ще запази потенциала си да предоставя услуги за първично и вторично регулиране, както и за студен резерв.

Емисии на вредни вещества

Производствени отпадъци

Депонирането на пепелта, сгурията и гипса се съхраняват в депо за неопасни отпадъци с капацитет над изследвания хоризонт. Транспортът до депото не уврежда околната среда. Част от пепелината се използва в циментовата промишленост.

С цел намаляване на разходите по депониране на пепелта, сгурията и гипса, Операторът на електроцентралата е възложил проучване на възможностите за депониране на производствените отпадъци във вътрешните насипища на рудниците.

Емисии на азотни оксиди

Източномаришките въглища са млади лигнити, които се изгарят, след смилане, по вихрово-тангенциална схема, със степенно подаване на въздуха за горене. Това дава възможност за поддържане на относително ниско ниво на емисиите на NO_x/NO₂само с първични мерки (без добавяне на реагенти или използване на катализатори). По този показател горивните уредби и технологията за изгаряне, с потенциална оптимизация на приложените мерки, биха могли да удовлетворят евентуалните нови изисквания за концентрации на средногодишна/среднодневна норма от съответно 175/220 mg/Nm³ съгласно Референтния документ най-добри налични техники (LCP BREF). При необходимост, предстои Операторът да представи анализ разходи – ползи, с което да обоснове изключение (дерогация) от изискванията пред Изпълнителната агенция по околната среда.

Емисии на серни оксиди

Емисиите на серни оксиди зависят от съдържанието на сяра във въглищата и ефективността на СОИ. При наличната горивна база и ефективност на инсталацията 97% не могат да бъдат постигнати емисии на серен диоксид под 320 mg/Nm³. В тази връзка предстои Операторът да представи анализ разходи – ползи, с което да обоснове изключение (дерогация) от изискванията на Референтния документ за най-добри налични техники (LCP BREF), например степен на улавяне над 97%, без комбиниране с абсолютен лимит от 320 mg/Nm³ серни оксиди, пред Изпълнителната агенция по околната среда.

Емисии на въглероден диоксид

Емисиите на въглероден диоксид са обусловени от горивото и метода за десулфуризация. През периода 2013-2016 г. централата е закупила квоти за парникови газове в размер на 168.5 млн. лв.

Емисии на прах

Централата емитира прах в минимални количества.

Емисии на живак в димните газове

Емисиите на живак в димните газове са в пряка връзка със съдържанието на живак в лигнитните въглища, доставяни от рудниците. Централата не разполага с подробна информация относно емисиите на общ живак в димните газове, поради изискването за периодично, веднъж годишно измерване от 2016 г. Проучват се възможностите за осигуряване на съответствие с предлаганите в Референтния документ за най-добри налични техники (LСP BREF) концентрации в обхвата 0.001-0.0035 mg/Nm³, както и свързаните с това евентуални инвестиционни и оперативни разходи. При необходимост предстои Операторът да предостави анализ разходи – ползи, с което да обоснове изключение (дерогация) от изискванията пред Изпълнителната агенция по околната среда.

Инвестиционни намерения

За поддържане и модернизиране на производството, Операторът декларира инвестиционни намерения през периода до 2027 г. на стойност 262 млн. лв.

Период	До 5 години	6-10 години
Основен ремонт, млн. лв.	123	105
Други инвестиционни разходи, млн. лв.	26	8

Забележка: Тези стойности не включват потенциални инвестиции за привеждане на централата в съответствие със заложените емисионни норми в Референтния документ за най-добри налични техники (LCP BREF), които тепърва ще се оценяват.

Разходи за производство на електроенергия

В рамките на предварителния анализ, при действащите цени на въглищата и 7500 h хипотетична използваемост на инсталираните мощности (реални възможности на технологията), себестойността на електроенергията за изминалите периоди не би трябвало да превишава 100 лв/ MWh.

Година	2012	2013	2014	2015	2016
Себестойност на електроенергията при използваемост 7500 h годишно, лв/MWh.	76.09	88.60	91.83	96.03	90.61

При либерализиран пазар централата има капацитет да предлага между 3.2 и 4.8 TWh електроенергия нето, 60 MW за първично, 360 MW за вторично регулиране и студен резерв. Производствените разходи, в зависимост от използваемостта между 5000-8000 h годишно, са в диапазона 80.32-123.22 лв/MWh през периода до 2040 г.

Съществено предимство на ТЕЦ „АЕS Марица изток 1” е доброто позициониране спрямо най-перспективните пазари на електроенергия в южно, югоизточно и югозападно направление, за които има изградени преносни мощности.

ТЕЦ „Марица изток 2”

Описание и реализирани технико-икономически и екологични показатели

Електроцентралата е кондензационна, базирана на източномаришки лигнити с инсталирана мощност 1620 MW. Изградена е на два етапа, от които при първия въглищата се изгарят подсушени в сушилен завод.

Централата е 100% държавна.

Първият етап на електроцентралата е въведен в експлоатация през периода 1966-1968 г. Състои се от 4 дубъл блока по 150 MW всеки на докритични параметри.

Котли

Котлите са 8, правотокови, с производителност 250 t/h всеки, с налягане 137.5/30.4 bar g и температура 545/545⁰C. Съоръжени са с по 4 вентилаторни мелници с производителност 25t/h всяка.

През периода 1980-1985 г. котлите са реконструирани за изгаряне на сурови въглища, а сушилният завод е премахнат. След реконструкцията изгарянето е по вихрово-тангенциална схема, а горивните уредби и мелниците са модернизирани.

През втората модернизация са усъвършенствани горивните уредби, заменени са нагревните повърхности, колекторите, част от тръбопроводите, уплътняването и изолацията на пещта.

Спомагателното гориво за разпалване и стабилизиране на горивния процес е мазут/газ, който се изгаря в 8 вихрови горелки с производителност 1000 kg/h/ 1200 Nm³/h всяка.

Изходящите газове преминават през електростатични филтри и две сероочистващи инсталации СОИ 1 и СОИ 2, след което се подават в комин.

ТЕЦ „AES Марица изток 1”. Разходи за производство на електроенергия

Година/използваемост на инсталираната мощност, h/годишно	Производство, нето, MWh	2020 г.				2025 г.
		Разходи, BGN				Разходи, BGN
		Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh	Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh
8 000	4677840	463854614	186318367	277 536 247	99.16	465725751	184494010	281 231 741	99.56
7 500	4385475	447824214		261 505 874	102.12	448148767		263 654 757	102.19
7 000	4093110	429162583		242 844 216	104.85	430571783		246 077 773	105.19
6 500	3800745	411816568		225 498 201	108.35	412994799		228 500 789	108.66
6 000	3508380	394470552		208 152 185	112.43	395417816		210 923 805	112.71
5 500	3216015	377124537		190 806 170	117.26	377840832		193 346 821	117.49
5 000	2923650	359778521		000 000 000	123.06	360263848		175 769 838	123.22

(Продължение)

2030 г.				2035 г.				2040 г.
Разходи, BGN				Разходи, BGN				Разходи, BGN
Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh	Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh	Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh
439483068	153058925	286 424 143	93.95	437752267	153058925	000 000 000	93.58	375724109	93884249	281 839 860	80.32
421581559		268 522 634	96.13	419958934		266 900 009	95.76	358109117		000 000 000	81.66
403680050		250 621 125	98.62	402165600		249 106 675	98.25	340494127		000 000 000	83.19
385778541		232 719 616	101.50	384372266		231 313 341	101.13	322879135		228 994 886	84.95
367877032		214 818 107	104.86	368578932		213 520 007	104.49	305364144		211 379 895	87.01
349975524		196 916 599	108.82	348785598		195 726 673	108.45	287649152		198 764 904	89.44
332074014		179 015 090	113.58	330992264		177 933 339	113.21	270034161		176 149 913	92.36

Турбини

Турбините са 4, кондензационни, едновални, с налягане на парата 135.5/30 bar g и мощност на вала 150 MW. Циркулационният кръг е общ към смукателната и нагнетателната страна; водата от нагнетателната страна изтича в езеро – охладител.

В процеса на рехабилитацията на Първия етап турбините и генераторите са заменени с нови – 3 x 177 MW и 1 x 165 MW, с повишена мощност за сметка на икономичността.

Генератори

Генераторите са с номинална мощност 225 MWА всеки, с водо-водородно охлаждане.

Първи блок е свързан към мрежата 110 kV, а останалите – към мрежата 220 kV.

Вторият етап е въведен в експлоатация през периода 1980-1995 г. Състои се от четири еднотипни блока 2 x 210 MW и 2 x 215 MW на докритични параметри.

Котли

Котлите са барабанни, с естествена циркулация, с производителност 650 t/h всеки, с налягане 137.5/29.4 bar g и температура 545/545⁰С. Съоръжени са с по 8 вентилаторни мелници с производителност 55-60 t/h всяка.

Изгарянето е по вихрово-тангенциална схема със степенно подаване на въздуха. Всеки котел може да поддържа номинално производство с 5 и минимално с 3 мелници (със стабилизиращо гориво).

Спомагателното гориво за разпалване и стабилизиране на горивния процес е мазут/газ, което се изгаря в 8 вихрови горелки с производителност 2000 kg/h/2400 Nm³/h.

В процеса на поетапна модернизация е заменена екранната система с газоплътна, инсталирани са нови прахови и разпалващи горелки, усъвършенствани са мелниците, подменени са част от актуаторите и регулиращите органи за вода и пара, подменени са димните вентилатори, поставена е нова изолация на пещта.

На следващ етап са усъвършенствани праховите горивни уредби и организацията на подаване на въздуха за горене с цел намаляване на емисиите на азотни оксиди.

Изходящите газове преминават през електростатични филтри три сероочистващи инсталации СОИ 3, СОИ 4 и СОИ 5, след което се подават в комини.

Турбини

Турбините са кондензационни, едновални, с налягане на парата 134/28 bar g, температура 540/540⁰С и мощност на вала 210/215 MW. Циркулационните кръгове са общи на смукателната и отделни на нагнетателната страна, свързани към две охладителни кули.

В процеса на модернизацията са заменени регулиращата система, роторът на цилиндър НН и част от актуаторите и регулиращите органи за вода и пара; усъвършенствани са цилиндърът и роторът ВН, уплътненията и изолацията на турбината.

В резултат от модернизацията е повишена икономичността, съответно мощността на турбините на 230MW.

Генератори

Генераторите са с мощност 265 МVА всеки, с водо-водородно охлаждане. Пети, шести и седми блокове са свързани към мрежата 220 kV, а осми – към мрежата 400 kV.

Уредби СН

В процеса на рехабилитацията уредбите са модернизирани, като прекъсвачите СН са заменени с вакуумни.

Инсталации за очистване на димните газове от серни оксиди

Инсталациите са изградени на три етапа при модернизацията и рехабилитацията на централата. Състоят се от 5 скрубера за мокра варовикова десулфуризация, с краен продукт гипсова суспензия, която се обезводнява в лентови филтри до суров гипс със съдържание на вода до 10%.

Степента на очистване е 96%.

Част от гипса се оползотворява в завод за гипсо-картон, а другата се депонира.

Максималният капацитет на инсталациите е около 250 t/h гипс.

Склад за въглища

Складът е открит, с капацитет 700 000 t въглища, които постъпват от рудник „Трояново 1” посредством железопътен транспорт. Преди да постъпят в мелниците, въглищата се раздробяват в 4 дробилки от 400 до 20 mm.

При рехабилитацията са модернизирани дробилките, част от лентовите транспортьори, задвижването и системата за запълване на бункерите на котлите.

Склад за варовик

Складът е открит, с капацитет 31 000 t варовик, който постъпва от кариерите посредством железопътен транспорт.

Инсталации за съхраняване и изхвърляне на твърдите отпадъци

Пепелта, сгурията и останалата част от гипса се утаяват в сгуровал; след утаяване материалът се изгребва и посредством тръбен транспортьор се депонира в депото за неопасни отпадъци на Обединени северни насипища.

Изхвърляне на отпадъчни води

Всички отпадъчни води, формирани от дейността на централата, са включени в затворени цикли.

Система за управление

Системата е цифрова. Всички процеси са автоматизирани.

Маневреност. Участие в регулирането на честотата и мощността на ЕЕС

Независимо от ниската маневреност на съоръженията, тя участва частично в първичното и ограничено във вторичното регулиране на ЕЕС. Централата поддържа значителен студен резерв.

Минимален товар с основно гориво

Зима, блокове 1, 2, 3 и 4
Лято, блокове 1, 2, 3 и 4
Зима, блокове 5, 6, 7 и 8
Лято, блокове 5, 6, 7 и 8

% N_nom

Време за натоварване до N_nom от студено състояние

Блокове 1, 3 и 4
Блокове 2, 5, 6, 7 и 8

8.42

7.75

Време за натоварване до N_nom от горещо състояние

Блокове 1, 3 и 4
Блокове 2, 5, 6, 7 и 8

5.42

5.75

Скорост на натоварване, блокове 1 ÷ 8

% N_nom/min

1.5

Скорост на разтоварване, блокове 1 ÷ 8

% N_nom/min

1.5

Участие в първичното регулиране на ЕЕС

Скорост на изменение на товара

+/- % N_nom

% N_nom/min

Участие във вторичното регулиране на ЕЕС

Блокове 1, 2, 3 и 4
Блокове 5, 6, 7 и 8
Скорост на изменение на товара

% N_nom

% N_nom/min

20.9

30.4

1.5

Производство на електроенергия, TWh

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Бруто,	10.973	9.259	7.825	8.813	9.498	8.218
Собствени нужди, в т.ч.:	1.576	1.331	1.124	1.266	1.365	1.181
За очистване на димните газове	0.337	0.284	0.240	0.271	0.292	0.253
За депониране на пепелта, сгурията и гипса	0.063	0.053	0.045	0.050	0.054	0.047
Нето	9.397	7.928	6.701	7.547	8.133	7.037

Разход на въглища, мазут и варовик, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Въглища	18363709	15685958	13321123	14795129	16158247	13768034
Цxxx, xxxxxx, лв/t	16.03	16.14	16.67	16.88	17.14	17.16
Мазут	0000	0000	0000	0000	6592	5472
Варовик	1099986	939589	797935	886228	967788	824585

Качество на въглищата

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Калоричност, средна, kcal/kg	1569	1580	1596	1554	1558	1560
Пепел на работна маса, средна, %	34.60	34.80	34.44	35.84	36.00	36.20
Влага на работна маса, средна, %	53.37	52.74	52.90	52.62	52.40	52.16
Сяра обща на работна маса, средно, %	2.33	2.35	2.44	2.54	2.36	2.45

Количество на пепелта, сгурията и гипса, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Сxxxxx x пепел	3746197	3199935	2717509	3018206	3296282	2805884
Гипс	1891462	1615654	1372076	1523898	1664299	1419275

Състав на пепелта и сгурията

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Неизгоряло, пепел, %	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	1.57
Неизгоряло, сгурия, %	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	15.42

Химически състав на пепелта, сгурията и гипса

Компонент/отпадък	Пепел	Сxxxxx	Xxxx
Алуминий, като Al₂O₃, %	21.74	15.47	0.20
Кxxxxx, като СаО, %	6.33	4.67	31.25
Желязо, като Fe₂O₃,%	12.22	7.88	0.16
Калий, като К₂О, %	1.13	<0.05	0.14
Магнезий, като MgO. %	2.17	1.61	0.05
Мxxxxx, като MnO, %	0.09	0.05	0.03
Натрий, като Na₂O, %	0.48	0.28	<0.05
Фосфор, като Р₂О₅, %	0.12	0.09	0.05
Сяра, като SO₃, %	2.05	6.78	46.35
Сxxxxxx, като SiO₂, %	45.86	32.59	0.77
Титан, като TiO₂, %	0.70	0.54	<0.01

Количества на димните газове и на замърсителите на атмосферния въздух

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Дебит сух газ (6 % О₂), Nm³	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a
Въглероден диоксид (СО₂), t	12875432	11028590	9359009	10191822	11193658	9331664
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t	15610	13469	11402	12496	13568	11745
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t	258010	153140	59910	50190	39730	28320
Прах, t	3199	1856	1366	2026	1718	1420

Емисии и степен на улавяне на замърсителите на атмосферния въздух

Година

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Азотни оксиди (NO_x/NO₂), mg/Nm³

СОИ 1 – 266.12

СОИ 2 – 266.08

СОИ 3 – 260.32

СОИ 4 – 249.00

СОИ 5 – 261.00

СОИ 1 – 275.30

СОИ 2 – 272.80

СОИ 3 – 278.56

СОИ 4 – 280.00

СОИ 5 – 285.00

СОИ 1 – 241.37

СОИ 2 – 257.26

СОИ 3 – 169.62

СОИ 4 – 229.27

СОИ 5 – 277.95

СОИ 1 – 202.91

СОИ 2 – 254.15

СОИ 3 – 164.58

СОИ 4 – 217.47

СОИ 5 – 264.99

СОИ 1 – 184.97

СОИ 2 – 180.46

СОИ 3 – 171.75

СОИ 4 – 220.19

СОИ 5 – 223.89

СОИ 1 – 172.32

СОИ 2 – 178.55

СОИ 3 – 154.85

СОИ 4 – 162.37

СОИ 5 – 150.22

Степен на десулфуризация

СОИ 1 – 95.05

СОИ 2 – 96.05

СОИ 3 – няма

СОИ 4 – 92.72

СОИ 5 – 92.70

СОИ 1 – 95.12

СОИ 2 – 95.25

СОИ 3 – няма

СОИ 4 – 92.77

СОИ 5 – 92.87

СОИ 1 – 95.02

СОИ 2 – 95.34

СОИ 3 – 96.07

СОИ 4 – 93.13

СОИ 5 – 93.73

СОИ 1 – 95.16

СОИ 2 – 95.36

СОИ 3 – 96.26

СОИ 4 – 93.98

СОИ 5 – 93.97

СОИ 1 – 95.85

СОИ 2 – 96.12

СОИ 3 – 96.99

СОИ 4 – 94.78

СОИ 5 – 94.52

СОИ 1 – 96.91

СОИ 2 – 96.94

СОИ 3 – 97.29

СОИ 4 – 95.56

СОИ 5 – 95.04

Общ прах, mg/Nm³

СОИ 1 – 10.52

СОИ 2 – 10.44

СОИ 3 – 42.51

СОИ 4 – 12.34

СОИ 5 – 13.42

СОИ 1 – 8.03

СОИ 2 – 7.82

СОИ 3 – 46.42

СОИ 4 – 9.99

СОИ 5 – 13.61

СОИ 1 – 6.70

СОИ 2 – 7.31

СОИ 3 – 6.68

СОИ 4 – 7.90

СОИ 5 – 11.89

СОИ 1 – 8.05

СОИ 2 – 7.88

СОИ 3 – 4.65

СОИ 4 – 8.79

СОИ 5 – 14.08

СОИ 1 – 9.93

СОИ 2 – 9.87

СОИ 3 – 7.17

СОИ 4 – 9.49

СОИ 5 – 14.57

СОИ 1 – 10.56

СОИ 2 – 10.62

СОИ 3 – 10.79

СОИ 4 – 10.29

СОИ 5 – 14.21

Брой на пусканията от студено и горещо състояние

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Брой на пусканията от студено състояние	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	51
Брой на пусканията от горещо състояние	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	51
Среден период между две спирания, h	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	950
Работни часове на блокове 1 ÷ 8	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	48474

Себестойност и цена на електроенергията

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Себестойност, лв/MWh	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	88.88
Цена, средна продажна, лв/MWh						72.80

Предварителен анализ на възможностите за участие в мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС с хоризонт 2040 г.

Физически ресурс

След рехабилитирането на блокове 1, 2, 3 и 4 икономическият им живот е удължен с минимум 30 години. Като се има предвид, че турбините са нови, а котлите – правотокови, физическият ресурс се вмества в изследвания хоризонт.

Вторият етап е въведен в експлоатация през периода 1980-1995 г. Данните за работните часове на съоръженията към 31.12.2016 г. подлежат на уточняване с оператора.²⁴

При използваемост на инсталираните мощности 5300 h годишно икономическият/ безопасен живот на блоковете, на база 300 000 h, ще бъде уточнен впоследствие, като изводите по-нататък са на база на предварителни оценки.

За удължаване на живота на блоковете след 2030-2033 г. Операторът трябва да разработи програма за безразрушителен контрол (NDT Program) на ключовите елементи, резултатите от които ще послужат пред КЕВР да удължи лиценза за експлоатация през следващия период.

Статистическите данни показват, че реалният експлоатационен срок на този тип съоръжения – барабани 140 bar g, стомана 16 ГНМА и турбини 50-300 MW на ЛМЗ с налягане 130-240 bar g имат реален ресурс над 60 години, поради което с висока сигурност може да се очаква да запазят живота си до 2040 г.

Морален ресурс

Моралният ресурс може да бъде съхранен до изследвания хоризонт посредством нови ремонти и рехабилитационни дейности с технически целесъобразни и икономически оправдани инвестиции.

Режим на работа

Централата е проектирана, съобразно качествата на въглищата като базова. Отсъствието на достатъчно подходящи подвърхови мощности в ЕЕС, с възможности за дълбоко разтоварване, изменение на натоварването в широк диапазон и възможности за чести пускания и спирания са причина съоръженията често да работят в променлив режим, с неблагоприятни последствия върху сигурността на съоръженията, икономиката и емитирането на вредни вещества в атмосферата.

Емисии на вредни вещества

Депонирането на пепелта, сгурията и гипса се съхраняват в депо за неопасни отпадъци, с капацитет над изследвания хоризонт. Част от гипса се използва за производство на гипсо-картон.

Емисии на азотни оксиди

ТЕЦ „Марица-изток 2” успешно реализира проекти за намаляване на NO_x с първични мерки с цел привеждане на централата в съответствие с новите, по-строги емисионни норми в сила от 01.01.2016 г. Последващо намаляване на емисиите според Референтния документ за най-добри налични технологии (LCP BREF) може да стане само с вторични мерки, като селективна некаталитична редукция SNCR.

При необходимост предстои Операторът да представи анализ разходи – ползи, с което да обоснове изключение (дерогация) от изискванията пред Изпълнителната агенция по околната среда.

Емисии на серни оксиди

Постигането на емисии на серен диоксид с концентрации под 320 mg/Nm³, при наличната горивна база, е много/изключително трудно на разумна/допустима цена. По тази причина предстои Операторът да представи анализ разходи – ползи, с което да обоснове изключение (дерогация) от изискванията на Референтния документ за най-добри налични техники (LCP BREF), например степен на улавяне над 96/97%, без комбиниране с абсолютен лимит от 320 mg/Nm³ серни оксиди, пред Изпълнителната агенция по околната среда.

В случай, че лимитът за интензифициране на масообмена в скруберите посредством физическите мерки (разпръскване, въвеждане на нови нива за постигане степен на улавяне на серните оксиди над 96/97% и т.н.), е изчерпан, възможно е изпитване на други познати методи, например добавяне на инградиенти към основния реагент.

Емисии на въглероден диоксид

Емисиите на въглероден диоксид са обусловени от горивото и метода за десулфуризация.

Емисии на прах

Централата емитира прах под допустимите концентрации.

Емисии на живак

Емисиите на живак в димните газове са в пряка връзка със съдържанието на живак в лигнитните въглища, доставяни от рудниците. Централата не разполага с подробна информация относно емисиите на общ живак в димните газове, поради изискването за периодично, веднъж годишно измерване от 2016 г. Проучват се възможностите за осигуряване на съответствие с предлаганите в Референтния документ за най-добри налични техники (LCP ВREF), концентрации в обхвата 0.001-0.0035 mg/Nm³, както и свързаните с това инвестиционни и оперативни разходи. При необходимост предстои Операторът да представи анализ разходи – ползи, с което да обоснове изключение (дерогация) от изискванията пред Изпълнителната агенция по околната среда.

Инвестиционни намерения

За поддържане и модернизиране на производството, Операторът има утвърдена инвестиционна програма през периода до 2021 г. на стойност 434.516 млн. лв.

Година	2017	2018	2019	2020	2021
Инвестиции, млн. лв.	103.809	99.823	83.769	66.704	80.411

Забележка: Тези стойности не включват потенциални инвестиции за привеждане на централата в съответствие със заложените в Референтния документ за най-добри налични техники (LCP LREF), които тепърва ще се оценяват.

При либерализиран пазар централата има капацитет да предлага между 6,935 и 10,403 TWh електроенергия нето, 111 MW за първично и 395,3 за вторично регулиране, както и студен резерв. Производствените разходи, в зависимост от използваемостта между 5000 и 7500 h годишно, са в диапазона 72.91-91.03 лв/MWh през периода до 2030 г. и 82.46-102.30 лв/MWh за периода след това.

Съществено предимство на ТЕЦ „Марица-изток 2” е доброто позициониране спрямо най-перспективните пазари на електроенергия в южно, югоизточно и югозападно направление, за които има изградени преносни мощности.

ТЕЦ „Contur Global Марица-изток 3”

Описание. Реализирани технико-икономически и екологични показатели

Електроцентралата е кондензационна, изгаряща източномаришки лигнити, с инсталирана електрическа мощност 908 MW (840 MW преди рехабилитацията). Състои се от четири еднотипни моноблока по 227 MW (210 MW) на подкритични параметри. Въведена е в експлоатация в периода 1978-1981 г., изведена на пълна мощност през 1982 г.

През 2001 г. собствеността на централата е променена от държавна на смесена в съотношение 74% частна / 26% държавна.

През периода 2006-2009 г. е извършена рехабилитация и модернизация на централата.

Котли

Котлите са барабанни, Т-образни, с естествена циркулация и еднократно междинно прегряване на парата, номиналната производителност на свежа пара е 670 t/h всеки, с налягане на парата 137.3/25.5 bar и температура 545/545⁰С. Съоръжени са с по 8 прахоприготвящи системи с производителност 58 t/h сурово гориво всяка. Изгарянето на въглищата е факелно в камерна пещ посредством тангенциално разположени правоструйни прахови горелки. Необходимият за горенето въздух се подава степенувано по височината на пещта. В зависимост от качеството на въглищата всеки котел може да поддържа номинално производство с до 6 и минимално с 4 работещи прахоприготвящи системи.

Спомагателното гориво за разпалване и стабилизиране на горивния процес е мазут, който се изгаря в 8 вихрови горелки с производителност 2000 kg/h всяка.

В процеса на модернизацията са инсталирани нови прахови и мазутни горивни уредби, усъвършенствани са мелниците, подменени са актуаторите и част от регулиращите органи за вода и пара, подменени са димните вентилатори.

На следващ етап са усъвършенствани праховите горивни уредби и организираното подаване на въздух за горене с цел намаляване на емисиите на NO_X.

Турбини

Турбините са кондензационни, едновални, с налягане на парата 127.53/25.2 bar g, температура 540/540⁰С и механична мощност на вала 267.2 MW. Охлаждащите циркулационни кръгове са общи на смукателната страна и отделни на нагнетателната, свързани към две охладителни кули.

В процеса на модернизацията са заменени регулиращата система, роторът на цилиндър НН и част от актуаторите и регулиращите органи на вода и пара; усъвършенствани са цилиндърът и роторът ВН, уплътненията и изолацията на турбината.

В резултат от модернизацията е повишена икономичността, съответно мощността на турбините на 227 MW всяка.

Генератори

Генераторите са с номинална мощност 267.2 MVA всеки, напрежение 15.75 kV и водо-водородно охлаждане. Свързани са посредством открита разпределителна уредба с мрежата 220 kV.

Уредби СН

В процеса на рехабилитацията уредбите са модернизирани, като прекъсвачите СН са частично заменени с вакуумни.

ТЕЦ „Марица-изток 2”. Разходи за производство на електроенергия

Година/използваемост на инсталираната мощност, h/годишно	Производство, нето, MWh	2020 г.				2025 г.
		Разходи, BGN				Разходи, BGN
		Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh	Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh
7 500	10 425 000	758 951 461	226665112	532 286 350	72,80	832 166 693	233626497	598 540 196	79,82
7 000	9 730 000	723 465 705		496 800 593	74,35	792 264 013		558 637 516	81,42
6 500	9 035 000	687 979 948		461 314 836	76,15	752 361 334		518 734 837	83,27
6 000	8 340 000	652 494 192		425 829 080	78,24	712 458 654		478 832 157	85,43
5 500	7 645 000	617 008 435		390 343 323	80,71	672 555 974		432 929 477	87,97
5 000	6 950 000	581 522 678		354 857 566	83,67	632 653 294		399 026 797	91,03

(Продължение)

2030 г.				2035 г.				2040 г.
Разходи, BGN				Разходи, BGN				Разходи, BGN
Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh	Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh	Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh
859682446	239594803	620 087 643	82,46	909 039 695	243153527	665 886 168	87,20	942 523 651	247836477	694 687 174	90,41
818343 34		578 748 511	84,11	864 647 284		621 493 757	88,86	896 211 173		648 374 696	92,11
777004094		537 409 291	86,00	820 254 827		577 101 345	90,79	849 898 695		602 062 218	94,07
735664918		496 070 115	88,21	775 862 461		532 708 934	93,03	803 586 216		555 749 739	96,35
694323669		454 728 866	90,82	731 470 050		488 316 523	95,68	757 273 708		509 437 261	99,05
652986565		413 391 761	93,95	687 077 643		443 924 116	98,86	710 961 230		463 124 783	102,30

Инсталации за очистване на димните газове от серни оксиди

Сероочистваща инсталация № 1 пречиства димните газове от Блок № 1 и Блок № 2, а Сероочистваща инсталация № 2 пречиства димните газове от Блок № 3 и Блок № 4. Инсталациите са изградени при рехабилитацията на централата. Състоят се от два скрубера, с краен продукт от десулфуризацията гипсова суспензия, която се обезводнява в лентови филтри до суров гипс със съдържание на вода до 10%.

Степента на очистване е над 96%.

Част от образувания гипс се оползотворява в завод за гипсо-картон, а друга се транспортира посредством автомобилен и железопътен транспорт до други консуматори. Неоползотвореното количество гипс се смесва със сгуропепелната суспензия и се предава за депониране на „Депо за неопасни отпадъци Насипище Медникарово“, собственост на „Мини Марица Изток“ ЕАД.

Склад за въглища

Складът е открит, с капацитет 320 000 t въглища, които постъпват от рудник „Трояново 3” посредством лентови транспортьори. Преди да постъпят в мелниците, въглищата се раздробяват до фракция 50 mm.

При рехабилитацията са модернизирани дробилките, част от лентовите транспортьори, задвижването, електрозахранването, системите за управление и запълване на бункерите на котлите.

Склад за варовик

Складът за варовик е открит, с капацитет 40 000 t варовик, който се доставя посредством сухопътен или железопътен транспорт.

Инсталации за депониране на твърдите отпадъци

Пепелта, сгурията и остатъчните, неоползотворени количества гипс посредством багерни помпи се транспортират до Сгуроотвал „Искрица“, като след изсушаване материалът се изгребва и транспортира до лентовия транспортьор на откривката от високите хоризонти на рудник „Трояново 3”, където се смесва в съотношение 15:85% и депонира в „Депо за неопасни отпадъци Насипище Медникарово“ с капацитет, надвишаващ изследвания хоризонт до 2040 г.

Система за управление

Системата е цифрова. Всички процеси са автоматизирани.

Маневреност. Участие в регулирането на честотата и мощността на ЕЕС

Централата е проектирана като базова, нискоманеврена, с малък диапазон на изменение на натоварването и ниска скорост на изменение на товара, поради което участието й в регулирането на честотата и мощността на ЕЕС е сравнително малко.

Минимален товар с основно гориво	% N_nom	65
Минимален товар със стабилизиране	% N_nom	65
Време за натоварване до N_nom от студено състояние	H	10.5
Време за натоварване до N_nom от горещо състояние	H	5.0
Скорост на натоварване	% N_nom/min	1.32
Скорост на разтоварване	% N_nom/min	1.32
Участие в първичното регулиране на ЕЕС Скорост на изменение на товара	+/- % N_nom % N_nom/min	4.4 8.8
Участие във вторичното регулиране на ЕЕС Скорост на изменение на товара	% N_nom % N_nom/min	35 1.32

Производство на електроенергия, TWh

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Бруто	5.791	3.965	3.111	3.747	5.170	4.149
Собствени нужди, в т.ч.:	0.756	0.518	0.406	0.489	0.675	0.542
За очистване на димните газове	0.165	0.113	0.088	0.107	0.147	0.118
За депониране на пепелта, сгурията и гипса	0.117	0.080	0.063	0.075	0.104	0.084

Разход на въглища, мазут и варовик, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Въглища	8 622 342	5 951 481	4 674 390	5 714 687	7 955 451	6 458 879
Цxxx, xxxxxx, лв/t	16.26	16.23	16.79	17.26	17.49	17.54
Мазут	4 378	5 519	4 748	4 295	8 125	5 209
Вxxxxxx	025 396	356 772	286 851	351 713	505 193	414 477

Качество на въглищата

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Калоричност, средна, kcal/kg	1 591	1 589	1 601	1 587	1 590	1 595
максимална	1767	1794	1803	1762	1777	1840
мxxxxxxxx	0767	1794	1803	1762	1777	1840
Пепел на суха маса, средно, %	31.9	32.6	32.8	33.2	33.7	34.0
Влага, средно, %	54.9	54.6	54.2	54.2	53.8	53.5
Обща сяра, средно, %	2.1	2.2	2.1	2.1	2.1	2.2

Количество на образуваните пепел, сгурия и гипс, t (суха маса)

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Сгурия /дънна пепел/	128 878	91 220	74 093	92 870	131 936	109 307
Летяща пепел	1 159 137	819 655	666 802	835 800	1 187 384	983 758
Гипс*	890 841	605 432	386 255	598 323	864 279	706 494

* Включително гипса, предаден за оползотворяване на Knauf.

Състав на пепелта и сгурията (%)

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Неизгоряло, пепел, %	1.42	1.55	2.02	2.33	2.16	2.34
Неизгоряло, сгурия, %	10.89	10.78	15.73	18.79	16.54	19.62

Химически състав на пепелта, сгурията и гипса, анализи от 2008 г. (%)

Компонент/отпадък	Пепел	Сxxxxx	Xxxx
Алуминий, като Al₂O₃	21.58	21.70	0.18
Кxxxxx, като СаО	5.80	3.42	32.61
Желязо, като Fe₂O₃	13.13	9.44	0.22
Калий, като К₂О	1.07	1.18	0.06
Магнезий, като MgO	2.04	1.75	0.06
Мxxxxx, като MnO	0.09	0.07	0.01
Натрий, като Na₂O	0.55	0.51	0.01
Фосфор, като Р₂О₅	0.09	0.09	0.03
Сяра, като SO₃	-	-	-
Сxxxxxx, като SiO₂	49.47	51.68	0.54
Титан, като TiO₂	0.78	0.76	0.03

Количества на димните газове и замърсителите на атмосферния въздух

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Средногодишен дебит (сух газ 6 % О₂), Nm³/h	СОИ1- 1363256.5 СОИ2 - 1033797.6	СОИ1-1190558 СОИ2-997561.8	СОИ1-962747.7 СОИ2-944364.4	СОИ1-1194261.7 СОИ2-1026547.4	СОИ1-1348037.2 СОИ2-1126939.7	СОИ1-1146815.9 СОИ2-1268033.6
Въглероден диоксид (СО₂), t/год.	6 482 633	4 547 624	3 481 176	4 113 603	5 759 680	4 691 756
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t/год.	4 742	3427	2 450	2 735	3 511	3 019
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t/год.	21 400	15 032	10 304	14 268	18 078	11 087
Пxxx, t/год.	765	1323	39	31	41	41

Емисии на замърсителите на атмосферния въздух

Година

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Азотни оксиди (NO_x/NO₂), mg/Nm³

СОИ1-194.23

СОИ2-316.52

СОИ1-228.39

СОИ2-202.73

СОИ1-212.96

СОИ2-172.87

СОИ1-214.86

СОИ2-167.80

СОИ1-178.06

СОИ2-163.97

СОИ1-163.88

СОИ2-166.08

Степен на десулфуризация, %

СОИ1-94.55

СОИ2-94.62

СОИ1-94.53

СОИ2-94.59

СОИ1-94.68

СОИ2-94.56

СОИ1-94.53

СОИ2-94.63

СОИ1-96.64

СОИ2-94.80

СОИ1-96.34

СОИ2-96.43

Общ прах, mg/Nm³

СОИ1-6.38

СОИ2-3.31

СОИ1-3.65

СОИ2-2.68

СОИ1-3.87

СОИ2-2.95

СОИ1-1.67

СОИ2-2.03

СОИ1-1.62

СОИ2-2.08

СОИ1-2.07

СОИ2-1.96

Брой на пусканията от студено и горещо състояние

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Брой на пусканията от студено състояние	17	43	45	32	27	74
Брой на пусканията от горещо състояние	66	40	25	30	103	74
Среден период между две спирания, h	79.7	174.1	262.2	246.1	66.5	182.5

Предварителен анализ на възможностите за участие в мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС с хоризонт 2040 г.

Физически ресурс

Електроцентралата е въведена в експлоатация през периода 1978-1981 г. Към 31.12.2016 г. работните часове на съоръженията са:

Блок 1 – 219 526 h

Блок 2 – 215 566 h

Блок 3 – 223 934 h

Блок 4 – 214 095 h

При използваемост на инсталираните мощности до 5300 h годишно, остатъчният икономически/безопасен живот на ключовите елементи на блоковете, на база 300 000 h, е както следва:

Блок 1 – 81 324 h

Блок 2 – 84 564 h

Блок 3 – 79 913 h

Блок 4 – 85 976 h

За удължаване на живота на блоковете след 2030-2033 г. Операторът трябва да разработи програма за безразрушителен контрол (NDT Program) на ключовите елементи, резултатите от която ще послужат пред КЕВР да удължи лиценза за експлоатация през следващия период.

Статистическите данни показват, че реалният експлоатационен срок на този тип съоръжения – барабани 140 bar g, стомана 16 ГНМА и турбини 50-300 MW на ЛМЗ с налягане 130-240 bar g, имат реален ресурс над 60 години, поради което с висока сигурност може да се очаква да запазят работоспособността си до 2040 г.

Морален ресурс

Режим на работа

Централата, предвид качеството на въглищата, е проектирана като базова, при използваемост на инсталираните мощности над 6500 h годишно. Отсъствието на достатъчно подвърхови мощности в ЕЕС, с възможности за дълбоко разтоварване, изменението на товара в широк диапазон и възможност за чести спирания и пускания, са причината централата да участва (минимално) в първичното регулиране и значително (за този тип съоръжения) във вторичното регулиране на ЕЕС. Този режим, най-вече значителният брой пускания и ниската използваемост на инсталираните мощности, оказва неблагоприятни последствия върху сигурността на съоръженията, икономиката и емитирането на вредни вещества в атмосферата.

Предвид характеристиките на ЕЕС, очаква се този режим да се запази и в бъдеще.

Емисии на вредни вещества

Твърди отпадъци

Твърдите отпадъци – основно сгурия, пепел и по-малки количества гипс, се подава на сгуроотвал Искрица посредством хидротранспорт. След изсушаване отпадъците се изгребват и посредством къс транспортьор се смесват с откривката от високите хоризонти от рудник „Трояново 3” в съотношение 30:70. Депонирането е в Депо за неопасни отпадъци в насипище „Медникарово”.

Капацитетът на насипището надхвърля изследвания хоризонт.

Емисии на азотни оксиди

В периода 2012-2015 г. ТЕЦ „Contur Global Марица-изток 3” успешно реализира проект за намаляване на емисиите на NO_X с първични мерки, с цел привеждане на централата в съответствие с новите по-строги емисионни норми, в сила от 01.01.2016 г. Последващо намаляване на емисиите на NO_Xспоред изискванията на Референтния документ за най-добри техники (LCP BREF) може да стане само с вторични мерки, като селективна некаталитична редукция SNCR.

При необходимост предстои Операторът да представи анализ разходи – ползи, с което да обоснове изключение (дерогация) от изискванията пред Изпълнителната агенция по околната среда.

Емисии на серни оксиди

След проведените моделни изследвания и усъвършенстване на дюзовия апарат на скруберите, с цел интензифициране на масообмена, е постигната ефективност на улавянето на серни оксиди над 96%. Постигането на серен диоксид с концентрации под 320 mg/Nm³, при наличната горивна база, в съответствие с изискванията на Референтния документ за най-добри налични техники (LCP BREF), обаче е много/ изключително трудно на разумна/допустима цена. По тази причина предстои Операторът да представи анализ разходи – ползи, с което да обоснове изключение (дерогация ) от изискванията пред Изпълнителната агенция по околната среда.

Предвид изчерпаните възможности за интензифициране на масообмена в скруберите посредством физическа (конструктивна) интервенция, Операторът изпълнява програма за увеличаване на степента на улавяне на серните оксиди над 97% посредством химически методи.

Емисии на въглероден диоксид

Емисиите на въглероден диоксид са обусловени от горивото и метода за десулфуризация.

Емисии на прах

Централата емитира прах под допустимите концентрации.

Емисии на живак

Емисиите на живак в димните газове са в пряка връзка със съдържанието на живак в лигнитните въглища, доставяни от рудниците. Централата не разполага с подробна информация относно емисиите на общ живак в димните газове, поради изискването за периодично, веднъж годишно измерване от 2016 г. Проучват се възможностите за осигуряване на съответствие с предлаганите в Референтния документ за най-добри налични техники (LCP BREF) концентрации в обхвата 0.001-0.0035 mg/Nm³, както и свързаните с това инвестиционни и оперативни разходи. При необходимост предстои Операторът да представи анализ на разходи – ползи, с което да обоснове изключение (дерогация) от изискванията пред Изпълнителната агенция по околната среда.

Инвестиционни намерения

ТЕЦ „Contur Global Марица-изток 3” произвежда около 10% от електроенергията в България и представлява около 7% от инсталираната мощност в страната, играейки важна роля за гарантиране на сигурността на снабдяването, регулиране на честотата и балансиране на електроенергийната система на България.

ТЕЦ „Contur Global Марица-изток 3” има разработена инвестиционна и ремонтна програма, целяща поддържане на висока разполагаемост на електроцентралата, както и модернизация и подобрение с цел гарантиране на съответствието с всички екологични норми. Планираните капиталови (инвестиционни) и ремонтни (текущи) разходи в средносрочен и дългосрочен план (до 10 години) е както следва:

Период	До 5 години	6 -10 години
Ремонтни разходи и поддръжка, млн. лв.	153.14	135.34
Капиталови разходи, млн. лв.	60.82	51.43
Общо	213.96	186.77

При либерализиран пазар ТЕЦ „Contur Global – Марица изток 3” има потенциала да предлага 4-6 TWh електроенергия, 35 MW за първично и 262 MW за вторично регулиране, както и студен резерв. Производствените разходи, в зависимост от използваемостта между 5000-7000 h годишно, са в диапазона 79.95-114.35 лв/MWh през периода до 2040 г.

Съществено предимство на ТЕЦ „Contur Global Марица-изток 3” е доброто позициониране спрямо най-перспективните пазари на електроенергия в южно, югоизточно и югозападно направление, за които има изградени преносни мощности.

Капацитет на „Мини Марица-изток” и производство на електроенергия от източномаришки лигнити

Максималният капацитет на рудниците е 32 Mt въглища годишно, от които могат да бъдат произведени до 21.9 TWh електроенергия. Минималният добив, под който рудниците ще работят на загуба, е около 18 Mt годишно или производство на 11.3 TWh електроенергия.

При номинално производство на електроенергия 15.5 TWh годишно, емисиите на вредни вещества в атмосферата са: въглероден диоксид – 17 402 294 t, азотни оксиди – 10 532 t и серен диоксид – 27 705 t. В случай, че при рекултивиране на рудниците се засаждат подходящи дървесни видове, е възможно компенсиране на въглеродни емисии до 1-1.5 Mt годишно, при което емисиите ще бъдат редуцирани до 16-16.5 Mt. Тази възможност трябва да се обоснове икономически на следващ етап.

ТЕЦ „Contur Global Марица-изток 3”. Разходи за производство на електроенергия

Година/използваемост на инсталираната мощност, h/годишно	Производство, нето, MWh	2020 г.				2025 г.
		Разходи, BGN				Разходи, BGN
		Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh	Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh
7 500	6 060 000	572 013892	241 899255	330 114 638	94.39	527 744 765	192 572240	335 172 526	87.09
7 000	5 656 000	550 006250		308 106 995	97.24	505 399 930		312 827 691	89.36
6 500	5 252 000	527 998607		286 099 353	100.53	483 055 095		290 482 856	91.98
6 000	4 848 000	505 990965		264 091 710	104.37	460 710 260		268 138 021	95.03
5 500	4 444 000	483 983322		242 084 068	108.91	438 365 425		245 793 185	98.64
5 000	4 040 000	461 975680		220 076 425	114.35	416 020 590		223 448 350	102.98

(Продължение)

2030 г.				2035 г.				2040 г.
Разходи, BGN				Разходи, BGN				Разходи, BGN
Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh	Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh	Всичко	Постоянни	Променливи	За MWh
532 930371	192 572240	340 358 132	87.94	538 246920	192 572 240	345 674 681	88.82	484 505301	133 379 822	351 125 479	79.95
510 239829		317 667 589	90.21	515 201942		322 629 702	91.09	461 096936		327 717 114	81.52
487 549287		294 977 047	92.83	492 156963		299 584 723	93.71	437 688570		304 308 749	83.34
464 858745		272 286 505	95.89	469 111984		276 539 744	96.76	414 280205		280 900 383	85.45
442 168203		249 595 963	99.50	446 067006		253 494 766	100.38	390 871840		257 492 018	87.95
419 477661		226 905 421	103.83	423 022027		230 449 787	104.71	367 463475		234 083 653	90.96

Капацитет на „Мини Марица-изток” и производство на електроенергия от източномаришки лигнити

Електроцентрала	Инсталирана мощност, MW		Електроенергия, TWh				Въглища, Mt		Участие в регулирането на ЕЕС, MW
Електроцентрала	Бруто	Нето	Номинално		Максимално		Номинално	Максимално	Първично	Вторично
ТЕЦ „АЕS – Марица-изток 1”	686	575	3.350	2.874	5.025	4.680	4.788	7.82	±33.5	344.9
ТЕЦ „Марица-изток 2”	1 620	1 387	8.100	6.935	12.150	10.403	12.988	20.333	±55.5	395.3
ТЕЦ „Contur Global – Марица-изток 3”	908	808	4.540	4.040	6.810	6.060	7.042	10.563	±34.7	262.4
Всичко	3 198	2 770	15.490	13.849	25.985	21.144	24.818	38.078¹⁾	±123.7	1002.6

Емисии на вредни вещества в атмосферата, t						Забележка
Номинални			Максимални
Въглероден диоксид	Азотни оксиди	Серни оксиди	Въглероден диоксид	Азотни оксиди	Серни оксиди
3 617 339	1 905.3	5 379.1	5 377 849	2 858.0	8 068.7	Емисиите са приведени към изискванията според най-добри налични технологии (LCP BREF)
9 197 673	5 528.2	14 306.8	13 796 510	7 601.4	21 460.3
4 587 282	3 098.5	8 018.9	6 123 112	4 241.5	10 703.6
17 402 294	10 532.0	27 704.8	21 259 222	12 354.2	33 809.7

Кондензационни електроцентрали, базирани на вносни въглища

ТЕЦ „Варна”

Описание и състояние на съоръженията

Електроцентралата е кондензационна, базирана на вносни черни каменни въглища, с инсталирана мощност 1260 MW. Изградена е на два етапа с еднотипни съоръжения.

Електроцентралата е частна.

Първият етап е въведен в експлоатация през периода 1967-1969 г. Състои се от 3 блока по 210 MW всеки, на докритични параметри.

Поради несъответствие с изискванията за опазване на околната среда и липса на пазар за произвежданата електроенергия, блоковете са изведени от експлоатация, а съоръженията – разкомплектовани.

Вторият етап на електроцентралата е въведен в експлоатация през периода 1977-1979 г. Състои се от 3 блока по 210 MW всеки, на докритични параметри.

Котли

Котлите са барабанни, с естествена циркулация, с производителност 650 t/h пара всеки, с налягане 137.5/29.4 bar g и температура 545/545⁰С. Съоръжени са с по 2 топкови мелници с производителност 74t/h въглища всяка.

Подаването на въглищния прах в пещта е с 16 бр. вихрови, комбинирани горелки, с възможност за изгаряне и на природен газ.

Спомагателното гориво за разпалване и стабилизиране на горивния процес е мазут, който се изгаря в 16 вихрови горелки с производителност 1000 kg/h всяка.

За привеждане на този показател в съответствие с действащите норми (200 mg/Nm³ и евентуално по-ниски в бъдеще), е необходимо освен първични мерки да се приложат и вторични посредством впръскване на реагенти или да се смени горивната база, например с вносни кафяви въглища с ниско съдържание на сяра и пепел. Това от друга страна изисква пълна подмяна на технологията на изгаряне, съпроводено с технически ограничения – например височината на пещта, която не допуска инсталиране на вентилаторни или валцови мелници и необосновано големи инвестиции.

Турбини

Турбините са кондензационни, едновални, с налягане на парата 134/28 bar g, температура 540/540⁰С и мощност на вала 215 MW. Циркулационният контур е с морска вода.

Генератори

Генераторите са с мощност 265 МVА всеки, с водо-водородно охлаждане. Свързани са към мрежата 220 kV.

Поради несъответствие с изискванията за опазване на околната среда и липса на пазар за произвежданата електроенергия, блоковете са изведени от експлоатация и консервирани.

Маневреност. Участие в регулирането на честотата и мощността на ЕЕС

Минимален товар с основно гориво	% N_nom	70
Минимален товар със стабилизиране	% N_nom	70
Време за натоварване до N_nom от студено състояние	H	10.5
Време за натоварване до N_nom от горещо състояние	H	5.0
Скорост на натоварване	% N_nom/min	1.32
Скорост на разтоварване	% N_nom/min	1.32
Участие в първичното регулиране на ЕЕС Скорост на изменение на товара	+/- % N_nom % N_nom/min	4.4 8.8
Участие във вторичното регулиране на ЕЕС Скорост на изменение на товара	% N_nom % N_nom/min	35 1.32

Предварителен анализ на възможностите за участие в мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС с хоризонт 2040 г.

Физически ресурс

Блоковете са въведени в експлоатация през 1977, 1978 и 1979 г. Към 31.12.2016 г. работните часове на Блок 4 са 165 207 h, на Блок 5 – 164 973 h, а на Блок 6 – 167 107 h. Остатъчният икономически/безопасен живот на съоръженията е съответно 134 793, 135 027 и 132 893 h.

При използваемост на инсталираните мощности 3000 h годишно, икономическият/ безопасен хоризонт е: за Блок 4 – 2062 г., а за блокове 5 и 6 – 2061 г.

Морален ресурс

Моралният ресурс може да бъде съхранен до изследвания хоризонт посредством рехабилитационни дейности, включващи:

Смяна на горивната база от черни каменни въглища, генериращи големи количества азотни оксиди, на природен газ.
Смяна на горивните уредби с ултранискоемисионни на азотни оксиди газови горелки.
Смяна на системите за управление с цифрови.
Модернизиране на турбините; повишаване на мощността от 210 на 230 MW за сметка на икономичността.
Усъвършенстване на турбинните регулатори с възможност за участие във вторичното регулиране на ЕЕС в диапазона 30-100% N_nom.
Демонтиране на излишните съоръжения. Закриване на депото за неопасни твърди отпадъци.

Рехабилитирането/модернизирането на блоковете, смяната на горивната база и промяната на функцията им от базови на подвърхови е оценено, според бюджетни оферти, на 54 000 000 млн. лв.

Режим на работа

Новият режим на работа ще гарантира:

По-висока икономичност – до 38% според най-добрите налични технологии за големи горивни инсталации (LCP BREF).
По-висока разполагаемост на 668 MW нето електропроизводствени мощности, включително в режим на студен резерв на ЕЕС.
467.6 MW нето електропроизводствени мощности в режим на вторично регулиране.
Участие (минимално) в първичното регулиране на ЕЕС.
Генериране на реактивна енергия, необходима за регулиране на напрежението на ЕЕС в региона.
Производство на електроенергия при 3000 h годишна използваемост на инсталираните мощности – 1.9 TWh нето; при 5000 h, съответно 3.2 TWh.
Консумация на природен газ – 576 000 000 - 959 000 000 Nm³ годишно.

Емисии на вредни вещества

Прекратява се депонирането на пепел и сгурия и разходите, свързани с тази дейност.

Емисии на азотни оксиди

Използването на ниско/ултранискоемисионни горелки/горивни уредби за изгаряне на природен газ гарантира изпълнение на изискванията за концентрации 50-100 mg/Nm³азотни оксиди, според най-добрите налични технологии за големи горивни инсталации (LCP BREF).

Емисии на въглероден диоксид

При оперативна използваемост от 3000-5000 h годишно, електрогенериращите мощности ще емитират 587 840 - 1 469 600 t въглероден диоксид.

Емисии на серен диоксид

Централата практически не емитира серен диоксид.

Емисии на прах

Централата практически не емитира прах.

Посоченото дотук и сравнително малкото време (около 18 месеца) за извършване на модернизацията са основният аргумент ТЕЦ „Варна” да бъде включена като резервен кандидат за участие в мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС в изследвания период.

Разходи за производство на електроенергия

При либерализиран пазар централата ще има капацитет да предлага между 1.3 и 3.2 TWh нето, 58 MW за първично и 468 MW за вторично регулиране, както и студен резерв. Производствените разходи, в зависимост от използваемостта между 2000-5000 h годишно, са в диапазона 128.63-150.22 лв/MWh.

ТЕЦ „Варна”. Разходи за производство на електроенергия (смяна на горивната база с природен газ)

Инсталирана мощност, бруто, MW	630/726	630/726	630/726	630/726	630/726	630/726	630/726
Инсталирана мощност, нето, MW	580/668	580/668	580/668	580/668	580/668	580/668	580/668
Използваемост на инсталираната мощност, h	2000	2 500	3 000	3 500	4 000	4 500	5 000
Годишно производство, TWh	1.336	1.670	2.004	2.338	2.672	3.006	3.340
Разходи за MWh	150.22	143.15	138.35	134.92	132.34	130.34	128.63
Всичко разходи, BGN	200692534	239058108	277247330	315436551	353625773	391814994	429626286
Променливи разходи, BGN	152580534	190946108	229135330	267324551	305513773	343702994	381514286
Разходи на природен газ, Nm³	384000000	480000000	576000000	672000000	768000000	864000000	959000000
Цена на природния газ, BGN/1000 Nm³	377.93	377.93	377.93	377.93	377.93	377.93	377.93
Разходи на природен газ, BGN	145125120	181406400	217687680	253968960	290250240	326531520	362434870
Разходи за емисии на въглероден диоксид, BGN	5 678 534	7 318 608	8 782 330	10 246 051	11 709 773	13 173 494	14 637 216
Емисионен фактор, t/MWh	0.44	0.44	0.44	0.44	0.44	0.44	0.44
Цена на емисиите на въглероден диоксид, BGN/t	9.96	9.96	9.96	9.96	9.96	9.96	9.96
Други променливи разходи, BGN	1 776 880	2 221 100	2 665 320	3 109 540	3 553 760	3 997 980	4 442 200
Други променливи разходи, BGN/MWh	1.33	1.33	1.33	1.33	1.33	1.33	1.33
Постоянни разходи, BGN	48 112 000	48 112 000	48 112 000	48 112 000	48 112 000	48 112 000	48 112 000
Фиксирани оперативни разходи, BGN	30 000 000	30 000 000	30 000 000	30 000 000	30 000 000	30 000 000	30 000 000
Разходи за амортизации, BGN	6 950 000	6 950 000	6 950 000	6 950 000	6 950 000	6 950 000	6 950 000
Разходи за смяна на горивната база, BGN	54 000 000	54 000 000	54 000 000	54 000 000	54 000 000	54 000 000	54 000 000
Разходи за свързване с газо-разпределителната мрежа, BGN	-	-	-	-	-	-	-
Основен ремонт и модернизации, BGN	12 100 000	12 100 000	12 100 000	12 100 000	12 100 000	12 100 000	12 100 000

ТЕЦ „Русе” – блокове 3 и 4

Описание и състояние на съоръженията

Блокове 3 и 4 на електроцентралата са кондензационни, базирани на вносни черни каменни въглища, с инсталирана мощност 2 х 110 MW. Въведени са в експлоатация през 1967 и 1971 г. Електроцентралата е частна.

Поради ниското съдържание на летливи вещества във въглищата, изгарянето е по технологията с течно шлакоотделяне, съпроводено с поддържане на много висока температура в пещта и отделяне на азотни оксиди в димните газове с концентрация над 1200 mg/Nm³. За поддържането на този показател в съответствие с действащите норми (200 mg/Nm³ и евентуално по-ниски в бъдеще) е необходимо, освен първични мероприятия, да се предложат и вторични, например впръскване на реагенти или да се смени горивната база с вносни кафяви въглища с ниско съдържание на сяра и пепел. Това от друга страна изисква пълна подмяна на технологията на изгаряне, съпроводено с трудно решими технически проблеми и големи икономически необосновани инвестиции.

Това е основният аргумент ТЕЦ „Русе” – блокове 3 и 4 да бъдат изключени като перспективни кандидати за покриване на мощностния и енергийния баланс на ЕЕС в изследвания период.

Забележки:

Горивната база и технологията на изгаряне са причина за много високия (70% N_nom) минимален товар на основно гориво.
ЦВН и ЦСН на турбините са двучерупкови, което позволява двойно по-голяма скорост на натоварване и разтоварване спрямо останалите агрегати в ЕЕС. Това качество на турбините може да бъде оползотворено при смяна на горивната база с маневрено гориво – например природен газ, с възможност за поддържане на минимален товар 30% N_nom и скорост на натоварване и разтоварване до 4% N_nom/min.

Кондензационни електроцентрали, базирани на микс от кафяви въглища, лигнити и брикети

ТЕЦ „Бобов дол”

Описание. Състояние на съоръженията

Електроцентралата е кондензационна, базирана на микс от лигнитни въглища от Софийския басейн, кафяви въглища от мина „Бобов дол”, въглища от мина „Пирин”, частично подсушени въглища и брикети от мини „Марица-изток”.

Изградена е в периода 1973-1975 г.

Електроцентралата е частна.

Състои се от 3 блока по 210 MW всеки, на докритични параметри.

Котли

Котлите са барабанни, с естествена циркулация, с производителност 650 t/h пара всеки, с налягане на парата 137.5/29.4 bar g и температура 545/545⁰С. Съоръжени са с по 6 вентилаторни мелници с производителност 55-60 t/h въглища всяка. Изгарянето е в мембранна пещ по вихрово-тангенциална схема със степенно подаване на въздуха. Всеки котел може да поддържа номинално производство с 5 и минимално с 3 включени мелници.

Спомагателното гориво за разпалване и стабилизиране на горивния процес е мазут, който се изгаря в 6 вихрови горелки с производителност 2500 kg/h мазут всяка.

Извършени са няколкократни модернизации на мелниците и горивните уредби с цел приспособяване към променящата се горивна база, както и на изпарителната система, паропрегревателите и економайзерите. Подменени са част от колекторите и тръбопроводите.

Турбини

Турбините са кондензационни, едновални, с налягане на парата 134/28 bar g, температура 540/540⁰С и мощност на вала 210 MW. Охлаждащите циркулационни кръгове са индивидуални на смукателната и нагнетателната страна, свързани към 3 охладителни кули.

Генератори

Генераторите са с номинална мощност 258 МVА всеки, напрежение 15.75 kV и водо-водородно охлаждане. Свързани са посредством открита разпределителна уредба с мрежите 110 и 220 kV.

Уредби СН

Уредбите са частично модернизирани.

Инсталации за очистване на димните газове от серни оксиди

Сероочистващите инсталации – СОИ 1 и СОИ 2 се състоят от два хоризонтални скрубера, които обслужват посредством превключване трите блока. Реагентът е хидратна вар, а крайният продукт – гипсова суспензия, която се обезводнява посредством хидроциклони с последващо улавяне. Степента на очистване е над ....... %.

Склад за въглища

Складът е открит с капацитет 250 000 t въглища, които постъпват от различните рудници предимно с железопътен и автомобилен транспорт. Използва се система за смесване на въглищата, предвид различните им характеристики. Преди да постъпят в мелниците, суровите въглища се раздробяват в две дробилки до 20 mm.

Склад за хидратна вар

Хидратната вар се съхранява в силози.

Инсталация за транспортиране и депониране на твърдите отпадъци и гипса

Пепелта, посредством пневматично-вакуумна система, се транспортира до силози, след което се смесва в междинно депо (утаител) със сгурията и гипсовата суспензия и се транспортира посредством лентов транспортьор до депо за неопасни отпадъци.

Система за управление

Системата за управление е хибридна. Преобладаващата част от процесите са автоматизирани.

Маневреност. Участие в регулирането на честотата и мощността на ЕЕС

Минимален товар с основно гориво	% N_nom	65
Минимален товар със стабилизиране	% N_nom	65
Време за натоварване до N_nom от студено състояние	H	10.5
Време за натоварване до N_nom от горещо състояние	H	5.0
Скорост на натоварване	% N_nom/min	1.32
Скорост на разтоварване	% N_nom/min	1.32
Участие в първичното регулиране на ЕЕС Скорост на изменение на товара	+/- % N_nom % N_nom/min	4.4 8.8
Участие във вторичното регулиране на ЕЕС Скорост на изменение на товара	% N_nom % N_nom/min	35 1.32

Производство на електроенергия, TWh

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Бруто	2.557	1.780	1.832	2.071	2.253	2.237
Собствени нужди, в т.ч.:	0.257	0.196	0.196	0.252	0.264	0.273
Нето	2.230	1.585	1.736	1.932	1.987	1.964

Разход на въглища и хидратна вар, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Въглища	3 039 000	2 225 500	2 287 000	2 658 000	2 857 000	3 060 000
Хидратна вар	-	1 785	4 297	5 649	8 212	14 742

Количество на пепелта, сгурията и гипса, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Пxxxx x сгурия	544 678	407486	814 079	746 597	728 045	523 917

Количество на замърсителите на атмосферния въздух, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Дебит сух газ (6 % О₂), Nm³/h	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a
Въглероден диоксид (СО₂), t/год.	2 829 204	2 021 075	2 730 790	2 303 555	2 458 329	2 852 966
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t/год.	3 033	2 932	3 469	2 712	1 414	1 146
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t/год.	46 186	35399	36 577	31 663	1 142	1 285
Пxxx, t/год.	3 243	1781	2 228	1 552	96	82

Предварителен анализ на възможностите за участие в мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС с хоризонт 2040 г.

Физически ресурс

Електроцентралата е въведена в експлоатация през 1973, 1974 и 1975 г. Данните за работните часове по блокове към 31.12.2016 г. подлежат на уточняване с оператора.²⁵

При използваемост на инсталираните мощности 5000 h годишно икономическият/ безопасен живот на блоковете, ще бъде уточнен впоследствие, като изводите по-нататък са по предварителни оценки на база 300 000 h.

В рамките на проекта е направено допускане, че след изтичане на икономическия/безопасен срок Операторът ще изпълни програма за безразрушителен контрол (NDT Program) на ключовите елементи, резултатите от която ще послужат пред КЕВР да удължи лиценза за експлоатация през следващия период.

Морален ресурс

При наличие на физически ресурс, моралният ресурс може да бъде съхранен до изследвания хоризонт посредством ремонтни и рехабилитационни дейности с технически целесъобразни и икономически оправдани инвестиции.

Поради изчерпване на горивната база, централата може да кандидатства за участие в електроенергийния баланс на ЕЕС през изследвания период до 2040 г. посредством смяна на горивната база с вносни въглища, подходящи за изгаряне при наличната технология (с ниско съдържание на пепел и сяра и относително ниски нива на азотните оксиди в димните газове при изгарянето им) или с природен газ.

Смяната на горивната база с вносни въглища изисква усъвършенстване на горивните уредби, включително за разпалване и стабилизиране на горивния процес и новите сероочистващи инсталации, евентуално модернизиране на парните турбини и увеличаване на икономичността и мощността им, привеждане на инсталацията и депото за неопасни отпадъци в съответствие с действащите нормативни документи и усъвършенстване на системите за управление.

При този вариант електроцентралата ще работи като базова със съществено (за този тип съоръжения) участие във вторичното и незначително в първичното регулиране, като се запазва възможността за участие в студеното резервиране на ЕЕС.

Смяната на горивната база с природен газ изисква смяна на праховите горивни уредби с уредби с ултранискоемисионни на азотни оксиди газови горелки, изграждане на преносни и разпределителни тръбопроводи за газ, модернизиране на системата за управление, модернизиране на парните турбини и увеличаване на икономичността и мощността им, демонтиране на излишните съоръжения, закриване на депото за неопасни отпадъци.

При този вариант електроцентралата ще увеличи значително възможностите си за участие във вторичното регулиране на ЕЕС.

Предвид тенденциите за ограничаване на производството от въглища и необходимостта от балансиращи мощности във връзка с увеличението на дела на възобновяемите източници, най-реалистичен е вариантът със замяна на горивната база с природен газ.

Рехабилитирането на блоковете, смяната на горивната база и промяната на функциите им от базови на подвърхови е оценено на базата на бюджетни оферти на 62 400 000 млн. лв.

Режим на работа

Новият режим на работа ще гарантира:

По-висока икономичност – до 38% според най-добрите налични технологии за големи горивни инсталации (LCP BREF).
По-висока разполагаемост на 668 MW нето електропроизводствени мощности, включително в режим на студен резерв на ЕЕС.
Участие в първичното регулиране на ЕЕС.
Генериране на реактивна енергия, необходима за регулиране на напрежението на ЕЕС в региона.
Производство на електроенергия при 3000 h годишна използваемост на инсталираните мощности – 1.9 TWh нето; при 5000 h, съответно 3.2 TWh.
Консумация на природен газ – 576 000 000 - 959 000 000 Nm³ годишно.

Емисии на вредни вещества

Прекратява се депонирането на пепел и сгурия и разходите, свързано с тази дейност.

Емисии на азотни оксиди

Използването на ниско/ултранискоемисионни горелки/горивни уредби за изгаряне на природен газ гарантира изпълнение на изискванията за концентрации 50-100 mg/Nm³азотни оксиди според най-добрите налични технологии за големи горивни инсталации (LCP BREF).

Емисии на въглероден диоксид

При оперативна използваемост 3000-5000 h годишно, електрогенериращите мощности ще емитират 587 840 - 1 469 600 въглероден диоксид.

Емисии на серен диоксид

Практически централата не емитира серен диоксид.

Емисии на прах

Централата практически не емитира прах.

Казаното дотук, както и сравнително малкото време (около 18 месеца) за извършване на модернизацията, са основният аргумент ТЕЦ „Бобов дол” да бъде включена като резервен кандидат за участие в мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС в изследвания период.

Разходи за производство на електроенергия

При либерализиран пазар централата ще има капацитет да предлага между 1.9 и 3.2 TWh нето, 58 MW за първично и 468 MW за вторично регулиране, както и студен резерв. Производствените разходи, в зависимост от използваемостта между 2000-5000 h годишно, са в диапазона 128.91-150.92 лв./MWh.

ТЕЦ „Бобов дол”. Разходи за производство на електроенергия (смяна на горивната база с природен газ)

Инсталирана мощност, бруто, MW	630/726	630/726	630/726	630/726	630/726	630/726	630/726
Инсталирана мощност, нето, MW	580/668	580/668	580/668	580/668	580/668	580/668	580/668
Използваемост на инсталираната мощност, h	2000	2 500	3 000	3 500	4 000	4 500	5 000
Годишно производство, TWh	1.336	1.670	2.004	2.338	2.672	3.006	3.340
Разходи за MWh	150.92	143.71	138.81	135.32	132.69	130.65	128.91
Всичко разходи, BGN	201630534	239996108	278185330	316374551	354563773	392752994	430564286
Променливи разходи, BGN	152580534	190946108	229135330	267324551	305513773	343702994	381514286
Разходи на природен газ, Nm³	384000000	480000000	576000000	672000000	768000000	864000000	959000000
Цена на природния газ, BGN/1000 Nm³	377.93	377.93	377.93	377.93	377.93	377.93	377.93
Разходи на природен газ, BGN	145125120	181406400	217687680	253968960	290250240	326531520	362434870
Разходи за емисии на въглероден диоксид, BGN	5678534	7318608	8782330	10246051	11709773	13173494	14637216
Емисионен филтър, t/MWh	0.44	0.44	0.44	0.44	0.44	0.44	0.44
Цена на емисиите на въглероден диоксид, BGN/t	9.96	9.96	9.96	9.96	9.96	9.96	9.96
Други променливи разходи, BGN	1776880	2221100	2665320	3109540	3553760	3997980	4442200
Други променливи разходи, BGN/MWh	1.33	1.33	1.33	1.33	1.33	1.33	1.33
Постоянни разходи, BGN	49050000	49050000	49050000	49050000	49050000	49050000	49050000
Фиксирани оперативни разходи, BGN	30000000	30000000	30000000	30000000	30000000	30000000	30000000
Разходи за амортизации, BGN	6950000	6950000	6950000	6950000	6950000	6950000	6950000
Разходи за смяна на горивната база, BGN	54000000	54000000	54000000	54000000	54000000	54000000	54000000
Разходи за свързване с газо-разпределителната мрежа, BGN	8400000	8400000	8400000	8400000	8400000	8400000	8400000
Основен ремонт и модернизации, BGN	12100000	12100000	12100000	12100000	12100000	12100000	12100000

ТЕЦ „Марица-3”

Описание. Реализирани технико-икономически и екологични показатели

Електроцентралата е кондензационна, базирана на кафяви въглища от Маришкия басейн с инсталирана мощност 120 MW.

През 2007 г.е сменена, посредством реконструиране на горивните уредби, горивната база с частично подсушени в „Брикел” брикетируеми и енергийни въглища.

Централата е частна.

Производство на електроенергия, TWh

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Електроенергия бруто, в т.ч.:	0.199	0.140	0.420	0.385	-	0.427
Собствени нужди	0.024	0.018	0.054	0.036	0.052	0.042

Разход на въглища, негасена вар, карбамид, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Въглища	286 419	199 895	875 398	612 617	22 929	679 700
Хидратна вар	-	-	-	-	-	-

Улавянето на серните оксиди става посредством мокра варовикова (хидратна вар) десулфуризация. Краен продукт на десулфуризацията е концентрирана гипсова суспензия, която се смесва с пепелта и сгурията, които, след утаяване, се депонират. В отчетите за 2014 и 2016 г. разход на негасена вар не е отразен.

Азотните оксиди се неутрализират с впръскване на реагент. В отчетите за 2014 и 2016 г. разход на реагент не е отразен.

Количество на замърсителите на атмосферния въздух, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Въглероден диоксид (СО₂), t/год.	234 499	163 450	649 780	548 628	19 386	608 704
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t/год.	274.0	211.0	550.0	434.6	16.9	34.9
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t/год.	1178.0	543.8	1179.0	937.7	34.9	401.6
Пxxx, t/год.	45.0	25.0	43.0	34.7	1.3	1.7

Предварителен анализ на възможностите за участие в мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС с хоризонт 2040 г.

Физически ресурс

Към 31.12.2016 г. работните часове на блока са 180 000 h, от което следва, че при използваемост на инсталираната мощност между 4000 и 5000 h годишно остатъчният живот на ключовите елементи е между 24 и 30 години, и надвишава изследвания хоризонт 2040 г.

Морален ресурс

За да бъде доближен до характеристиките на останалите блокове в „Марица-изток”, като сигурност/разполагаемост, икономичност, маневреност и екологосъобразност, блокът се нуждае от дълбока модернизация, за която са необходими много големи инвестиции.

При наличието на горивни инсталации, проектирани за изгаряне на източномаришките лигнити по модерни технологии, без предварително подсушаване и степенно подаване на въздуха за горене (първични, без разходване на реагенти мерки за намаляване на азотните оксиди), съоръжени с високоефективни инсталации за улавяне на серните оксиди, с краен продукт суров гипс с вода под 15%, оползотворяването на лигнитите посредством предварително подсушаване е неефективно.

Това е основният аргумент ТЕЦ „Марица 3”да бъде изключена като перспективен кандидат за покриване на мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС.

Топлофикационни и заводски електроцентрали

Топлофикационните и заводски електроцентрали имат изграден комбиниран цикъл за производство на електрическа и топлинна енергия и поради наличието на законови основания за субсидиране на производството на електрическата енергия, те подлежат на регулиране.

Комисията за енергийно и водно регулиране определя преференциални цени за продажба на електрическа енергия, произведена по високоефективен комбиниран начин от централи с комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия по чл. 162, ал. 1 от ЗЕ, на база индивидуалните разходи за производство и добавка, определена от Комисията, по групи производители. Основните принципи на ценово регулиране са заложени в ЗЕ, а методите за регулиране на цените, правилата за тяхното образуване или определяне и изменение, редът за предоставяне на информация, внасяне на предложенията за цените и утвърждаването им се определят с наредби за електрическата енергия и топлинната енергия.

През 2016 г. Комисията е утвърдила пределни цени на топлинната енергия и е определила преференциални цени на електрическата енергия, произведена по високоефективен комбиниран начин, при прилагане на метода на ценово регулиране „норма на възвръщаемост на капитала” на 35 дружества от сектор „Топлоенергетика”.

През 2016 г. общо произведената топлинна енергия от ТФЕЦ, ЗТЕЦ и АЕЦ е 14.2 ТВтч – 53% от ТФЕЦ, 46% от ЗТЕЦ и 1% от АЕЦ.

Произведената електрическа енергия се използва за:

собствено потребление;
продажба на потребители;
продажба на НЕК ЕАД или за продажба на краен снабдител.

Следните дружества работят с основно гориво природен газ: „Топлофикация София” ЕАД, „ЕВН България Топлофикация” ЕАД, „Топлофикация Плевен” ЕАД, „Топлофикация Бургас” ЕАД, „Веолия Енерджи Варна” ЕАД, „Топлофикация Враца” ЕАД, „Топлофикация Разград” ЕАД и „Юлико Евротрейд” ЕООД, „Топлофикация ВТ” АД и „Овергаз мрежи” АД

В редица болнични заведения, оранжерии и други работят малки ко-генерационни модули на природен газ, които не са посочени изрично.

Следните дружества работят с основно гориво въглища: „Топлофикация Русе” ЕАД, „Топлофикация Перник” АД, „Топлофикация Сливен” ЕАД, „Топлофикация Габрово” ЕАД, Брикел ЕАД и „Топлофикация Горна Оряховица” ЕАД, ТЕЦ ”Свилоза”. Поради неподходяща или изчерпана горивна база, както и несъответствие с изискванията на Референтния документ за най-добри технологии (LCP BREF), най-вероятно горивната база на топлофикационните и заводските електроцентрали ще бъде заменена с природен газ.

АЕЦ „Козлодуй” ЕАД е единственото дружество, което предоставя топлинна енергия при основно гориво уран.

След въвеждане на новия режим на отчитане на електрическата енергия, произведена по високоефективен комбиниран начин, редица заводски топлофикации вече не се включват в режима за ценово регулиране. Такива са ТЕЦ „Свищов“ АД и „Видахим“ АД, ТЕЦ „Свилоза” АД, „Девен” АД, „Биовет” АД и „Лукойл енергия и газ България” ЕООД.

ТфЕЦ, работещи с основно гориво въглища, имат сериозни ограничения за емисиите на прах, азотни и серни оксиди, изразяващи се както в изисквания за спазване на определени концентрации в димните газове, така и в лимитирани максимални годишни количества, намаляващи ежегодно. По тази причина някои дружества разработват поетапно преминаване към подобрени технологични схеми на работа, позволяващи спазването на екологичните норми, включително при използването на въглища с ниско съдържание на сяра, както и замяна на част от въглищата с природен газ.

ТЕЦ „Брикел”

Описание. Реализирани технико-икономически и екологични показатели

Електроцентралата е промишлено-топлофикационна, изградена през 1959-1963 г., базирана на енергийни и брикетируеми източномаришки лигнити, с мощност 200 MW_e и 500 MWt. Произведената топлина се използва частично за топлофициране на град Гълъбово и основно за подсушаване на въглища и производство на брикети предимно за собствена консумация, както и за ТЕЦ „Марица-3”, ТЕЦ „Бобов дол” и ТЕЦ „Сливен”.

Електроцентралата и Брикетната фабрика са частни.

Производство на електроенергия и топлина, TWh

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Електроенергия бруто, TWhe_,	0.538	0.662	0.675	0.756	0.615	0.599
Тxxxxxx, TWh_th	2.435	2.622	2.595	2.855	2.298	2.111

Разход на въглища, негасена вар и карбамид

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Въглища	2 069 439	2 577 845	3 223 308	3 423 686	2 633 293	2 521 180
Енергийни	481 210	771 686	2 783 383	2 655 692	2 140 094	2 444 254
Брикетируеми	1 588 229	1 806 159	439 925	764 994	493 199	76 925
Разходвани	883 918	1 131 950	1 084 337	1 205 494	1 012 732	777 760
Цена средна, лв/t	18.01	18.12	17.38	18.14	18.08	18.14
Еxxxxxxxx, лв/t	15.85	16.25	17.01	17.59	17.61	18.09
Бxxxxxxxxxxx, лв/t	18.66	18.62	19.68	20.02	20.10	19.60
Негасена вар, t	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a
Карбамид, t	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a

Качество на въглищата

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Енергийни
Калоричност, средна, kcal/kg	1 552	1 591	1 635	1 623	1 601	1 645
Пепел, средна, %	36.10	35.22	32.98	33.51	33.94	35.15
Влага, средна, %	52.64	52.37	53.02	53.20	53.30	51.54
Сяра горима, средна, %	2.05	2.20	2.29	2.24	2.15	2.57
Брикетируеми
Калоричност, средна, kcal/kg	1 806	1 832	1 848	1 841	1 827	1 782
Пxxxx, xxxxxx, %	21.47	21.33	21.88	21.42	21.87	20.76
Влага, средна, %	57.39	57.02	56.28	56.82	56.83	58.39
Сяра горима, средна, %	1.92	1.97	2.09	1.76	1.70	2.02
Производство на брикети, t	874	995	1 577	1 341	938	1 247

Улавянето на серните оксиди става посредством мокра варовикова десулфуризация с ефективност над 95%. Краен продукт на десулфуризацията е концентрирана гипсова суспензия, която се смесва с пепелта и сгурията и се депонира на депо непосредствено до електроцентралата.

Азотните оксиди се неутрализират до нормативната концентрация 200 mg/Nm³посредством впръскване на карбамид в пещта.

Количество на замърсителите на атмосферния въздух, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Въглероден диоксид (СО₂), t/год.	849 540	1 087 889	1 027 319	1 079 578	856 267	753 070
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t/год.	714.6	605.0	520.0	635.6	314.2	322.9
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t/год.	1 001.4	1 134.0	1 027.0	1 414.8	935.4	1 174.8
Пxxx, t/год.	88.9	79.7	69.1	27.6	15.5	14.4

Преференциална цена на електроенергията и топлоенергията, лв/MWh

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Електроенергия	n/a	n/a	n/a	121.90	119.08	138.84
Топлоенергия	n/a	n/a	n/a	54.01	54.03	56.07

Предварителен анализ на възможностите за участие в мощностния и електроенергийния баланс на ЕЕС с хоризонт 2040 г.

Физически ресурс

Икономическият/безопасен ресурс на електроцентралата е изтекъл, поради което тя не се вписва в изследвания хоризонт.

Морален ресурс

Електроцентралата е с изчерпан морален ресурс по отношение на горивната технология, ефективността на преобразуване на енергията, консумацията на енергия и материали за дейността, поради което не се вписва в изследвания хоризонт.

При наличието на горивни инсталации, проектирани за изгаряне на източномаришките лигнити по модерни технологии, без предварително подсушаване и степенно подаване на въздуха за горене (първични, без разходване на реагенти мерки за намаляване на азотните оксиди), съоръжени с високоефективни инсталации за улавяне на серните оксиди, с краен продукт суров гипс с вода под 15%, оползотворяването на лигнитните въглища посредством предварително подсушаване и брикетиране е неефективно.

Това е основният аргумент ТЕЦ „Брикел” да не бъде включена като перспективен кандидат за покриване на мощностния и енергийния баланс на ЕЕС в изследвания период.

ТЕЦ „Девен”

ТЕЦ „Девен” е заводска централа за производство на топлинна и електрическа енергии за нуждите на „Солвей Соди”. Изгаря основно въглища и петрококс в 3 барабанни котела с прахово и един с изгаряне в циркулиращ кипящ слой.

Разход на въглища, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Въглища	n/a	n/a	n/a	313 343	332 335	233 364
Петрококс	n/a	n/a	n/a	226 917	208 839	246 201
Антрацитни и коксови отсевки	n/a	n/a	n/a	72 255	-	-

Количество на замърсителите на атмосферния въздух, t

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Въглероден диоксид (СО₂), t/год.	n/a	n/a	n/a	1 685 183	1 455 771	1 351 827
Азотни оксиди (NO_x) NO₂/	n/a	n/a	n/a	3 449	3 143	2 745
Серни оксиди (SO_x) SO₂/	n/a	n/a	n/a	2 043	1 776	1 724
Прах	n/a	n/a	n/a	171	38	21

Физически ресурс

Котелът, изгарящ въглища в циркулиращ кипящ слой, е въведен в експлоатация през 2009 г. Понастоящем се строи нов със същото паропроизводство.

Икономическият/безопасен ресурс на двата котела надхвърля изследвания хоризонт 2040 г.

Останалите котли/горивни технологии ще бъдат изведени от експлоатация.

Забележка: В рамките на анализа обектът се обсъжда като ГГИ, изгаряща въглища, съпроводено с емисии на въглеродни, азотни и серни оксиди.

Топлофикация „Перник”

През 2016 г. Топлофикация „Перник” е изгорила 585 222 t микс от брикети, въглища и частично природен газ, от които е произвела 0.576 TWh електрическа и 0.824 TWh топлинна енергия, емитирала е в атмосферата 585 222 t въглероден диоксид, 1625 t азотни оксиди, 4755 t серен диоксид и 12 t прах. Поради изчерпване на горивната база топлофикацията вероятно ще премине на вносни въглища или изцяло на природен газ.

Топлофикация „Сливен”

През 2016 г. Топлофикация „Сливен” е изгорила 208 081 t микс от въглища, част от които вносни и малки количества биогорива, от които е произвела 0.116 TWh електрическа и 0.509 TWh топлинна енергия, емитирала е в атмосферата 208 081 t въглероден диоксид, 479 t азотни оксиди, 763 t серен диоксид и 47 t прах. Поради изчерпване на горивната база топлофикацията вероятно ще премине на вносни въглища или изцяло на природен газ.

Топлофикация „Русе”

През 2016 г. Топлофикация „Русе” е изгорила 176 578 t микс от вносни въглища, малки количества биогорива и природен газ, от които е произвела 0.247 TWh електрическа и 0.325 MWh топлинна енергия, емитирала е в атмосферата 350 000 t въглероден диоксид, 1318 t азотни оксиди, 300.4 t серен диоксид и 9.5 t прах. Топлофикацията, поради технологични и екологични проблеми с изгарянето на въглища, вероятно ще премине изцяло на природен газ.

TEЦ „Захарни заводи” и Топлофикация ,,Габрово”

Поради екологични проблеми с изгарянето на въглища, централите вероятно ще преминат на природен газ.

ТЕЦ „Свилоза”, ТЕЦ „Видахим”

Поради технологични и екологични проблеми с изгарянето на въглища, централите вероятно ще преминат на природен газ.

ТфЕЦ, работещи на природен газ

ТфЕЦ, работещи на природен газ, предприемат стъпки за влизане в съответствие с нормите за допустими емисии (НДЕ), по Наредбата за допустими емисии на серен диоксид, азотни окиси и прах, изпускани в атмосферата от големи горивни инсталации, на съществуващите в дружеството котлоагрегати, които попадат в обхвата на Директива 2010/75/ЕО и са включени в Преходен национален план, по отношение на достигнати нива на емисии NОx и димни газове.

За тези дружества основните ценообразуващи фактори са разходите за природен газ, инвестиции и закупени квоти за емисии въглероден диоксид.

Възможност за подобряване на технико-икономическите фактори за работа на Топлофикациите представляват опциите за замяна на основното гориво или добавяне на алтернативни горива. Такива планове има при „Топлофикация София” ЕАД, както и при други дружества.

„Топлофикация София” ЕАД има доминиращ дял на производство спрямо останалите топлофикации, както по отношение на топлопроизводството, така и по отношение на електропроизводството. „Топлофикация София” ЕАД произвежда комбинирана и комбинирана по високоефективен начин електрическа енергия, като има активна инвестиционна програма за подмяна на остарели съоръжения с нови – през 2016 г. са пуснати в експлоатация две нови машини: ТГ 9 (35 MWел.) и ТГ 8А (12 MWел) в ТЕЦ „София“, и е изведен от експлоатация ТГ ст. №6 (50 MWел).

В допълнение, Столична община е решила да изгради съоръжение за Механично- биологично третиране за обработване на битови отпадъци в София. Заводът ще извлича за рециклиране биологична, метална и стъклена фракция от потока отпадъци и ще произвежда Модифицирано гориво (Refuse Derived Fuel, или RDF). RDF ще бъде доставяно на „Топлофикация София”, която ще го използва за производство на електроенергия за националната мрежа и топлоенергия за общинската топлофикационна система на София.

В рамките на анализа централите се обсъждат като горивни инсталации, изгарящи въглища, със съпроводено отделяне на въглеродни, азотни и серни оксиди.

В табл. 3 са показани емисиите на въглероден и серен диоксид, азотни оксиди и прах от отделните групи електроцентрали.

На база на оценките е направено заключение за техническия и морален ресурс на основните съоръжения:

При използваемост на инсталираните мощности в диапазона 6500-7500 h годишно, икономическият живот на ключовите елементи на блоковете има значителен хоризонт.
Моралният ресурс може да бъде съхранен до изследвания хоризонт посредством ремонтни и рехабилитационни дейности с технически целесъобразни и икономически оправдани инвестиции.

Таблица 3

Емисии на въглероден диоксид, азотни оксиди, серни оксиди и фини прахови частици в атмосферата от електроцентралите, изгарящи въглища

Рекапитулация на емисиите на вредни вещества в атмосферата от електроцентралите, изгарящи въглища

Година	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Кондензационни електроцентрали в „Марица-изток”
Въглероден диоксид (СО₂), М t/год.	-	-	-	18.236	21.046	17.141
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t/год.	-	-	-	16714	19512	16571
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t/год.	-	-	-	67168	61932	44958
Пxxx, t/год.	-	-	-	234.7	316.8	188.1
Други кондензационни електроцентрали
Въглероден диоксид (СО₂),М t/год.	-	-	-	2.899	2.477	3.462
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t/год.	-	-	-	2737	1431	1494
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t/год.	-	-	-	35573	11450	12133
Пxxx, t/год.	-	-	-	186.7	97.3	99.0
Топлофикационни и заводски електроцентрали, изгарящи въглища
Въглероден диоксид (СО₂),М t/год.	-	-	-	2.190	1.750	1.660
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t/год.	-	-	-	4164.0	2436.9	3405.2
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t/год.	-	-	-	7440.5	7427.4	6727.2
Пxxx, t/год.	-	-	-	82.6	166.7	87.0
Всичко
Въглероден диоксид (СО₂),М t/год.	-	-	-	23.325	25.273	22.269
Азотни оксиди (NO_x/NO₂), t/год.	-	-	-	23 615.0	23 380.0	21 470.0
Серни оксиди (SO_x/SO₂), t/год.	-	-	-	104 152	80 809	63 818
Пxxx, t/год.	-	-	-	504.0	580.8	374.1

Общо е направен изводът, че основните централи ТЕЦ Марица изток 1, ТЕЦ Марица изток 2 и ТЕЦ Марица изток 3 могат да работят до и след хоризонта на текущата прогноза, т.е. след 2040 г. Освен за блоковете на ТЕЦ Марица изток 1, останалите блокове се нуждаят от периодичен анализ на производствените показатели и контрол на метала от независима лаборатория. Анализите се провеждат съгласно методика „Положение об оценке ресурса, порядке контроля и замени гибов необогреваеми труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 Мпа“ (РД 34.17.417), разработена от Всесъюзния топлотехнически научноизследователски институт X. X. Xxxxxxxxxx x одобрена от ЦКТИ и ЦНИИТМАШ. В зависимост от резултатите се препоръчват мерки за рехабилитация, на база на които се издават разрешения за продължаване на работата на блоковете от ДАМТН.

Освен посочените периодични прегледи, понастоящем основният въпрос при тези централи е отразяването на новите изисквания за нива на емисии. Наличието на нови изисквания към електроцентралите, изгарящи въглища, по-специално източномаришки лигнити, ще доведат до нужда от допълнителни разходи. В бъдеще се очакват последващи преоценки на допустимите нива на емисиите от въглищните централи по същата процедура, предвидена в Референтния документ за най-добри технологии (LCP BREF).

Ядрена енергетика

Ядрената енергетика в България е представена от АЕЦ „Козлодуй“ с два работещи блока от типа ВВЕР 1000/320. Дружеството АЕЦ „Козлодуй“ ЕАД реализира планове за повишаване на мощността на блоковете си до 1100 MWel, както и обсъжда планове за изграждане на един нов ядрен блок с мощност 1000 MWel на площадката.

Производствени програми

Инсталирани капацитети

Съоръженията в експлоатация на АЕЦ “Козлодуй” са блокове 5 и 6 с реактори ВВЕР-1000, модел В-320, въведени в експлоатация съответно през 1987 и 1991 г., чиито проектен експлоатационен срок изтича на 5 блок през 2017 г., а на блок 6 – през 2021 г. Плановете са техният срок експлоатация да бъде удължен.

Институтът по метали при БАН е разработил подробна обосновка на предприетите действия от АЕЦ „Козлодуй” за оценка на ресурса на основните съоръжения.

Определяне на средногодишно производство

Ядрената централа осигурява надеждна и прогнозируема базова генерация на електрическа енергия около 7800 часа годишно. Производствената програма на “АЕЦ Козлодуй” ЕАД – за периода 2017-2021 г. се очаква значителна промяна в обема на производството на ел. енергия (от настоящите 15 647 ГВтч през 2017 г. до 16 081 ГВтч през 2021 г.), в съответствие с реализацията на проекта за повишаване на производствения капацитет на блокове 5 и 6, след увеличението на топлинната мощност до 104%. Плановете за постигане на тези показатели за 6 блок са след ПГР 2016 г. (през 22 горивна кампания), а за 5 блок след ПГР 2019 г. (през 26 горивна кампания).

В съответствие с това за периода след 2020 г. за двата блока ще бъде заложено средногодишно производство от 16 000 ГВтч и собствени нужди от 850 ГВтч.

Специфични въпроси за производствения цикъл

Производственият цикъл на ядрена централа е обвързан с 10-годишните лицензионни периоди, както и с годишното зареждане със свежо ядрено гориво (СЯГ) по време на ремонтните кампании (ПГР).

Цикълът за управление на отработилото ядрено гориво (ОЯГ), управлението на радиоактивните отпадъци (РАО) и извеждането от експлоатация (ИЕ) на ядрените съоръжения влизат в общия цикъл на живота на ядреното съоръжение.

За обезпечаване на производствената програма със СЯГ в периода 2017-2021 г. се предвижда поетапно преминаване към нов тип гориво с цел оптимизиране на ядрено-горивния цикъл и работа на блоковете на 104%. Предвиждат се зарядки с нов тип гориво ТОК тип ТВСА-12, както и по-малък брой касети. С оглед ефективно и безопасно управление на ОЯГ, се предвижда един транспорт на ОЯГ от ВВЕР440 по сключен договор с ФГУП Маяк – Русия, като друг транспорт на ОЯГ от ВВЕР-440 и ВВЕР-1000 не се прогнозира, тъй като наличното ОЯГ ще се съхранява в изграденото на площадката на АЕЦ “Козлодуй” хранилище за сухо съхранение на ОЯГ или мокър ХОГ.

От 2019 г. започва ежегодно заделяне на провизирани средства по 42 млн. лв. за покриване на разходи за управление на ОЯГ в бъдеще време.

Ремонтна и инвестиционна програма – основните дейности по удължаване на ресурса и повишаване на мощността ще бъдат приключени до 2020 г., а дългът на дружеството към ЕВРАТОМ се очаква да бъде напълно погасен по условията на заемното споразумение през 2021 г.

Така след 2020 г. може да се прогнозира относително постоянен производствен процес и финансови потоци, при работа на блоковете на работа на мощност N=104% и срокове за ПГР от 40 дни.

Списъчният състав на персонала на АЕЦ „Козлодуй” ЕАД към 31.10.2016г. е 3654 работници и служители и нараства до 3700 към 2021 г.

Бизнес планиране

Производството на електроенергия от АЕЦ „Козлодуй” се използва основно за покриване на базовите натоварвания на електроенергийната система в страната и за предоставяне на електрическа енергия за износ.

Прогнозира се около 90% от продажбите да се реализират чрез текущо използваните търговски инструменти – двустранни годишни договори чрез собствена търговска платформа. По този начин се осигурява натоварване на ядрените блокове в съответствие с изискванията за ядрена безопасност.

В рамките на допустимата маневреност на ядрените блокове и отчитайки споразуменията за борсов маркет мейкър в плановете се залага реализация на известни количества електрическа енергия чрез борсата:

50 MW предлагане на почасовия борсов пазар;
100 MW предлагане на борсовия пазар за двустранно договаряне.

За целия период се планира реализация чрез динамични платформи на следните количества енергия – чрез почасови сделки (DAM – в диапазона 438 000 - 439 200 МВтч) и чрез двустранно договаряне (PhF – в диапазона 876 000 - 878 400 МВтч).

Общо планираните нето продажби са 15 228 515 МВтч годишно при себестойност от 57.06 лв/МВтч към 2021 г. В тази себестойност са включени специалните отчисления и плащания, общо на стойност 180 млн. лв. годишно за:

Застраховка „Ядрена щета“;
Фондове за ИЕ и управление на РАО;
Фонд за управление на ОЯГ;
Фонд Сигурност на енергийната система.

Инвестиционно планиране и промени на мощностите

Инвестиции за рехабилитация и модернизация на съществуващи мощности

В резултат от извършените стрес тестове и поуките от аварията в АЕЦ “Фукушима”, се изпълниха редица мерки за повишаване на устойчивостта на ядрените съоръжения при екстремни външни въздействия, предотвратяване на тежки аварии и смекчаване на техните последствия. Тези мерки са изпълнени съвместно с проекта за продължаване на срока на експлоатация на блоковете.

Проектът за продължаване на срока на експлоатация на 5 и 6 блок на АЕЦ “Козлодуй” се изпълнява последователно, като за 5 блок се изпълнява в периода 2014-2017 г., а за 6 блок – в периода 2016-2019 г.

Предварителните резултати за остатъчния ресурс на незаменяеми компоненти сочат, че е възможна експлоатацията им в следващ 30-годишен период.

Модернизацията и рехабилитацията на блокове 5 и 6 на АЕЦ „Козлодуй” фактически започна през 2001 г., и общо вложените средства за осигуряване на условията за получаване на лиценз за експлоатация, след проектния срок, достига до 800 000 000 евро.

Инвестиции за промяна на инсталираните мощности

В процес на изпълнение е проект за повишаване на топлинната мощност до 104%, който включва подмяна на електрическо оборудване, оптимизация на парния цикъл и поетапен преход към експлоатация с усъвършенствано ядрено гориво тип ТВСА-12.

Трябва да се посочи, че осъществяването на проекта за повишаване на проектната мощност, който ще доведе до достигане на електрическа брутна мощност от 1060 МВт, се съпровожда от редица стриктни ограничения при експлоатацията на блоковете, в т.ч. по отношение на режима на намалена мощност, диапазона и скоростта на изменение на мощността. И след реализация на проекта блокове 5 и 6 не се предвижда да работят в маневрен режим.

С Решение на Министерския съвет от април 2012 г. е дадено принципно съгласие за изграждане на ядрена мощност от най-ново поколение на площадката на АЕЦ “Козлодуй”. През юни 2015 г. от страна на дружеството е подадено искане за одобряване на предпочетена площадка.

Планирано извеждане от експлоатация на мощности

В тази категория ядрени съоръжения попадат блокове 1 до 4 на АЕЦ “Козлодуй”, които са в процес на извеждане от експлоатация. Очаква се този процес да приключи към 2030 г.

За блокове 5 и 6 на АЕЦ „Козлодуй” сега не се планира извеждане от експлоатация. Взимането на подобни решения в ядрената индустрия може да е продиктувано от икономически съображения или по политически причини. В случая на блокове 5 и 6 на АЕЦ „Козлодуй” икономическите съображения могат да бъдат свързани с потенциално висока стойност на необходими модернизации за достигане до по-високи изисквания за безопасност. Както беше споменато, остатъчният ресурс на незаменяеми компоненти е 30 години, но за редица конструкции, съоръжения и системи се планира рехабилитация в следващ период.

Прегледът за условията за продължаване на работата на ядрените блокове се извършва на 10 години, и по-точно 5 години преди изтичане на действащия лиценз за експлоатация. Този преглед в бъдеще ще бъде пряко свързан с резултатите от прегледа на ниво ЕС на програмите за управление на стареенето за атомни централи.

За блок 5 на АЕЦ Козлодуй такъв преглед може да се предвиди за 2023 г. и в последствие през 2033 г., а за блок 6 – през 2026 г. и в последствие през 2036 г. Така преоценка на сега обсъжданите срокове за експлоатация на блокове 5 и 6 на АЕЦ „Козлодуй”, които достигат до 2047/2051 г., може да се очаква в периода 2023-2026 и 2033-2036 г., ако при предишния преглед не е настъпила промяна.

Въз основа на предоставени данни за детайлни инженерни анализи за сроковете на експлоатация на важно оборудване, към настоящия момент е изведено заключение, че 5 ЯЕБ може да бъде експлоатиран до 2047 г., а 6 ЯЕБ – до 2051 г., при спазване на експлоатационни и ремонтни ограничения и при осъществяване на планирани подмени на оборудване и мониторинг на състояние на контролни параметри. Детайлното обследване е извършено на 5 ЯЕБ, но може да се допусне, че резултатите ще бъдат потвърдени и за 6 ЯЕБ.

Посочените инженерни анализи обхващат следните групи оборудване:

електрически кабели;
тръбопроводи с ограничен достъп;
херметична строителна конструкция;
корпус на реактора и компонентите на контура на топлоносителя на реактора, в т.ч. парогенератори и тръбопроводи.

Въз основа на това се очаква АЯР да издаде лицензия за експлоатация на 5 ЯЕБ до 2027 г., а в последствие и на 6 ЯЕБ до 2031 г.

Инженерните анализи препоръчват следните мерки за успешното постигане на зададените срокове на експлоатация на блоковете:

Подмяна на важни кабелни групи след изтичане на разрешения срок от 13 години, съответно 17 години, т.е. най-късно до 2035 г.
Извършване на диагностично обследване на всеки 6 години за определени кабелни групи.
Преработка на определени детайли за вкопани тръбопроводи и регулярна диагностика за анализ на състоянието им.
Огледи и проби от купола на периоди от 7, респективно 10 години, в избрани участъци на конструкцията.
Периодично провеждане на тестове на напрягащите снопове на херметичната обвивка по веднъж на 10 години.
Спазване на допустимия брой проектни режими на изпитания, разгрявания, разхлаждания на реакторната установка (като цяло), както и на приетия разчетен брой цикли.
Спазване на условията за експлоатация при наличие на повишено затапване на тръбите на парогенераторите, във връзка с експлоатацията на реакторната установка на повишена мощност.
Осъществяване на периодичен контрол на идентифицирани полета за следене на механизма на развитие на дефектите.
Необходимост от допълнителни анализи за доказване на якостните характеристики на елементи на избрани елементи, което да докаже липсата на ограничения за експлоатацията им след 2035 г.
Изпълнение на допълнителни дейности за осигуряване на условията за циклична якост на конкретно топлообменно оборудване.
Допълнителна диагностика и подмяна на тръбопроводни елементи до 2027 г.

Въз основа на това може да се обобщи, че планът за работа на 5 и 6 ЯЕБ на АЕЦ „Козлодуй”, при условията на удължен експлоатационен срок, не е еднократен акт на решение, а е обект на редица последващи действия и решения, както и на:

изпълнение на предвидените технически, организационни и експлоатационни мерки;
изпълнение на допълнителни мерки за модернизация;
издаване на регулярни лицензии за експлоатация от страна на АЯР.

Екипът на АЕЦ „Козлодуй” има необходимата компетентност, а дружеството има икономическите ресурси за осъществяване на преките инженерни задачи, които са определени в обосновката на възможността за продължаване на срока на експлоатация на блокове 5 и 6.

Извън това трябва да се отчете, че осъществяването на плана за експлоатация в рамките на удължения срок на експлоатация до 60 години зависи от външни фактори, като:

заключения от независими прегледи, като тези провеждани под егидата на ЕК;
въвеждане на задължителни стандарти, различни от сега прилаганите федерални норми и правила в областта на използване на ядрената енергия;
въвеждане на нови по-строги изисквания за безопасност, включително за ядрени централи в експлоатация, например за наличие на „уловител на зоната“ или за наличие на двойна оболочка;
възникване на необходимост за модернизации при увеличени разчетни характеристики на външните въздействия, чиято стойност не може да се компенсира чрез пазарна реализация на произведената електрическа енергия;
други.

Въз основа на опита на други западни и американски оператори на ядрени централи, при взимане на решения за експлоатация на ядрени блокове в условията на пазарна конкуренция, трябва да се обсъди стратегическият въпрос за осигуряване на плавен преход.

Основанията за обсъждане на този въпрос са две:

А. В следващите 5-7 години АЕЦ „Козлодуй” ще има много добро пазарно позициониране, което ще генерира положителен паричен поток;

Б. Засега няма по-добра алтернатива за замяна на 1000 МВт ядрена мощност, освен с нова такава.

В заключение може да се посочи, че критичен за планиране на срока на експлоатация на блокове 5 и 6 ще бъде регулаторния преглед в периода 2023-2026 г., който ще отрази работата на централата в новите пазарни условия, възможностите за инвестиции за посрещане на изискванията за безопасност и заключенията от прегледите на ЕК.

Хидроенергетика

Хидроенергетиката в България има дълга история, като понастоящем се представлява от три групи производители – ВЕЦ и ПАВЕЦ на НЕК, независими производители с ВЕЦ над 10 МВт, и ВЕЦ под 10 МВт, които ползват различни видове преференции.

Производствени програми

Инсталирани капацитети

Към 31.12.2016 г. работещите водноелектрически централи в България (вкл. ПАВЕЦ) са 253 броя, с обща инсталирана мощност кръгло 3181 MW.

В активите на НЕК-ЕАД са 30 броя (кръгло 2753 MW), както следва:

14 броя, съсредоточени в четири големи каскади, с обща мощност 1788 MW, в т.ч. ВЕЦ-ПАВЕЦ „Белмекен“ с 2х75 MW (от общо 5х75 MW) обратими турбини и ВЕЦ-ПАВЕЦ „Орфей“ с 1х40 MW (от общо 4х40 MW) обратима турбина;
1 брой „чист“ ПАВЕЦ – „Чаира“, с мощност в турбинен режим 880 MW;
15 броя „Малки“ ВЕЦ с обща мощност 85.25 MW, останали от недовършената приватизационна процедура на обособени части от НЕК-ЕАД (от тях 13 броя са под 10 MW, а 2 са над 10 MW – „Въча 1“ с 14 MW и „Бели искър“ с 16.8 MW.

ВЕЦ, извън тези на НЕК, са с инсталирана мощност около 428 МВт, както следва:

8 броя големи (над 10 MW) частни ВЕЦ с обща мощност 160 MW, като всички са придобити от НЕК-АЕД след споменатата приватизационна процедура на АП;
215 броя малки (под 10 MW) частни ВЕЦ с обща мощност 268.151 MW, в т.ч. ВЕЦ на топлия канал на АЕЦ „Козлодуй“ и 3 броя дружества към „Напоителни системи” ЕАД.

ВЕЦ на течащи води са с мощност около 200 MW.

Определяне на средногодишно производство

Електроенергията, произведена от водноелектрически централи и съоръжения за вятърна енергия, се отчита в съответствие с правилата за нормализация, посочени в приложение II на Директива 2009/28/ЕО за насърчаване използването на енергия от възобновяеми източници. Нормализираното количество електроенергия, генерирана от всички водноелектрически централи се изчислява на база на 15-годишен период, а за съоръжения за вятърна енергия се прилага 4-годишен предхождащ период.

За периода 2002-2015 г. производството от ВЕЦ и ПАВЕЦ, собственост на НЕК ЕАД възлиза средно на 3158 ТВтч/годишно. Тази стойност на средногодишно производство за НЕК е близка до приетата стойност в последните ценови решения на КЕВР – 3 215 383 MWh.

Фигура 1

Производството на електрическа енергия от ПАВЕЦ варира в зависимост от нуждите за балансиране, но за последните години е около 800 ГВтч годишно.

Поради активното навлизане на нови ВЕЦ в периода 2007-2014 г. не е достоверно използването на дългосрочна статистика за определяне на средногодишното производство на тази група производители. Средното им производство от последните три години, на база на данни от АУЕР, показват стойност от 1120 ГВтч годишно.

В прогнозите на ЕСО се използват по-консервативни данни, базирани на наблюдения за производство на електрическа енергия от ВЕЦ в условията на средно суха година, и се използват стойности за генерацията от ВЕЦ на НЕК в размер на 2400 ГВтч, в т.ч. ПАВЕЦ – 860 ГВтч и други ВЕЦ – 880 ГВтч.

Специфични въпроси за производствения цикъл – балансиране и регулиране

ПАВЕЦ извършва специфични системни услуги в две направления – балансиране и регулиране на напрежението при работа в режим на „синхронен компенсатор”. В същото време тя е и авариен резерв при отпадане на крупни производствени мощности. Действително тя участва в общите баланси на генерираната енергия, но след това е необходимо да работи в помпен режим и да връща съответните водни количества в горния изравнител. Проблемът е в цените, на които се заплаща произведената и консумираната електроенергия. Тъй като ПАВЕЦ „Чаира” няма свобода в продажбата и покупката на електроенергия (с тази дейност се занимава КЕВР), тя носи загуби на НЕК от около 10 млн. лв./мес.

Разходите на ПАВЕЦ включват такива за експлоатация, ремонт, рехабилитация и покупка на електроенергия. Приходите от производството са значително по-малки и не покриват разходите.

За стойност, като част от електропроизводството, може да се отчетат разходите за експлоатация, ремонт и рехабилитация, отнесени към работните часове в турбинен режим.

За стойност, като технологични разходи, трябва да се отнесат тези за експлоатация, ремонт, рехабилитация и консумирана електроенергия в помпен режим, отнесени към работните часове в помпен режим.

ПАВЕЦ „Чаира” е проектирана през 70-те години на ХХ век и пусната в експлоатация през 1992 г. (първи етап – 2х220 МВт) и през 1999 г. (втори етап – 2х220 МВт). По първоначален проект, тя е трябвало да работи в турбинен режим 6.5 часа, а в помпен режим – 8.5 часа в денонощието. Това на практика не е могло да бъде осъществено, поради малкия обем на долния изравнител. По тази причина е проектиран хидровъзел „Яденица“ – язовир „Яденица” и реверсивен напорен тунел за връзка с язовир „Чаира“, чието изграждане е започнало, но е спряно поради липса на средства. След евентуалното пускане в експлоатация на този язовир, ПАВЕЦ „Чаира” би преминала от режим на дневно в режим на седмично изравняване.

Междувременно в структурата на ЕЕС на България настъпиха редица промени, в резултат от построяването на значителни мощности вятърни и фотоволтаични централи. Това доведе до промяна в условията на работа на ПАВЕЦ.

В Германия работата на ПАВЕЦ се възприема като чисто специфична системна услуга. Причина за това са значителните мощности от вятърни и фотоволтаични централи, работещи в тяхната ЕС. Това е довело до съществена промяна в използването на ПАВЕЦ в тази страна. Поради динамичните промени в производството от вятърните централи, обусловени от непрекъснатите промени на вятъра, те сменят около 10 пъти в денонощието режима на работа, като минават от турбинен в помпен и обратно. При това необходимият обем на изравнителя намалява значително.

Същите процеси се наблюдават и у нас. Вятърните централи работят най много през нощта между 3 и 6 часа. Фотоволтаиците работят през деня, при наличието на слънчево греене. Във връзка с тези промени е необходимо да се оцени необходимостта от работата на ПАВЕЦ „Чаира” в бъдеще, като се вземе предвид и становището на ЦДУ.

В настоящия момент режимът на ПАВЕЦ „Чаира” се определя от отдел „ВЕЦ” в НЕК. По-голяма част от „специалистите”, изготвящи графиците, нямат необходимата подготовка. Налице е тенденция към намаляване на работата на централата с цел намаляване на загубите на НЕК. Всичко това поставя под въпрос оптималното използване на централата и има съответните последици за работата на ЕЕС.

Бизнес планиране

Производството на електроенергия от ВЕЦ и ПАВЕЦ традиционно се свързва с покриване на върховите натоварвания на електроенергийната система в страната. Въпреки добрите възможности за обслужване на този сегмент, в редица случаи ВЕЦ предоставят производството си като подвърхови и дори като базови мощности. Последното е валидно при пълноводие или в случаите на ВЕЦ, работещи с преференциални цени.

Използването на ВЕЦ за предоставяне на широка гама от услуги, гарантиращи сигурност на електроенергийната система основно се реализира от НЕК и включва:

първично регулиране;
вторично регулиране;
третично регулиране;
дистанционен пуск;
краткосрочен и средносрочен резерв;
черен старт и участие в коридори при аварийни ситуации на енергийната система и др.

Централите над 10 MW могат да се подчиняват на диспечерски график, но той се прилага само към ВЕЦ на НЕК ЕАД. По принцип тези централи трябва да работят по няколко (4-6) часа в денонощието, за да покриват върховата (не рядко и подвърховата зона на товаровата диаграма). Големите централи на НЕК ЕАД, заедно с помпено-акумулиращите, осигуряват аварийния и честотен резерв на ЕЕС.

Текущият бизнес план на НЕК ЕАД е насочен основно към работа при настоящите пазарни условия, т.е. към модулиране на енергия, която се изкупува по задължение, и продажби основно на регулиран пазар. За нуждите на бизнес планирането НЕК залага производство на електрическа енергия от собствени ВЕЦ на ниво от 2965 ГВтч годишно, което е съществено консервативно спрямо възможностите на компанията и не отразява потенциала за работа в условията на напълно либерализиран пазар.

Бизнес планирането се основава на цена 59.60 лв/МВтч по финансовите модели. Списъчният състав включва 2182 работници и служители към 2016 г.

Трябва да се отбележи, че НЕК ЕАД има най-добра позиция да предлага динамични услуги в сегмента на върховите товари, но при работа на свободен пазар и без обременяващи задължения по изкупуване на електрическа енергия от централите по чл.93 на ЗЕ.

Големите ВЕЦ извън тези на НЕК имат корпоративни бизнес планове, част от които са свързани със спецификата за работа в съответни балансиращи групи.

Малките ВЕЦ (под 10 MW) могат да работят нон-стоп в годината, но с различни (ограничени) мощности, поради зависимостта им от фактора „течащи води“. Малките ВЕЦ, които ползват преференции, са ориентирани към изпълнение на регулаторно определените годишни часове за работа.

В дългосрочен план, за осигуряване на работата на ВЕЦ се предвиждат инвестиции за модернизация и рехабилитация в периода около 2030 г., като тези разходи се отразяват в повишение на себестойността от ВЕЦ средно с 10%.

Инвестиционно планиране и промени на мощностите

Инвестиции за рехабилитация и модернизация на съществуващи мощности

Възрастта на големите ВЕЦ се движи между 30 и 60 години, а тази на малките ВЕЦ – между 50 и 80 години. За всички централи НЕК ЕАД полага необходимите усилия и средства за поддържане на нормална експлоатация.

На 30 от големите ВЕЦ в периода 1996-2010 г., поетапно са извършени различни по обем рехабилитации.

Инвестиции за промяна на инсталираните мощности

Данни за такива планове има само за НЕК ЕАД. Проектът с най-висока степен на готовност за реализация е за изграждането на язовир „Яденица”, който ще увеличи капацитета на долния изравнител с 9 мил. м3 и възможностите за използване на ПАВЕЦ “Чаира”. Четирите блока в централата ще могат да работят в турбинен режим на пълна мощност в продължение на 20 часа (8.5 ч. сега) и в помпен режим съответно 22 часа (10.7 часа сега).

Предвижда се експлоатацията на обекта да започне след 2025 г.

Другите подготвяни проекти, но без планирани срокове на този етап са:

Проект Каскада „Горна Арда“

Предвижда се изграждането на водноелектрически централи с мощност 149 МВт и средногодишно производство 331 ГВтч при двустъпална схема и 172 МВт и средногодишно производство 440 ГВтч при приетата засега тристъпална схема, по която строителството стартира преди 16 години, но спира поради липса на средства.

Проект ХТК „Никопол – Турну Мъгуреле“ и ХТК „Силистра Калараш“

Предвижда се изграждане на централи с обща мощност по 900 МВт за всяка от двете страни (Румъния и България) и средногодишно производство 6 253 ГВтч за двете страни, по последно приетата на ТС на НЕК схема от края на 90-те години на ХХ век.

Други потенциални проекти:

нова ПАВЕЦ между язовир „Голям Беглик“ и язовир „Батак“ с инсталирана мощност 50 МВт и средногодишно електропроизводство 70 ГВтч;
с ограничени темпове ще продължи изграждането на малки ВЕЦ на течащи води по реките Искър, Огоста, Марица и Струма с очаквана обща мощност до 40 МВт и средногодишно електропроизводство 50 ГВтч;
прехвърляне на води от река Места в действащи каскади – в зависимост от обема на прехвърляните води се очаква допълнително електропроизводство от централите на Каскада „Белмекен – Сестримо – Чаира” от 70 до 300 GWh, респективно от централите на Каскада „Доспат – Въча“ от 100 до 450 GWh годишно.

Планирано извеждане от експлоатация на мощности

В периода до 2035 г. НЕК ЕАД не предвижда извеждане на производствени мощности от експлоатация.

Възможно е за някои малки ВЕЦ, след изтичане на сроковете по дългосрочните им договори за изкупуване на електрическа енергия на преференциални цени, да се вземе решение за извеждане от експлоатация, но за този тип мощности това по-скоро е изключение.

Възобновяеми енергийни източници в производствения микс

В периода 2006-2009 г. България създаде значително облагодетелстван режим за изграждане на централи за производство на електрическа енергия от ВЕИ. От този режим се възползваха в най-голяма степен онези инвестиционни проекти, които изискват кратък срок за реализация – Фотоволтаичните електроцентрали (ФЕЦ) и в по-малка степен Вятърните електроцентрали (ВтЕЦ). Тъй като първите преференции бяха насочени към водноелектрическите централи, в периода бяха осъществени редица проекти за малки ВЕЦ. В най-малка степен преференциите бяха използвани за изграждане на централи на биомаса (БиоЕЦ).

Понастоящем България е изпълнила заложените цели за производство на енергия от ВЕИ, но практиките от миналото създадоха негативен климат за развитие на нови проекти в този сегмент.

Тъй като ВЕИ централите се разглеждат като най-обещаващия източник за снабдяване с енергия към средата на този век, тук допълнително ще бъде обсъден въпроса за потенциала за въвеждане на нови мощности от този тип.

Производствени програми

Инсталирани капацитети

Според актуалния 10-годишен план за развитие на ЕЕС на ЕСО, съществуващи ВЕИ към края на 2016 г. са както следва:

ВЕЦ (без помпи) – 2337 MW;
ВтЕЦ – 701 MW;
ФЕЦ – 1041 MW;
БиоЕЦ – 66 MW.

При сравнение на данните с други източници (доклади на КЕВР, МЕ или на АУЕР) могат да се забележат разлики в обявените инсталирани мощности, но за нуждите на текущия отчет те не са съществени. В следващите ревизии на отчета по Дейност II тези разлики ще бъдат отчетени.

Определяне на средногодишно производство

Както беше посочено, електроенергията, произведена от водноелектрически централи и съоръжения за вятърна енергия, се отчита в съответствие с правилата за нормализация, посочени в приложение II на Директива 2009/28/ЕО за насърчаване използването на енергия от възобновяеми източници. Нормализираното количество електроенергия, за съоръжения за вятърна енергия се прилага 4-годишен предхождащ период.

Поради това, че в споменатата Директива не е засегнат въпросът с прогнозирането на производството от ФЕЦ, тук ще бъде отделено внимание на него.

Поради непостоянния характер на производството на електрическа енергия от ВЕИ се налагат дългосрочни наблюдения и оценки за получаване на достоверна информация за цели на планиране и прогнозиране.

Основните параметри за оценка на ресурса са климатичните данни за изследваната локация:

очаквана продължителност на слънцегреене и оценки за слънчевата радиация на м² хоризонтална повърхност;
температурни изменения в годишен план, което е база за оценка на ефективността на трансформация;
други типични метеорологични явления като средна скорост на вятъра, вероятност за задържане на снежна покривка и други, които са база за оценка на специфични загуби от непроизводство.

Има налични статистически данни от дългогодишни наблюдения на слънчевата радиация за страната, като уеб базираната база данни на SolarGIS, която събира данни за слънчева радиация от 1994 г., при резолюция 250 м, а за температура от 1991 г. Базата данни посочва за България стойности между 1300 и 1500 kWh/m² за хоризонтална повърхност.

При оценка на ресурса на слънчевата радиация за определена локация е необходимо да се използват данни от дългогодишни метеорологични наблюдения, за да се минимизира отклонението, което би възникнало при използване на климатични характеристики за къс период от време.

На фиг. 2 е показана типична зависимост между възможни отклонения на средната стойност на слънчева радиация, в зависимост от периода на наблюдения.

Фигура 2

Отклонения при различен период на наблюдение

От фигурата може да се заключи, че минимален период за наблюдение по отношение на слънчевата радиация за нуждите на определянето на средната годишна използваемост на конкретни технологии е поне 4 години.

Въз основа на горното и с отчитане на наличните исторически данни от производството на построените вече обекти са определени следните доверителни стойности за средно годишно производство от разпространените у нас групи ВЕИ:

ВтЕЦ – 1395 ГВтч годишно на база на 4-годишна извадка;
ФЕЦ – 1340 ГВтч годишно на база на 4-годишна извадка;
БиоЕЦ – 290 ГВтч годишно на база на извадката от 2016 г.;
ВЕЦ, извън групата на НЕК – 1120 ГВтч годишно на база на 4-годишна извадка.

Специфични въпроси за производствения цикъл

Производството на електрическа енергия от ФЕЦ и ВтЕЦ, за разлика от производството на електрическа енергия от ВЕЦ и централи произвеждащи електрическа енергия от биомаса е с непостоянен характер, тъй като е силно зависимо от променливите метрологични условия и води до увеличаване на разходите за разполагаемост за допълнителни услуги, за пълноценно участие за регулиране на електрическите централи, за разходите за спирания и пускания, както и тези за резерв.

ЕСО ЕАД е обосновало необходимия резерв от 170 MW с увеличение на диапазона за вторично регулиране на фотоволтаични електрически централи (ФЕЦ) и вятърни електрически централи (ВтЕЦ), като за ФЕЦ увеличението на диапазона за вторично регулиране е 9.5 MW на всеки 100 MW инсталирана мощност, а за ВтЕЦ – 7.8 MW на всеки 100 MW инсталирана мощност.

Експлоатационните разходи на ВЕИ централите се приемат за ниски, спрямо конвенциалните, но тяхното отчитане е важно особено с оглед на потенциални планове за продължаване на тяхната експлоатация, след срока на дългосрочните договори. За нови ВЕИ централи са приети следните обобщени стойности на експлоатационните разходи:

13 евро/МВтч за ФЕЦ
12 евро/МВтч за ВтЕЦ
10.2 евро/МВтч за ВЕЦ
22.5 евро/МВтч за БиоЕЦ

За сравнение текущите цени за базова енергия на нашия пазар се движат в диапазона 25-35 евро/МВтч.

Бизнес планиране

До 2015 година производството на електрическа енергия от ВЕИ се насърчаваше чрез предоставяне на гарантиран достъп и чрез изкупуване на електрическата енергия за определен срок.

Поради това, че ВЕИ обектите, изградени след 2007 г., използват специални преференциални условия, в т.ч. гарантирано изкупуване на произведената електрическа енергия на преференциални цени, техните начални бизнес планове са насочени към максимизиране на приходите в периода на действие на тези договори. В голямата си част финансовите потоци на тези дружества са обвързани с получени кредити или капитализация на собствено участие, поради което разглеждането на опциите след изтичане на дългосрочните договори се изчерпва с оценки на остатъчна стойност на активите.

Въведените през 2015 г. редица изменения в условията на изкупуване на електрическата енергия от ВЕИ по преференциални цени, наложиха промени в първоначалните бизнес планове, които най-често водят до удължаване на срока за откупуване и ограничения в текущите разходи за централите, което допълнително ограничава хоризонта на бизнес планиране в рамките на съществуващите договори.

Прогнозно годишно производство за периода на стратегическото планиране

От 2015 г. влиза в сила изискването да изкупуват произведената електрическа енергия от възобновяеми източници по преференциална цена, за количествата електрическа енергия до размера на нетното специфично производство на електрическа енергия, въз основа на което са определени преференциални цени в съответните решения на Комисията за енергийно и водно регулиране

Определеното „нетното специфично производство на електрическа енергия“ варира по отношение на предходните решения на КЕВР от 2011 до 2015 г., като общите диапазони са:

1 100 ÷ 1 200 kWh за ФЕЦ
2 000 kWh / 2 300 kWh за ВтЕЦ
3 900 kWh за ВЕЦ
5 600 ÷ 7 500 kWh за БиоЕЦ

В съответствие с горното стремежът на дружествата е да изпълнят производствена програма в рамките на тези часове, при което получават преференциални цени.

След изпълнение на „преференциалното“ производство, дружествата имат възможност да продават произведената електрическа енергия на свободен пазар, но не всички дружества предприемат тази стъпка.

Така особеностите на договорите за работа при преференциални условия не стимулират дружествата за максимизиране на производството и постигнатите производствени показатели през последните 3-4 години няма да се променят съществено.

Пазарен сегмент и услуги

Поради това, че производството на електрическа енергия от ВЕИ в различна степен има непостоянен характер и силно зависи от променливите метрологични условия, освен за централи произвеждащи електрическа енергия от биомаса.

На фиг. 3 е показан сезонния характер на промяна на производството на електрическа енергия от ВЕИ на база на статистически данни за последните 4 години.

Фигура 3

През летния сезон има значителна остатъчна разполагаемост за производство, която може да се използва за износ, но реализацията на износ е в пряка зависимост от производството на ВЕИ. В тази връзка, реализацията на тази остатъчна разполагаемост за производство като износ може да се осъществи при наличието на добри прогнози за почасовото електропроизводство от ВЕИ и прилагането на експертни икономически стратегии при участие на местните производители на регионалните електроенергийни пазари.

Така от ключово значение се явява краткосрочното прогнозиране, което е най-затруднено за ВтЕЦ и ФЕЦ. По тази причина пазарното участие на тези централи, но често и на ВЕЦ, извън групата на НЕК, е само в рамките на балансиращи групи и не е обект на самостоятелно пазарно предоставяне на услуги.

Инвестиционно планиране и промени на мощностите

С оглед на дългосрочен анализ на разполагаемите генериращи мощности възниква въпросът за потенциала за работа на тези обекти след изтичане на договорите и при условията на свободен пазар.

За обосноваване на реалистично очакване за живота на наличните мощности се стъпва на две оценки – оценка на живота на активите и оценка на периода на изтичане на действието на дългосрочни договори на значими групи ВЕИ.

Оценката на живота на основни активи се прави, без да се отчита възможността за тяхната модернизация, като анализът е приложим основно за ВЕИ обекти с централи на вятърна и слънчева енергия и в по-малка степен за малки ВЕЦ.

Амортизация на основните активи

За основа на определянето на базови показатели на енергийни активи е приета информацията от Наръчник със счетоводни политики на НЕК, Приложение: Класификатор на ИМС (имоти, машини, съоръжения) и нематериални активи.

Подбраните ИМС, които имат широко приложение и във ВЕИ инсталациите са следните:

пътища, площадки, огради, навеси – 25 години
мрежи ВН, НН на стълбове, кабели ВН, НН – 25 години;
машини енергетични и оборудване – 25 години;
силов трансформатор – 25 години;
двигатели – 20 години;
системи за управление и контрол; възбудителни системи; контролери; релейни защити; силови табла – 15 години;
уредби собствени нужди – 0.4 kV; табла СН АС/DC – 15 години;
пожароизвестителни инсталации и охранителни системи – 10 години;
помпено компресорно оборудване и ОВК – 5 години;
уреди за контрол и регулиране на тех. процеси – 5 години;
компютърни системи – 5 години.

По отношение на ВтЕЦ следва да се посочи, че основните машини се амортизират за 20 години, но важни електрически и контролни системи се амортизират за 10 до 15 години. Така за работа на ВтЕЦ след 10-тата година ще трябва да се предвидят повече средства за ремонт и поддръжка, а след 20-тата година – капиталови разходи за модернизация.

По отношение на ФЕЦ основните съоръжения, освен фотоволтаичните панели, са електрическите системи, в т.ч. инвертори, контролни системи и трансформатори, които се амортизират значимо към 15-тата година.

За ФЕЦ един от ключовите елементи е инверторната група, за които стандартната гаранция е 5 години. На пазара се предлагат услуги за удължаване на петгодишната фабрична гаранция до 10, 15 или дори 20 години, но при допълнително заплащане и при сключване на договор за такива услуги преди изтичане на предоставената от производителя фабрична гаранция.

Специално внимание следва да се отдели на понижението на ефективността на фотоволтаичните панели за усвояване на слънчевата енергия. Голяма част от производителите на панели, доставени в периода 2011-2013 г. посочват линейна функция на намаляване на ефективността на панелите, като обикновено гарантират поне 90% от началния номинален капацитет до 10-тата година, и прогнозират около 80% ефективност към 20-тата година.

В случая с ВЕЦ съществува голямо разнообразие на типове централи и съответните им съоръжения, но в общия случай при тях основни ИМС имат живот над 25 години, което прави възможностите за тяхната дълговременна работа много вероятна.

В случая с БиоТЕЦ отново разнообразието на типове централи е голямо, но за разлика от ВЕЦ, прогнозиране на дълговременна работа над 20 години е с ниска вероятност. (КЕВР залага в ценовите си решения „Полезният технико-икономически живот на активите за централите [на биомаса] с мощност под 5 МВт е определен на 15 години“).

Договори за изкупуване на ел.енергия по преференциални цени

Задълженията за гарантирано изкупуване на електрическата енергия са определени с чл. 93 а от ЗЕ и обхващат три групи централи:

Централи, използващи възобновяеми източници;
Централи с цикъл за високоефективно комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия
Централи с дългосрочни договори за изкупуване на електрическата енергия

Понастоящем разходите, които се формират от разликата между пазарната цена на електрическата енергия и цените, по които общественият доставчик изкупува електрическа енергия, произведена от горните групи централи, са обособени в цената за задължения към обществото.

Договорите за преференциални цени на ВЕИ, както и дългосрочните договори за изкупуване на електрическата енергия, имат заложени срокове. Централите с високоефективно комбинирано производство са обект на ежегодно ценово регулиране, а техните преференции зависят, както от техническото състояние на инсталациите, така и от наличието на топлинни товари.

Сроковете на договорите за преференциално изкупуване на електрическата енергия, определени в закона за възобновяемите и алтернативните енергийни източници и биогоривата, от 19.06.2007 г., са 25 години – за електрическата енергия, произведена от слънчева енергия и 15 години – за електрическата енергия, произведена от водноелектрически централи с инсталирана мощност до 10 MW и вятърни централи.

Съгласно данните на АУЕР, ВЕИ, присъединени при горните срокове са както следва:

ВЕЦ – 77 MW;
ВтЕЦ – 505 MW;
ФЕЦ – 31 MW;
БиоЕЦ – 6 MW.

Сроковете, определени в закона за енергията от възобновяеми източници от 3.05.2011 г., са 20 години – за електрическата енергия, произведена от слънчева енергия, както и за електрическата енергия, произведена от биомаса, 15 години – за електрическата енергия, произведена от водноелектрически централи с инсталирана мощност до 10 MW и 12 години – за електрическата енергия, произведена от вятърни централи.

Съгласно данните на АУЕР, ВЕИ, присъединени при годните срокове са:

ВЕЦ – 169 MW;
ВтЕЦ – 197 MW;
ФЕЦ – 1027 MW; (основно присъединени през 2011 и 2012 г. – 984 MW)
БиоЕЦ – 60 MW.
- Планирано извеждане от експлоатация на мощности

На база на горните обобщения могат да се допуснат следните периоди в бъдеще, когато могат да се очакват значими промени в производството на електрическа енергия от сега действащи ВЕИ централи:

2027 г. отпадане на около 50 MW ВЕЦ (след 2030 г. се очаква до 150 MW от сега действащите МВЕЦ да останат в работа);
2025 г. отпадане на около 600 MW ВтЕЦ (към 2030 г. не се очаква никоя от сега действащите ВтЕЦ да работи);
от 2022 г. ежегодно редуциране със 100 MW на капацитета на ФЕЦ и 2032 г. отпадане на около 800 MW ФЕЦ (към 2035 г. не се очаква никоя от сега действащите ФЕЦ да работи);
2030 г. отпадане на около 40 MW БиоЕЦ.

Перспективни технологии за производство на електроенергия от ВЕИ

Производство на енергията, генерирана от възобновяеми източници, е един от основите приоритети на Европейския съюз. Нейната роля е съществена в пет основни направления/политики на ЕС: енергийна сигурност, пазарна интеграция, енергийна ефективност, декарбонизация и иновации. От друга страна, ВЕИ са източник на икономически растеж и работни места, както и съществено допринасят за намаляването на замърсяването на въздуха и помага на развиващите се страни да имат достъп на достъпна и чиста енергия. Неслучайно през 2016 г. се създаде пакет от мерки „Чиста енергия за всички европейци“. Една от амбициозните цели в този пакет от мерки е до 2030 г. да се постигне най-малко 27% дял на ВЕИ в общото енергийно потребление, като делът в електроенергетиката да е 45%.

Отличните климатични условия и географско разположение на страната ни, осигуряват условия са интензивно използване на вятърна и слънчева енергия, на био-горива и водород. Вятърната енергия в България може да се използва на 3.3% от общата площ на страната – планински била и върхове над 1000 м, а също и по Черноморието – нос Калиакра и нос Емине. Слънчевото греене в България по региони, а оттам и възможностите за производство на слънчева енергия са доста големи – слънчевите дни в различните райони на България са между 230 и 290 за година.

Възобновяемите енергийни източници постепенно ще заемат централно място в енергийния микс в Европа — от технологично разработване до масово производство и разполагане, от малък мащаб до широк мащаб, интегриращ местни и по-далечни източници, от субсидиране до конкурентоспособност. Според Енергийната стратегия на България до 2020 г. от гледна точка на енергийна сигурност и устойчиво развитие най-предпочитан енергиен ресурс са възобновяемите източници. Същевременно обаче сравнително по-скъпите към момента на описаните в стратегията технологии не позволяват тяхното бързо навлизане. Поради това ядрената енергия и природният газ са разгледани като подходящи ресурси за прехода към нисковъглеродни енергетика и икономика.

Сценариите сочат, че модернизирането на енергийната система ще допринесе за високи равнища на инвестиции в европейската икономика. Декарбонизацията може да бъде предимство за Европа като пионер на растящия глобален пазар за свързани с енергията стоки и услуги.

Подробни анализи за развитието на ВЕИ технологиите са представени в докладите на Централна лаборатория по слънчева енергия и нови енергийни източници – БАН[18], Институт по електрохимия и енергийни системи – БАН[19] и Институт по инженерна химия – БАН[20].

По-долу са представени обобщения с оглед нуждите на анализите по дейност II.

Фотоволтаични технологии

В част IV на Приложение 2 бяха обсъдени оценките за продължаване на работата на централите използващи възобновяеми енергийни източници след изтичане на сегашните договори за преференциално изкупуване на електрическата енергия. По-долу са представени оценки за развитието на новите технологии в областта на слънчевата енергия.

Фотоволтаиката е ключова технологична възможност за изпълнение на преминаването към декарбонизирана енергия, която може да се въвежда поетапно почти навсякъде по света.

Според становището на БФА фотоволтаичните централи, след изтичане на договорите за преференциално изкупуване на електрическа енергия, и след пълната амортизация на капитала им, биха могли да продължат да работят с намаляваща ефективност от 0.4% годишно безпроблемно през следващите двадесет години. В тази връзка са необходими инвестиционни разходи ще бъдат свързани с ремонт и подмяна на инвертори, евентуално кабели и стринг-боксове.

Поради промяната на рамката за получаване на приходи при работа на централите, свързана със законови мерки (5% вноска във Фонд „СЕС“, цена за достъп до елекропреносната мрежа само за производители от енергия от слънце и вятър – 7.02 лв/МВч, изкупуване по преференциална цена само до количеството „нетно специфично производство“ определено от КЕВР), които доведоха редуциране с 30 до 35% на дохода, възможностите за поддръжка и инвестиции в PV централите са значително ограничени. От първоначално гарантираната 9% възвращаемост, сега проектите са на 6-7% възвращаемост. Поради това, ако инвеститорите решат да модернизират или поддържат централите си с цел работа след изтичане на договорите за преференциални цени, това ще се случи след 15-17 години от момента на построяване или 2027-2029 г.

Към края на договорите за преференциално изкупуване на електрическа енергия, ВЕИ инвеститорите ще търсят възможностите за модернизация на съществуващите централи, най-вече чрез добавяне на сторидж системи, използвани на по-високо ефективни PV панели и чрез това увеличаване на капацитета за производство. Елементите от централите, които по необходимост трябва да бъдат сменяни са инверторите (ресурсен живот от 10 години), постояннотоковите кабели и PV панелите. Трансформаторите, външната връзка и металните конструкции безпроблемно могат да функционират за период от четиридесет и повече години при добре проектирани, изпълнени и поддържани фотоволтаични централи.

Най-важната за функционирането на ВЕИ сектора мярка е приоритетното присъединяване и диспечиране, заложена в ДИРЕКТИВА 2009/28/ЕО за насърчаване използването на енергия от възобновяеми източници, което е предвидено като мярка за насърчаване на ВЕИ сектора и в Четвъртия енергиен пакет на ЕС „Чиста енергия за всички европейци“. Българският Закон за енергетиката (ЗЕ) и Закон за енергията от възобновяеми източници (ЗЕВИ) са достатъчно адекватни на европейските политики в тази сфера, така че при запазване на сегашните регулации, след изтичането на срока за преференциално изкупуване на електрическата енергия, електроенергията от фотоволтаичните централи ще бъде напълно конкурентна и те ще могат да функционират на свободния пазар. Допълнителни финансови мерки (субсидии, преференциални тарифи и др. подобни) няма да са необходими. Разбира се, нашите очаквания са, че гаранциите за произход („зелените сертификати“) ще бъдат допълнителен пазарен финансов инструмент за насърчаване на производството от ВЕИ (това е и идеята от Четвъртия енергиен пакет на ЕС „Чиста енергия за всички европейци“).

Оценката на специализираните организации е, че към нови фотоволтаични централи в България ще има инвестиционен интерес при нива на нетните цени (заедно със гаранциите за произход) от 120 лв/МВч. Към настоящия момент, това е постижима цена и приемлива за определен тип потребители (например, IT фирми и други, получаващи конкурентно предимство при декларирано използване на електроенергия от ВЕИ). За сега нормативната база не дава възможност за директно прехвърляне на гаранциите за произход от производител към потребител. Сега, производителите прехвърляме гаранциите за произход на търговец на електрическа енергия, който не може да ги прехвърли на потребител желаещ да закупи по-скъпа електроенергия от ВЕИ придружена от гаранция за произход. Друг стимул за инвестиции във ВЕИ сектора би било статистическото прехвърляне на „зелена енергия“, съгласно чл. 6 от ДИРЕКТИВА 2009/28/ЕО за насърчаване използването на енергия от възобновяеми източници.

Всички типове фотоволтаични модули, които се използват у нас сега, имат възможност за съществено подобрение. Бързият технологичен трансфер ще улесни навлизането на производствени линии изградени до ключ, които произвеждат ФтВ модули с много добро качество. Съществуващият набор от технологии е добра основа за бъдещ растеж на сектора като цяло. Нито една технология не може сама да задоволи всички различни изисквания на потребителите, които варират от мобилни приложения, нуждаещи се от няколко вата, до киловатови системи за централизирано производство на електроенергия.

Около половината от бъдещите капацитети вероятно ще бъдат инсталирани върху сградите, така че е необходимо да се разглеждат сложните връзки между фотоволтаичната генерация, консумацията на място и електрическите мрежи.

Тези сценарии показват, че има огромни възможности за ФтВ в бъдеще, но се отчита необходимостта от централизирани управленски решения и политики за подкрепа.

Първо, промяна на механизма за гаранциите за произход, за да може производител директно да прехвърли на потребител, чрез търговец, гаранциите за произход на произведената от него електрическа енергия (промяна в ЗЕ и ЗЕВИ). Второ, отпадане на забраната за присъединяване на ВЕИ мощности, когато произведената електрическа енергия от тях ще бъде за собствени нужди. И специална регулация за присъединяване на тези системи към мрежата (двупосочен електромер). Трето, създаване на нормативна уредба за присъединяване и функциониране на системи за акумулиране на енергия, както и участието им на балансиращия пазар. И не на последно място, да се премахнат редица такси, които се събират от домакинствата желаещи да реализират ВЕИ инсталации до 30 кВт, като например: такси от общината (за скица), от Електроразпределителните предприятия (ЕРД) за проучване, от АУЕР (за отчитане в специален регистър) и да се допусне свободно инсталиране, присъединяване и отдаване на излишната/непотребена енергия към мрежата на база отговорност и компетентност на инсталатора (окабеляването в един апартамент е доста по-сложно от изграждането на една ВЕИ покривна мощност от 5 кВт например, т.е. не е необходимо съгласуване с община и ЕРД, които събират такси за проучване). Да се задължат ЕРД да присъединяват и да инсталират електромери, които позволяват нет-метеринг на електроенергията с цел честното отчитане на отдаваната електроенергия към мрежата (излишъка на произведената електроенергия да може да се отдава обратно към мрежата) и разрешаване на свободна търговия с този излишък. В допълнение, Четвъртия енергиен пакет на ЕС „Чиста енергия за всички европейци“ предвижда възможността и за създаване на мини енергийни кооперации за размяна/търговия с електроенергия между съседи и малки кооперации на локален принцип, т.е. без такси за пренос и други подобни.

Технологии за използване на вятърната енергия

Според мнението на специализираните организации в областта, към този момент няма условия за продължаване работата на централите след изтичане на дългосрочните договори с преференциални цени, тъй като разходите за опериране и обслужване значително надвишават пазарните цени на електрическата енергия. Налагането в последните години на нови и огромни по размер допълнителни разходи върху вятърните централи след датата на извършване на инвестициите увеличи значително периода за изплащане на инвестицията, намали се възвръщаемостта, съответно невъзможни са спестявания, които ще бъдат необходими за покриването на повишените технически разходи за поддръжка и ремонт на съоръженията след приблизително 8-та година на експлоатация на ветрогенератора. Често собствениците на вятърни електроцентрали трябва да дофинансират експлоатацията на ветрогенераторите от други дейностите. Показателен е настоящият пример след въвеждането през 2015г. на нетно специфично производство, след достигането, на което електрическата енергия се продава по цена на излишък или на свободен пазар. В общия случай, само разходите за балансиране, такса достъп и 5% такса към Фонд „Сигурност на електроенергийната система” надвишават получаваната пазарна цена. В тези разходи не са включени разходите за поддръжка, ремонти, спирания поради състоянието на преносната мрежа, извънредни ситуации, като обледеняване, щети, причинени от мълния и др. природни бедствия или вандализъм, както и реализирания престой. Застрахователните разходи също са значителни, макар че не покриват целия спектър от събития и реализираните разходи, поради предвидените самоучастия на собственика или ограничения в общите условия.

Състоянието на електроразпределителната мрежа води до допълнителни загуби и съкращаване живота на ветрогенераторите, поради множество внезапни отпадания на мрежата, които повреждат турбините и намаляват тяхната ефективност. В периода, в който се присъединяваха нови ВЕИ централи, същите бяха задължавани за рехабилитират съоръжения на ЕРП-тата или да изграждат нови, което отчасти подобряваше състоянието на мрежата. От 2013 г. насам присъединяването на нови централи е незначително, основно по стари договори за присъединяване, поради което тези инвестиции в мрежата за сметка на производителите вече не се реализират и перспективите за подобряване състоянието на мрежата не са добри.

При настоящите условия след приключване на дългосрочните договори за изкупуване следва преустановяване на работа и демонтаж на ветрогенераторите, поради икономическата неефективност и нецелесъобразност на такъв проект.

В случай, че политиката бъде променена, по-удачно би било съоръженията да бъдат заменени с нови по-ефективни машини, с по-добра производителност и възможности за поддръжка, както и отговарящи на актуалните изисквания за интегриране към мрежата, предвид глобалната тенденция за въвеждането на „умни мрежи” за по-ефективно управление съобразно нуждите на потребителите. Актуална е тенденцията за повишаване чистотата на въздуха и замяна на замърсяващите производства с екологични източници на енергия, поради което замяната с нови ветрогенератори ще отговаря на съвременните изисквания.

Във всички европейски държави се стимулира замяната на старите съоръжения с нови по-ефективни ветрогенератори.

За да се случи това у нас е необходимо да се приложат нови мерки като:

Промени, допускащи участие в стандартни групи за балансиране.
Разходът за небаланс да бъде не по-висок от 1 лв/Мвтч, каквато е практиката в останалите европейски държави. България е на първо място по най-високи разходи за небаланс, значително по-високи от тези в други държави, който развиват възобновяема енергия.
Отпадане на такса достъп за производство на електрическа енергия от ВЕИ, както е за останалите производители.
Да се въведат насърчения при инсталиране на системи за съхранение на електрическа енергия, включително, като се предоставят нови преференциални цени за изкупуване.
Възможност за замяна на старите съоръжения с нови при 20-годишни договори за изкупуване.
Подобряване на преносната мрежа.
Създаване на ефективни условия за износ на електрическа енергия от възобновяеми източници.
Намаляване на институционалния натиск върху ВЕИ и инвестиране в подобряване на обществения имидж на ВЕИ, като осигуряващи здравословна и чиста околна среда и подобряване качеството на живот на обществото.

Предвид институционалния натиск и съпротива срещу екологичните производства на електрическа енергия в България, както и все още високата цена на ветрогенераторите и разходите за тяхната поддръжка и сервиз оценката за перспективи за навлизане на новите технологии на нашия пазар са за периоди не по-рано от 2035 г.

Хидроенергийни технологии

Според мнението на специализираните организации в областта по отношение на ВЕЦ трябва да се има предвид, че жизненият им цикъл е много дълъг - повече от 50 години, както и че разходите за експлоатация са ниски и не на последно място това, което е от съществено значение е че средно-претегленият разход за обществото на енергията, произвеждана от ВЕЦ е най-нисък в сравнение с останалите ВЕИ технологии – 87,6 лв./МВтч. Поради това може да се заключи, че ВЕЦ имат технологична възможност да продължат да произвеждат електроенергия при най-нисък разход за обществото, с подкрепата на адекватни мерки, които да подпомагат тяхната интеграция на пазара.

За да бъдат стабилизирани приходите от производство на електроенергия от ВЕЦ след изтичане на договорите с преференциално изкупуване следва да бъдат предвидени мерки, които в отчитат и подкрепят иновациите във възобновяемия сектор. Мерките следва да бъдат насочени в следните направления:

Насърчаване на максимално разумно интегриране на възобновяемите технологии, съобразено с технологичните спецификации на различните производства;
Продължаване на съществуващите или разработване на нови подходящи мерки, насърчаващи използването на пълния потенциал на ВЕИ.

Имайки предвид тенденцията за постигане на лидерство в областта на възобновяемите източници е важно да бъдат създавани условия за тяхното продължаващо развитие.

Безспорно приоритет трябва да бъде даван на рехабилитационните дейности. Конкретно по отношение на ВЕЦ това е значително по-разходоефективна алтернатива.

За да се реализират проекти от такъв вид, следвайки чисто пазарни принципи, без да се разглеждат в условията на съществуващите към настоящия момент преференциални договори за изкупуване на електроенергията, на първо място е необходимо да се обезпечи функционирането на конкурентен пазар на едро и интегриране на производителите на възобновяема енергия на същия. Интеграцията би имала съществени ползи за потребителите чрез повишена конкуренция, ликвидност и ефективност на пазара и съответно до понижение на разходите.

По отношение на времевия хоризонт – в зависимост от развитието на технологиите и движението на пазарните цени биха могли да се разгледат различни сценарии. Разглеждайки хипотеза, в която пазарните цени достигнат високи стойности, каквато не е ситуацията към момента, реализирането на една възобновяема централа на чисто пазарни принципи би могло да се случи в рамките на 5-7 години, като разбира се трябва да се има предвид същественото значение на размера на направената инвестиция. Във всички случаи обаче е необходимо да се предвидят адекватни механизми за подпомагане на малки производители.

Оценките са, че в рамките на следващите 20 години е по-вероятно да съществува миксирана система, но в зависимост от развитието на технологиите и по конкретно на системите за съхранение на енергия, би могло постепенно да се очаква децентрализиране на системата

Според ангажираните НПО се изразява позицията, че устойчивото развитие, прозрачното функциониране и ликвидността на конкурентен електроенергиен пазар на едро, може да се подкрепи въвеждайки съответните търговски платформи:

двустранни договори,
пазар в рамките на деня,
възможност за преобразуване на съществуващите договори за изкупуване на енергия във финансовия им еквивалент – Договор за разлика.

Биотехнологии

Този тип технологии обхващат най-широк кръг възможни приложения, както по отношение на използваните суровини, така и по отношение на методите за енергийно преобразуване.

Най-разпространените суровини са отпадни продукти от горското стопанство, земеделието, животновъдството, но и от индустриални производствени процеси или от битови отпадъци. Именно поради това този тип технологии често се свързват с концепцията за кръговата икономика и алтернативите за безотпадни процеси, които имат висока политическа подкрепа в рамките на ЕС.

По отношение на технологиите за преобразуване настоящите приложения обхващат методите на прякото изгаряне и методите за ниско термична или високо термична газификация.

Биогазът е горивен газ, който се получава при анаеробна ферментация на въглеводородни суровини. Съставът на биогаза зависи от редица фактори, като най-често е в границите:

Биогазът е смес главно от метан (50-70% v/v), въглероден диоксид (25-48% v/v) и примеси от сероводород (под 1% v/v), етан, азот, водни пари (общо под 5% v/v). Главната енергийна компонента на биогаза се дължи на метана. Ако се приеме, че съдържанието на метан в биогаза е 65% v/v, енергийното съдържание на биогаза ще бъде 26 MJ/Nm³. От този газ чрез ко-генерация се добиват до 50% електроенергия (от енергийното му съдържание), като остатъкът се оползотворява за отопление или задоволяването на други енергийни нужди (например, за производство на пара)

Основни суровини за добиването на биогаз чрез анаеробна ферментация са животинските торове (оборски, птичи, свински, овчи), активните утайки от пречиствателните станции за битови отпадъчни води и лигно-целулозните отпадъци от селското стопанство, горското стопанство, бита и промишлеността. Лигно-целулозните отпадъци обикновено се смесват с животински или се подлагат на предварителна обработка, за да станат годни за анаеробна ферментация.

През 2012-2015 г. в страната са инсталирани нови 12 инсталации за производство на биогаз. В момента има значителен интерес, включително инвеститорски за построяване на инсталации за производство на биогаз. Срокът на откупуване на инсталациите е до 10 години. Всяка година у нас остават неизползвани големи количества отпадъци от различни растителни култури – около 1 700 000 т/г царевични стъбла, 750 000 т/г слънчогледови стъбла, 40 000 т/г тютюневи стъбла и над 600 000 други растителни отпадъци.

От животински отпадъци

Съгласно националната статистика през 2016 г. са отглеждани 549 хил. говеда, 10 800 биволи, 599.9 хил. свине и 15 600 хил. птици, даващи годишно съответно:

от говеда – 3.13 Mt тор, с добив на биогаз 91.1 Mm³ биогаз или 0.658 TWh.
от свине – 0.780 Mt тор, с добив на биогаз 33.3 Mm³ биогаз или 0.240 TWh.
от птици – 0.390 Mt тор, с добив на биогаз 18.2 Mm³ биогаз или 0.131 TWh.

Общо – 1.022 TWh, от които до 50% се оползотворяват като електроенергия, т.е.

0.611 TWh.

От активни утайки (АУ) от ПСОВ

В ПСОВ на град София през 2016 г. са оползотворени чрез анаеробна ферментация всички АУ в размер на 673 720 m³ (със съдържание на сухо вещество 6%). Получени са 12 766 705 Nm³ биогаз. Нормата за добив на биогаз е 18.95 Nm³ биогаз/m³ АУ.

За гр. София за една година са произведени 93.6 GWh енергия или 46.8 GWh електроенергия (при 50% к.п.д.).

Ако приемем, че населението на София е 1.5 млн. жители, годишната норма на образуване на активна утайка ще бъде 449 l АУ/жител. Тогава за населението на България (7 млн. жители) ще се получи 7 000 000 х 0,449 = 3 143 000 m³ АУ/год. При норма 18.95 m³биогаз за 1 m³ АУ ще се получат годишно 18.95 х 3 143 000 = 59 559 850 m³ биогаз с енергийно съдържание 26 MJ/Nm³ или общо 59 559 850 х 26 = 1548.48 TJ или 0.430 TWh. При 50% к.п.д. при ко-генерация като електроенергия ще се получат 0.215 TWh годишно.

По отношение на производството на електроенергия от биогаз, произведен от животински отпадъци и активни утайки от ПСОВ като електроенергия се получават 0.825 TWh годишно, които представляват 1,8 % от електроенергията, произведена през 2016 г. в България.

Не бива да се пренебрегва топлинната компонента на добитата енергия, която ще води до икономия на други горива (въглища, мазут, природен газ, дърва) в размер на 2613.85 TJ или 62430 toe (тона петролен еквивалент).

В тези изчисления не са отчетени възможностите за използване на лигно-целулозните отпадъци от земеделието и горското стопанство, както и от производството на бира и биоетанол. Добивът на биогаз варира от 0.34 до 0.5 m³/t сухо органично вещество в растителната суровина. За общия принос на лигно-целулозата при добива на биогаз може да се говори след като се отчете консумацията за храна на домашните животни и участието й в екологичния баланс в природата. Може да се очаква двукратно повишаване на произведената електроенергия и съответно – на топлинната енергия.

Друг източник на биогаз са сметищата за твърди битови отпадъци (ТБО). В тяхната дълбочина се генерира биогаз със съдържание на метан между 55 и 65% об. Съгласно известните данни, добивът на метан от ТБО е около 110-160 nm³/t ТБО. Като се има предвид, че в България годишно се генерират около 3.2 млн. тона ТБО може да се пресметне, че ще се образуват 8х10⁸ nm³ сметищен газ с енергийно съдържание между 22 и 26 MJ/nm³, или ~4 TWh годишно (при пълно оползотворяване на ТБО). За сравнение събираемите количества сметищен газ от депата на по-големите градове в страната е около 40 млн. nm³/у.

Освен технологиите за производство на електрическа енергия използването на биомаса се свързва с бързото навлизане на химическите процеси в енергийното преобразуване. Такива са:

инсталации за регенерация на метанол при производството на биодизел;
инсталации за производство на висококачествен етилов алкохол и биоетанол (за горивна добавка).

Умни мрежи

Българската енергетика и икономиката ни като цяло могат да бъдат успешно позиционирани на европейския пазар чрез систематичните усилия в сферата на енергийната ефективност. Преминаването към по-интелигентни, по-гъвкави, по-децентрализирани, по-интегрирани, по-устойчиви, сигурни и конкурентни начини за предоставяне на енергия на потребителите, е ключова политика, която включва и използването на ВЕИ близо до консумацията.

Създаване на възможности за масово реализиране на почти нулево енергийни сгради чрез интегрирана в сградите фотоволтаика (BIPV), установявайки съвместни иновационни усилия между ФтВ сектора и ключови сектори на строителната индустрия.

Разработване на достъпни и интегрирани решения за акумулиране на енергия:

Преходът към нисковъглеродна енергийна система (включително при транспорта), се базира в голяма степен на възобновяемите енергийни източници, за което са необходими иновативни решения за акумулиране на енергия. ЕС акцентира върху ускоряване на цялостното интегриране в енергийната система на акумулиращи съоръжения на равнище домакинства, търговски обекти и доставчици на енергия. Акумулаторните батерии, водородните инсталации и други средства за съхранение на енергия (както мобилни, така и стационарни), са от решаващо значение в краткосрочен план за електрическата транспортна мобилност и имат много важна и системна роля при интегрирането и оптимизирането на потреблението на възобновяеми енергийни източници.

Научните изследвания в тази област ще отворят пътя за последващо промишлено производство, насърчаване на нови бизнес модели, по-нататъшно намаляване на разходите и растеж на работни места. Понастоящем, подкрепата на ЕС за научни изследвания и иновации е осигурена главно като част от дейностите за интелигентна енергийна мрежа в рамките на Европейския стратегически план за енергийните технологии (SET Plan) и в контекста на Съвместното предприятие „Горивни клетки и водород“.

Възобновяването на производството на батерии в Европа, залегнало в актуализирания Европейския стратегически план за енергийни технологии, е от съществено значение: то носи множество ползи по отношение на конкурентоспособността на промишлеността, ноу-хау, сигурност на доставките и дела на Европа в глобалните вериги на стойността. Изграждането на „батерийни складове“ в жилищните и обществените сгради ще увеличи капацитета за съхранение на енергия със съответните ползи за стабилността и гъвкавостта на електроенергийната мрежа. Съвместното предприятие „Горивни клетки и водород“, създадено през 2008 г. (7-ма Рамкова програма (7РП)) стимулира ускореното въвеждане на водородните технологии в бита и индустрията. Инициативата включва също така изследване на материали; хардуерно и софтуерно управление, регулиране и интегриране на устройства за акумулиране на енергия в енергийната система; свързване на интелигентни електроенергийни мрежи и акумулатори на превозни средства и усъвършенствани производствени техники. Тя цели и създаване на благоприятни пазарни условия за разпространение на акумулиращи системи. както към потребителите, така и към електроенергийната мрежа, включително и изграждането на връзки между електроенергийната мрежа, газовата мрежа и транспортната система, което е необходимо условие за електрическа транспортна мобилност и по-интегрирана система на градски транспорт.

Електрическите превозни средства от следващо поколение изцяло разчитат на иновативни инфраструктури и решения за презареждане, основани на авангардни акумулаторни батерии и нови видове задвижване. Разработването на по-евтини, по-леки, по-безопасни батерии, осигуряващи по-голям пробег, както и на по-бързи и лесни за ползване технологии и решения за зареждане, представлява приоритет за научните изследвания и иновациите в областта на транспорта, както и потенциално конкурентно предимство за европейския отрасъл за производство на транспортни средства. Водородната електромобилност (в начална пазарна фаза) има потенциал за интензивно навлизане поради експлоатационните си удобства – няколко минутно зареждане и дълъг пробег.

В рамките на Стратегическата програма за научни изследвания и иновации в областта на транспорта, е разработен първият дългосрочен стратегически подход за подготовка на бъдещата промяна на транспортната система чрез съчетаване на иновативни нисковъглеродни технологии, услуги за свързан и автоматизиран транспорт и интелигентна мобилност. Необходимо е обществено одобрение, а то ще бъде стимулирано от осигуряване на добра инфраструктура, съобразена с нуждите на потребителите.

Преодоляването на фрагментацията на развиващия се нов пазар на транспортни технологии с ниски емисии и ускоряването на внедряването им трябва да бъде подкрепено чрез различни политически лостове (преразглеждане на регламентите за определяне на стандарти за емисиите на парникови газове за леки и лекотоварни автомобили, преглед на Директивата за чисти пътни превозни средства), финансови лостове (финансиране от ЕИБ), както и чрез подход за специална платформа за по-добър обмен на информация и съгласуване на инвестиционните дейности.

Анализът на Рамковата стратегия за устойчив енергиен съюз за чиста енергия и пакетът от мерки, който в момента се реализира, показват, че иновациите са една ключова област, в която конкретните дейности могат да се засилят в краткосрочен план. В момента текат интензивни процеси на реализиране на пакета от документи. ЕС фокусира своето финансиране в областта на научните изследвания и иновациите чрез програмата „Хоризонт 2020“ и създава и използва механизми за реализиране на политиките за стимулиране на частните инвестиции в научни изследвания, за да се насърчи и ускори преходът на новите нисковъглеродни технологии от лабораторията към потреблението им в бита и индустрията. Публично-частните партньорства в областта на научните изследвания, съвместните технологични инициативи (“Горивни клетки и водород”, “Чисто небе” и др.), както и договорните публично-частни партньорства като Инициативата за екологосъобразни превозни средства, са важен източник на нови инвестиции в резултат от научните изследвания и развойната дейност, финансирани съвместно с индустрията. Над 2 млрд. евро от работната програма на „Хоризонт 2020“ за периода 2018-2020 г. ще бъдат насочени за подпомагане на научно-изследователски и иновационни проекти в четирите приоритетни области.

Развитието на споменатите два важни икономически сектора – електромобилност и съхранение на енергия от възобновяеми енергийни източници, ще допринесе за изпълнението на европейските цели в областта на енергийната ефективност и ще има благоприятно отражение върху работата и управлението на енергийната система. Очаква се тази нова индустрия до 2021 г. да осигури 900 000 нови работни места в Европа (SWD (2016) 405).

Пътят към чиста енергия и декарбонизирана Европа е трасиран – превръщането на възобновяемите енергийни източници в основен ефективен източник за производство на първична енергия и генериране на електроенергия чрез нови технологии от следващо поколение, включително и потенциално революционни и пълното интегриране на устройства за акумулиране и конверсия на енергия (химични, електрохимични, електрически, механични и топлинни) в енергийната система ще осигури прехода към нисковъглеродна икономика.

За момента най-ефективната конверсия е електрохимичната, като се прилагат два основни подхода за съхранение на енергия от ВЕИ:

в батерии - подход, който има дългогодишна силна индустрия
съхранение под формата на водород, произведен чрез електролиза на вода с енергия от ВЕИ – подход, който е в интензивно предкомерсиално развитие, с потенциал да се превърне в основата на нисковъглеродната енергетика.

И двата подхода са свързани с използване и развитие на високотехнологични съоръжения, които решават конкретни икономически проблеми.

Системата литий-въздух, по която се работи много интензивно в световен мащаб, се очаква да навлезе на пазара към 2050 г.

За да отговарят на бъдещите изисквания на автомобилостроителите и енергетиката (в периода 2030-2050 г.), оловните акумулатори трябва да бъдат усъвършенствани с цел подобряване на функционалните им характеристики. Трябва да се постигне значително повишение на специфичните енергийни (Wh/kg) и мощностни характериски (W/kg) и подобряване на цикличната устойчивост, като същевременно се запази или понижи себестойността на батерията.

Изискванията и очакванията в развитието на оловните акумулатори е към 2030 г. да постигнат: специфична енергия 60-100 Wh/kg (и 140-250 Wh/L); специфична мощност 800 W/kg (и 1100 W/L); циклична устойчивост >3000 цикъла при 80% дълбочина на разряда, динамична възприемчивост на заряд 2 А/Ah; стабилни характеристики през целия експлоатационен живот; понижение на теглото (до 20%); работни температури в интервала от -30 до +60 оС, цена в границите 100-150 Euro/Wh (0.04-0.08 Euro/(Wh cycle)).

За да се постигнат тези изисквания към оловните акумулатори, трябва да се осъществят фокусирани мащабни научни изследвания, които да доведат до иновативни решения, подобряващи технологията на производство на оловните акумулатори.

Прогнозите са именно този сегмент от оловно-киселинните батерии да нараства с най-бързи темпове, като до 2025 г. се предвижда ръст на годишна база с над 7%. Прилагането на батерийни мрежи за жилищни сгради също бележи растеж, но като се вземе предвид спецификата и ценовите различия в различните райони на света, растежа на този сегмент бележи по-нисък ръст от 2.7% годишно.

Водородна енергетика

Водородът е определян като енергиен вектор на бъдещето. Водородната икономика, базирана на водородната енергетика, бе обявена за икономиката на XXI век. През този век въглерод-базираните горива (въглища, нефт, а по-късно и природен газ) трябва да бъдат заменени с водорода, който безспорно е най-добрата алтернатива на въглеродните горива от екологична гледна точка, тъй като единственият продукт от изгарянето му е вода, т.е. той затваря един цикъл „от вода до вода”. Водородът – най-разпространеният елемент във вселената, може да се получи чрез електролиза на вода при използване на енергия от ВЕИ и да се съхранява за неограничен период от време. Той намира огромно приложение в индустрията и благодарение на съвременните иновативни технологии може да се използва във всички отрасли на икономиката, в т.ч. за ре-електрификация с помощта на електрохимични устройства, наречени горивни клетки. Така темата „Горивни клетки и водород“ (ГКВ) става ключова за прехода към „зелена” енергия.

Водородната енергетика е във фаза на комерсиализиране – редица продукти излизат на пазара и започват да доказват своята добавена стойност и принос за опазване на околната среда. За ускоряване на този процес чрез интегрирани усилия се консолидира сътрудничеството на над 60 Европейски общини и региони, поемайки ангажимент да съдейства за реализирането на икономически съобразено въвеждане на водородни технологии според регионалните интереси, нужди и възможности, осигурявайки най-благоприятни бизнес модели и сътрудничество с фирми-производителки.

Дейностите са насочени към 2 основни ниши на приложение на водородните технологии:

транспорт – сухопътен (от велосипеди до автобуси и камиони); индустриални транспортни средства; морски, речни и въздушни превозни средства;
стационарни приложения: производство (в т.ч. и съхранение) на водород с използване на енергия от ВЕИ (електролиза, био-водород) за различни цели – индустриални, гориво за транспорт, метанизиране на СО₂, ре-електрификация, интелигентни електрически мрежи, добавка към природен газ, автономно енергийно захранване, електро- и топлозахранване за битови и индустриални цели.

Комерсиализирането на водородните технологии напредва бързо в северозападна Европа. Страните от бившата „Източна Европа” все още не участват в демонстрационни проекти, макар че някои от тях (Чехия, Словения, Полша) вече изграждат национална стратегия.

Инвестиции за промяна на инсталираните мощности

При анализа на възможностите за подмяна на съществуващите ВЕИ мощности и добавяне на нови такива в периода след 2022 г., за да се осигури изпълнението на заложените Национални цели, следва да се оцени тяхното място в рамките на напълно либерализиран пазар.

Позицията на ЕК е, че постепенно всички преференциални условия на електроенергийния пазар следва да отпаднат и след 2020 година „енергийната“ и „мрежовата“ компоненти в цените следва да са водещи.

Въпреки че себестойността на произведената електрическа енергия от различните видове електрически централи е основен критерий за тяхното съпоставяне при прогнозиране на електроенергиен микс, очакванията за ниво на крайните цени на електрическата енергия играе съществена роля за моделиране на микса.

Счита се, че крайни цени над 130 евро/МВтч предпоставят активната роля на ВЕИ при задоволяване на нуждите от електрическа енергия в ЕС при конкурентни пазарни условия. На фиг. 5 и 6 са представени оценките на ЕК са ръст на крайните цени и на цените за активна електрическа енергия.

Фигура 5

Фxxxxx 0

Покачването на цените, особено в сегмента на активната електрическа енергия, посочено на фиг. 6, ще се дължи до голяма степен на политически решения за подкрепа на пазара на Въглеродни емисии (ETS). За сравнение на фиг. 7 са показани текущите нива на пазарни стойности на активна електрическа енергия.

Фигура 7

У нас текущите крайни цени от 80 евро/МВтч показват значително разминаване с общоевропейското пазарно моделиране.

Изводът за България е, че пазарното проникване на нови ВЕИ централи може да се очаква при значително намаляване на техните инвестиционни разходи, т.е. при излизане на пазара на нови технологии.

Трендове на основни технологии

Политиките за насърчаване на определени технологии или производства, водят до модифициране на микса от генериращи мощности в устойчиви периоди от 20-30 години. Пример за устойчиво позициониране на различни технологии е представен на фиг. 8, която представя връзката между политически събития и финансирането на нови електрически централи по видове в страните от ОИРС.

Фxxxxx 0

Основният въпрос за нас е до каква степен инерцията при подпомагане на инвестициите в сектора на възобновяемата енергия, може да се очаква, че ще доведе до промяна на средата за изграждане на нови ВЕИ централи у нас.

Референтния сценарий на ЕК от 2016 г. прогнозира производствена цена за електрическата енергия от слънчеви централи за периода след 2020 година в диапазона 60-80 евро/МВтч, а за вятърни централи – 70-90 евро/МВтч. В своята прогноза за енергийното развитие в света от 2017 г. Бритиш Петролиум посочва, че след периода на стръмно намаление на цените на електрическата енергия, произвеждана от слънчеви централи в периода 2025-2035 г. тя относително ще се задържи в диапазона 40-80 дол/МВтч, а за вятърните централи диапазонът е 35-55 дол/МВтч. На фиг. 9 са представени оценки от проучване на ценовите равнища за Франция, които онагледяват същите тенденции на запазване на ценовите равнища за сегашните технологии.

Данните от различни проучвания показват, че етапът на стремително намаляващи производствени цени за основните видове ВЕИ централи – слънчеви и вятърни, вече отминава и цените им ще се променят в едни ограничени диапазони. Анализите насочват заключенията си към това, че необходимият ръст на ВЕИ при производство на електрическа енергия в Европа ще бъде подкрепен от покачващите се крайни цени и при условията на ограничаването на предоставяне на изключителни условия при за тях.

Потенциалът за продължаващо намаление на цените за индустриални или автомобилни батерии (акумулатори) остава, но също не е толкова стръмно, както до сега. Тяхното влияние върху енергийните прогнози е в две направления – увеличаване на консумацията във връзка с навлизането на електромобили, и улесняване на интегрирането на слънчевите централи в енергийните системи.

Фxxxxx 0

Изследване на обратната връзка

Новите технологии, основно онези свързани с ВЕИ, имат водещо значение при промяната на начините и организацията на енергийно потребление при потребителите.

В тази група попадат:

акумулатори;
СМАРТ системи
фотоволтаици за собствена консумация и други

Наблюдателите на енергийните пазари допускат сценарии на развитие, при които тези технологии водят до промени в потреблението в две противоположни посоки – увеличени на консумацията от мрежата (свързано основно с електромобилите, но и с увеличение на отоплението на електрическа енергия) и намаление на консумацията от мрежата (свързано основно с възможностите на децентрализираните системи).

На настоящия етап се приема сценарий с умерено влияние, поради това, че българската икономика и потребители имат висока енерго интензивност, която е предпоставка за догонващо подобрение.

В тази връзка се отбелязва, че в периода след 2008 година дела на климатиците в бита и услугите силно нарасна и измени летния профил на потребление (вж. фиг. 10).

Този факт е показателен в две направления:

А. Нови масови продукти имат потенциала да влияят на профила на консумацията, и

Б. За да е значимо това влияние, новите технологии трябва да имат широко навлизане сред потребителите.

Фxxxxx 00

В случая с климатиците оценките са, че тяхната достъпност се определя от стойността на инвестицията.

Приложение II.3

Оценки на значими финансови фактори, определящи производствена себестойност и крайни цени на електрическата енергия у нас

Обхват на Приложение 3 към дейност II

В рамките на дейност III е изготвен задълбочен анализ и прогноза за равнищата на борсовите цени у нас и в региона, който е основан на пазарните принципи на търсенето и предлагането. Този анализ е отчетен и в дейност II, като в тази част е направена оценка на икономическите фактори за основните централи у нас с цел да се направи сравнение с прогнозираните пазарни интервали на движение на цените. Тази оценка е отнесена към разглежданите централи и групи централи, за които е представена информация за ценообразуващите елементи и калкулации за определяне на доверителна оценка за производствена себестойност. Оценката следва резултатите от анализа на структурните разрези и оценките за участието на съществуващите мощности в покриването на вътрешното потребление на база на техните технологични особености.

Оценка на основни икономически фактори

Основните фактори, които влияят върху конкурентността на отделните генериращи мощности, са:

промяна на цените за СО2 емисии;
разходи за модернизация на съществуващи централи в отговор на завишени екологични или свързани с безопасността изисквания;
инвестиционни разходи за нови централи;
разходи за горива, особено за централи на природен газ или биомаса.

Тук са представени допусканията и оценките, използвани за прогнозиране на производствените себестойности.

2.1. Прогноза за цени на СО2 емисии

Търговията с въглеродни емисии (ETS) се разглежда от ЕС като един от основните инструменти за постигане на целите за ниско-въглеродна икономика към 2050 г. Чрез този инструмент се цели постепенното увеличаване на производствените цени за горивните инсталации, които работят с въглища и тежки нефтени фракции, и в по-малка степен на тези, работещи на газ. Същевременно се очаква повишаване на цените на електрическата енергия за крайно потребление, което да благоприятства реализация на проекти с нови нисковъглеродни технологии и за енергийна ефективност.

Ценовото отражение на тези планове се вижда ясно в проекциите, заложени в референтния сценарий на ЕК от 2016 г. [1] (вж. фиг. 1 и 2).

Фигура 1

Прогнози за ценови трендове на ЕК

Фигура 2

Прогнози за ценови трендове на ЕК

На съществено различна позиция са прогнозите, подготвяни от оператори на електрически централи, които използват въглища за енергийни нужди. Типичен пример за това е прогнозата на ТЕЦ Марица изток 2, която предвижда запазване на сегашните цени до 2020 г., а след това – плавен ръст с около 2% годишно. Според тази прогноза, към 2030 г. цените на СО2 емисии са около 6 евро/тон, а към 2040 г. – 7.3 евро/тон.

Освен че тези дружества са заинтересовани да предвиждат нисък ръст на цените за СО2 емисии, което подобрява очакванията за тяхната пазарна устойчивост, тези прогнози се основават на оценката на текущото състояние на ETS пазара, който стои на минимални нива от 4-6 евро/тон в последните години.

Това състояние на ETS пазара, стартиран през 2005 г., е обусловено от финансовата криза от 2008 г., намалената консумация на електрическа енергия и текущото състояние на наличие на голям брой резервни мощности. Така общото понижение на цените на електрическата енергия на едро и наличието на големи обеми безплатни квоти за СО2 емисии доведоха до разминаване на прогнозите на ЕК и пазарните реалности.

Тези фактори вече са преоценени и са предвидени коригиращи мерки, които включват ограничаване на правата за безплатни квоти за СО2 емисии, които се отпускат на държавите-членки след 2020 г., както и значително по-агресивна политика за налагане на технически ограничения за работа на големите горивни инсталации, емитиращи замърсяващи среди.

Тук е мястото да се отбележи, че на ниво ЕС, политиката за борба с климатичните промени, опазването на околната среда и въвеждането на пазарни принципи, продължава да има силна подкрепа на по-голямата част от държавите-членки.

В търсене на алтернативни оценки и прогнози за развитие на ETS пазара е направен преглед на редица други анализи на перспективите за развитие в областта на енергетиката – Международната енергийна агенция[2], Световна банка[3], Световния енергиен съвет[4], проучвания, възложени от ЕК[13], и проучвания на частни организации (British Petroleum[5], J. P. Morgan[6], CEDIGAZ[7]).

По отношение на оценките за ценови равнища на СО2 емисии, прогнозите се различават, но всички показват очаквания за по-голям или умерен, но не и нисък ръст. Общото във всички проучени перспективни анализи са очакванията за промяна в сектора на електропроизводството, при която основна роля ще играят възобновяеми и нисковъглеродни генериращи мощности към 2050 г. Важен акцент е, че анализите за перспективните насоки за развитие на големи корпорации и банкови институции насочват акционерите към политики за опазване на околната среда, които съществено ще влияят на възможностите за развитие на традиционни енергийни мощности в бъдещето.

Най-ясно се виждат проекциите на очакванията за радикално намаляване на емисиите на СО2 в прогнозите на МЕА[2] (вж. фиг. 3).

Фигура 3

Прогнози за трендове на намаляване на СО2 емисиите

При обсъждане на алтернативите за изменение на цените на СО2 емисии в рамките на проекта се отчита високата степен на несигурност при прогнозирането, съпроводена с ясните политически намерения за следване на нисковъглеродна политика.

Диапазонът на прогнози за цени на СО2 емисии се разполага между двете крайности – прогнозата на ЕК и прогнозата на въглищните централи (вж. фиг. 4).

Фигура 4

Прогнози за ценови трендове на ЕК

Източник: БАН.

Историческият преглед показва, че въвеждането на политиките за изместване на въглищата като доминиращо гориво за производство на електрическа енергия, досега не се прилагат с очакваната скорост. От друга страна, подготвяните промени в регулациите на европейско ниво предполагат ускорено повишаване на цените на СО2 емисии след 2020 г. Последното е вероятно да бъде съпроводено с активизиране на подкрепата за чистите технологии на корпоративно ниво, което допълнително ще засили ефекта, и като резултат ще доведе до експоненциално увеличаване на цените до 2030 г. Следвайки логиката за инертност, породена от обратната връзка с цените за крайни консуматори, след по-стръмното изменение на цените на СО2 емисиите, след 2030 г. може да се допусне период на по-умерен тренд на растежа.

За избор на най-вероятна средна цена на СО2 емисиите към 2030 г. е приета прогнозата, изготвена от Международната асоциация за търговия с емисии[8] (International Emissions Trading Association) и базирана на допитване до 135 индустриални компании. Тази прогноза посочва като очаквана цена на СО2 емисиите ниво от 18 евро/тон.

Въз основа на горните допускания се достига до междинната крива за изменение на цените на СО2 емисии, която е в основата за развитие на моделите по проекта, зоната между прогнозата на ЕК и минималната прогноза определя диапазонът за изменение на цените за въглеродни емисии.

2.2. Допускания за отразяване на разходите за модернизация на съществуващи централи в отговор на завишени екологични или свързани с безопасността изисквания

За прогнозиране на другия съществен икономически фактор основно е акцентирано върху инвестиции за постигане на по-високи цели при опазване на околната среда при ТЕЦ, тъй като наскоро бяха гласувани нови норми за емисиите от димните газове на ТЕЦ, за което потенциално ще са необходими нови разходи, и които тепърва ще бъдат обект на оценка от операторите. Поради липса на окончателни данни от основните централи за разработване на прогнозите е използван подхода на мащабиране на наличните оценки. За база са взети предварителните оценки за минимален и максимален сценарий за разходи за привеждане към новите изисквания на ТЕЦ Марица изток 2.

Оценките на Дружеството към момента са, че при необходимост от частична модернизация разходите за реконструкция и модифициране на съществуващите СОИ и подмяна на димните вентилатори, с оглед постигане на изискванията за концентрация на серен диоксид, е необходимо финансов ресурс в размер на 300 млн. лв. За въвеждане на мероприятия за постигане на изискванията за концентрация на азотни окиси е необходимо финансов ресурс в размер на 22 млн. лв., а за очистване на димните газове от живак (в трите му форми) – 40 млн. лв. Предвидено е общата инвестиция от 362 млн. лв. да се реализира до 2024 г. и да се възстанови до 2034 г.

Тази оценка на Дружеството е приета за отразяване на минималния вариант за допълнителни финансови разходи във връзка с приемането на Референтния документ за най-добри налични техники за ГТИ.

За отразяване на параметрите на максимален вариант за допълнителни финансови разходи във връзка с приемането на Референтния документ за най-добри налични техники за ГТИ е приета оценката на Дружеството за извършване на мащабна реконструкция, основно свързана с изграждането на изцяло нови СОИ и подмяна на димни вентилатори. Необходимият финансов ресурс в този случай се оценява на 1350 млн. лв.

На база на анализа на съотносимото състояние на съоръженията за очистване на димните газове при другите централи на въглища са въведени корекционни коефициенти за привеждане на икономическите параметри към конкретен случай. Основа за оценка на съотносимо състояние на съоръженията в други централи са данните за емисии, детайлно изложени в Приложение II.2.

2.3. Други фактори

За отразяване на влиянието на инвестиционни разходи за нови централи на възобновяеми източници се прилага подхода за използване на референтни данни[1] по отношение на оценките за ВЕИ централи.

По отношение на други анализирани алтернативи е направен конкретен анализ, както е в случая с нова ядрена централа, разгледан в рамките на дейност V, или по отношение на работа на съществуващи централи, но с променена горивна база, както е показано в рамките на дейност II.

Разходи за горива са разгледани диференцирано, като най-голямо влияние този фактор има при централи на природен газ или биомаса.

Промяната на цената на лигнитните въглища отразява бизнес прогнозите на ТЕЦ Марица изток 2, а цената на ядреното гориво – по прогнози на международни източници.

Оценка на производствена себестойност

Оценката се базира на данни за отделни производители и се използва за формиране на средна производствена себестойност на електрическата енергия за вътрешен пазар.

За групиране на разходите на производителите в максимална степен са използвани подходите, залегнали в Наредба 1 от 2017 г. на КЕВР за регулиране на цените на електрическата енергия и свързаните с нея указания за образуване на цените на електрическата енергия.

На тази основа производствена цена (ПЦ) на отделните генериращи мощности (отделната централа или група централи) по елементи на разходите и при определена индикативна използваемост се изчислява по следната формула:

ПЦ_{(лв/МВтч)} = УПР + ПР + ИР,

където

УПР – условно постоянни разходи, включващи разходи за ремонт, амортизация и други (лв/МВтч); разходи за персонал (лв/МВтч);
ПР – производствени разходи, включващи гориво за производство (лв/МВтч); СО₂ за ТЕЦ и фондове за АЕЦ (лв/МВтч); други – такси, данък 5% (лв/МВтч);
ИР – инвестиционни разходи, включващи финансови разходи за подобрения или нови ЕЦ.

От така изчислените производствени цени на отделните централи или група централи се изчислява средна производствена цена към определена година.

СПЦ_{(лв/МВтч)}= ПЦ_{(лв/МВтч)}Х КПЕ _(ГВтч)/ ОКПЕ_(ГВтч),

където

ПЦ_{(лв/МВтч)}– производствена цена на отделната централа или група централи;
КПЕ _(ГВтч)– количество продадена енергия от отделната централа или група централи през съответната година;
ОКПЕ_(ГВтч)– общо количество продадена енергия през съответната година.

Оценката е разработена в две стъпки – (1) определяне на текуща производствена цена на пазара у нас, и (2) развитие на прогнози за цена на електрическата енергия на пазара у нас на петгодишни периоди.

Крайната цена за клиенти, която се използва за анализите в рамките на дейности VI и VII, се изчислява по следната формула:

КЦК_{(лв/МВтч)}= СПЦ_{(лв/МВтч)}+ ЦДПЕМ_{(лв/МВтч)} + ЦДПРМ _{(лв/МВтч)}+ РДЗЗ_{(лв/МВтч)} + ДА_{(лв/МВтч)},

където:

СПЦ_{(лв/МВтч)}– средна производствена цена;
ЦДПЕМ_{(лв/МВтч)}– цена достъп и пренос през електропреносната мрежа (дължи се от всички потребители у нас), включва поддържането на електропреносната мрежа, развитието й, както и разходите за закупуване на електрическа енергия за технологични разходи, разходи за студен резерв и допълнителни услуги. Заедно с производствените цени и предоставяне на системни услуги по балансиране, включително разходите за ПАВЕЦ в помпен режим, тези разходи формират пазар на едро.
ЦДПРМ_{(лв/МВтч)}– цена достъп и пренос през разпределителна мрежа на средно напрежение или ниско напрежение, включва поддържането на електроразпределителна мрежа, развитието й, както и разходите за закупуване на електрическа енергия за технологични разходи и допълнителни услуги.
РДЗЗ_{(лв/МВтч)}– разходи, свързани със законови и договорни задължения за изкупуване на електрическа енергия, класифицирани като „задължение към обществото – заплащат се от всички крайни клиенти, като част от индустриалните клиенти имат възможност за намаляване на тежестта, свързана с разходите за енергия от възобновяеми източници.
ДА_{(лв/МВтч)}– данъци и акцизи.

Икономическите параметри, които се отчитат при формиране на отделните елементи на прогнозната производствена себестойност, са:

инфлационните индекси – референтна стойност, прогнозирана в дейност I, в размер на 2.07% годишно;
приоритетно са използвани прогнозни данни за базови цени от EU Reference Scenario 2016, Energy, transport and GHG emissions (референтен сценарий за ЕС) Trends to 2050;
горивна компонента при централите на местни въглища и уран е прогнозирана при диференциран подход – за местните лигнитни въглища са приети оценките на ТЕЦ Марица изток 2, а промените на цените на урана са отразени чрез задаване на плавно покачване на цената на свежо ядрено гориво за АЕЦ Козлодуй от 1% годишно;
разходи за СО2 емисии – разработена е доверителна прогнозна оценка за нуждите на проекта, на база на обработката на публикувани прогнози на реномирани организации;
инвестиционни разходи за нови централи (основно ВЕИ централи), на база на Референтния сценарий 2016 за ЕС;
инвестиционни разходи за модернизация на съществуващите централи – използвани са исторически данни или прогнози на производители (основно ТЕЦ и АЕЦ).

Текущата производствена цена у нас е определена за 2016 г., тъй като в периода 2013-2015 г. бяха внесени съществени законодателни и нормативни промени при ценообразуването в сектора, които в съвкупност се проявяват през 2016 г. Редица оценки сочат, че за 2016 г. т.нар. тарифен дефицит е сведен до нула (включително в доклада на СБ), т.е. системата се характеризира с ценово балансиране. Това е и годината, в която започва работа „Българска независима енергийна борса” ЕАД с платформа „ден-напред“, която също се използва за определяне на референтна базова цена на пазара.

Резултатите от тази оценка са представени в табл. 1.

Таблица 1

Текущи продажни цени/себестойност

Централа/Група централи	Инст. мощност, МВт	Продажби 2016 г. ГВтч ел.	Продажна цена лв/МВтч	Себестойност/Тарифи*, лв/МВтч
АЕЦ Козлодуй	2080	14933	61	55
ТЕЦ МИ2	1610	7037	72	85
ТЕЦ МИ3	908	3606	120	89
ТЕЦ МИ1	686	2900	172	97
Други ТЕЦ	800	2018	109
ВЕЦ на НЕК	2750	3063	70	66
ВЕЦ над 10 МВт	160	626	100
ВЕЦ под 10 МВт	268	861		160*
ТЕЦ Заводски	848	419		137*
ТЕЦ Топлофикационни	760	1948		133*
Група ВтЕЦ	700	1390		185*
Група ФЕЦ	1040	1340		491*
Група БиоЕЦ	66	280		336*
Общо цена на микса				111,2

Забележка: Калкулираната текуща производствена цена на пазара у нас в размер на 111.2 лв./МВтч трябва да се съотнася към оценките за цена на активна електрическа енергия на свободен пазар (73 лв./МВтч за 2016 г.) и цената на добавката ЗО (37 лв./МВтч за 2016 г.).

Източник: ЕСО, оценки на БАН.

По отношение на формиране на горната производствена себестойност за 2016 г. са направени следните допускания:

За формиране на стойности по групи разходи в табл. 2 за следните дружества са използвани данни от бизнес план и отчети за 2016 г. – АЕЦ Козлодуй, ТЕЦ Марица Изток 2.
За формиране на стойности по групи разходи в табл. 2 за следните дружества са използвани данни от ценово заявление на НЕК за 2017 г. – НЕК, ТЕЦ Марица Изток 1, ТЕЦ Марица Изток 3 и от финансовите им отчети за предишни години.
Следните данни са използвани от ценово заявление на НЕК за 2017 г. – текуща цена за СО2 емисии, работа на ПАВЕЦ в помпен режим, цена за изкупуване на ел. енергия от високоефективно производство (ЗТЕЦ и ТфЕЦ), тарифи за ВЕИ производители.
За следните групи централи са използвани като референтни данни от ценови решения на ДКВЕР за 2014 г. – ТЕЦ Бобов дол (използвани за други кондензационни централи) и ВЕЦ Пиринска Бистрица към 2014 г. (използвани за други ВЕЦ над 10 МВт).
Техническите параметри на ЕЦ са определени на база на отчетни данни, обработка на статистически данни и данни от 10-годишните планове на ЕСО, които подробно са представени в приложения II.1 и II.2.

От табл. 1 се вижда, че част от дружествата формират производствена цена, надвишаваща средната пазарна за страната. В тези случаи става дума за изкупуване на електрическата енергия по цени, определени в договори за преференциални условия.

За изследване на динамиката на ценообразуващи фактори за основни енергийни дружества, формиращи над 70% от доставките за пазара, е изготвена по-детайлна разбивка за определяне на себестойност (вж. табл. 2).

Таблица 2

Оценки за себестойност при производител

Данни за 2016 г. Централа/ Група	Условно постоянни		Променливи разходи			Финансови параметри
Данни за 2016 г. Централа/ Група	Ремонт, амортизация, други лв/МXxx	Xxxxxxxx, лв/МВтч	Гориво за производство, лв/МВтч	СО₂ за ТЕЦ и фондове за АЕЦ) лв/МВтч	Други р-ди, такси, 5% за ФСЕС лв/МВтч	Финансови разходи или за нови ЕЦ, лв/МВтч	Продажна цена лв/МВтч	Себестойност/ Тарифи*, лв/МВтч
АЕЦ Козлодуй	18.2	12	10.5	12.4	1.3		61.0	54.40
ТЕЦ МИ2	19.4	13.5	33.9	10.85	7.5		72.0	85.15
ТЕЦ МИ3	27.3	8.3	33.0	14.0	7.4	30.3	120.0	120.30
ТЕЦ МИ1	25.0	7.1	31.5	16.0	21.1	72.0	169.0	172.70
ВЕЦ на НЕК	29.4		36.7				70.0	66.10

Източник: оценки на БАН по данни от КЕВР.

Трябва да се посочи, че при ползване на различни публично достъпни източници по въпросите на ценообразуване в електроенергетиката, се достига до различна информация. Това се дължи на различните периоди на разглеждане (регулаторна година, финансова година), различните формати на отчет (финансови отчети, регулаторни отчети), различните сегменти по отчет (регулиран пазар, тарифиране, свободен пазар), както и различните допускания за производство при прогнозиране на участието на ЕЦ на пазара. Използваните тук данни са съпоставени с индивидуални финансови модели за основни централи за оценка на доверителния интервал, което е отразено в отчета по дейност II.

На следваща стъпка са разработени прогнози за производствена стойност за изследваните периоди.

Основните тенденции, определящи промените в техническите параметри за централите или групите централи, са:

промяна в търсенето на електрическа енергия – на настоящия етап на вътрешния пазар не се прогнозира повишаване на потреблението, но в региона има условия за повишено потребление;
промяна в разполагаемите електрогенериращи капацитети – основните допускания са, че към 2030 г. единствените централи, работещи с въглища, са ТЕЦ Марица изток 1, 2 и 3, от друга страна, предвижда се повишаване на инсталираните мощности и ефективността на ВЕИ централите и се отчита повишения капацитет в АЕЦ Козлодуй и ПАВЕЦ;
прието е, че с умерен темп ще продължи изграждане на малки ВЕЦ и БиоЕЦ, а засилено въвеждане на нови ВЕИ на вятър ще има от 2025 г., а на слънце – от 2030 г.;
прието е, че към 2030 г. ще бъде постигната цел за ВЕИ от 27%, но при внедряване на нови технологии и без тарифна подкрепа;
прието е, че подкрепата за централите с комбинирано производство ще продължи, но тези, които сега използват въглища, постепенно ще преминат към гориво природен газ.

Икономическите параметри, които се отчитат при формиране на отделните елементи на прогнозната производствена стойност, са:

инфлационните процеси – референтна стойност от дейност I в размер на 2.07% годишно;
приоритетно са използвани прогнозни данни за базови цени от EU Reference Scenario 2016, Energy, transport and GHG emissions (референтен сценарий за ЕС) Trends to 2050;
горивна компонента – за различните централи и горива има диференциран подход, както е посочено по-нататък;
разходи за СО2 емисии – допусканията са вече разгледани;
инвестиционни разходи за нови централи (основно за ВЕИ централи);
инвестиционни разходи за модернизация на съществуващите централи (основно ТЕЦ и АЕЦ).

Тъй като наскоро бяха гласувани нови норми за емисиите от димните газове на ТЕЦ, за това потенциално ще са необходими нови разходи, и те тепърва ще бъдат обект на оценка от операторите. Независимо от това в прогнозите са отразени данни, които са на разположение на този етап.

Ключова за прогнозните анализи е 2030 г., тъй като дотогава основна част от централите, работещи по гарантирани договори за изкупуване, трябва да работят на свободния пазар, т.е. въпросът за това дали са устойчиви на пазара е релевантен към този период. Това е и периода, в който се очаква постигане на по-високи цели за производство на електрическа енергия от ВЕИ, т.е. въвеждане на нови централи от този тип.

По отношение на формиране на прогнозна производствена цена са направени следните допускания:

Инфлационният фактор се прилага за условно постоянни и други променливи разходи, но не и за разходи за гориво, СО2 емисии и инвестиционни разходи.
Залага се минимален ръст на горивните разходи за лигнитни въглища, както е прогнозата на ТЕЦ Марица изток 2, а за стойността на ядреното гориво се приема ръст от около 1% годишно, което съответства на референтния сценарий за ЕС.
За прогнозите за природния газ са приети тези на Световна банка[11], както в дейност III, но се отчита, че тези оценки имат висока неопределеност.
Поради високата неопределеност на прогнозите за цени за СО2 емисии е разгледан основен вариант с висок ръст на цените, което съответства на референтния сценарий за ЕС [1], и се изследва чувствителността на резултата при други допускания, приети от дейност III.
Инвестиционните разходи за нови ВЕИ централи се отчитат на база МВтч, в съответствие с референтния сценарий за ЕС[1] (фиг. 11 за 2030 г.: ФЕЦ 70 евро/MWh, ВтЕЦ 80 евро/MWh, МВЕЦ 80 евро/MWh), като се отчита, че те ще предлагат електрическата енергия на свободен пазар (тези прогнози са за по-високи цени от други, като прогнозите на Cambridge Economic Policy Associates[15]).
Инвестиционните разходи за повишаване на безопасността в АЕЦ Козлодуй са отчетени, като е заложено към 2030 г. осъществяване на следваща програма за модернизация.
Инвестиционните разходи в ТЕЦ за постигане на по-високи норми на очистване на димните газове са отразени на база на предварителните оценки и комуникации с операторите, но трябва да се актуализират, след получаване на окончателните оценки. Показаната оценка е на база на прогноза за „дълбоки” разходи за подобряване на условията за работа ТЕЦ Марица изток 2 и мащабирани за другите въглищни централи.

Резултатите от тези оценки са представени в табл. 3 и 4, аналогично на табл. 1 и 2.

Таблица 3

Прогнозни продажни цени/себестойност

Централа/Група централи	Инст. мощност, МВт	Прогнози 2030 г., ГВтч ел.	Себестойност/Тарифи*, лв/МВтч
АЕЦ Козлодуй	2200	15200	80.95
ТЕЦ МИ2	1610	8000	146.88
ТЕЦ МИ3	908	5600	145.01
ТЕЦ МИ1	686	4300	138.73
Други ТЕЦ	800	-
ВЕЦ на НЕК	2750	3280	88.07
ВЕЦ над 10 МВт	160	626	146.00
ВЕЦ под 10 МВт, от 2016	268	861	160.00*
ВЕЦ под 10 МВт, нови	268	861	160.00
ТЕЦ Заводски	848	419	155.00*
ТЕЦ Топлофикационни	760	1948	155.00*
Група ВтЕЦ, от 2016	700	1390	185.00*
Група ВтЕЦ, нови	700	1390	160.00
Група ФЕЦ, от 2016	1040	1340	491.00*
Група ФЕЦ, нови	1040	1340	140.00
Група БиоЕЦ, от 2016	66	280	336.00*
Група БиоЕЦ, нови	66	280	210.00
Общо цена на микса			122.66

Източник: оценки на БАН по данни от КЕВР.

Таблица 4

Прогнози за себестойност при производител

Оценки за 2030 г. Централа/ Група	Условно постоянни		Променливи разходи			Финансови параметри
Оценки за 2030 г. Централа/ Група	Рxxxxx, амортизация, други лв/МXxx	Xxxxxxxx, лв/МВтч	Гориво за производство, лв/МВтч	СО₂ за ТЕЦ и фондове за АЕЦ) лв/МВтч	Други р-ди, такси, 5% за ФСЕС лв/МВтч	Финансови разходи или за нови ЕЦ, лв/МВтч	Себестойност/ Тарифи*, лв/МВтч
АЕЦ Козлодуй	25.2	16.0	14.0	16.5	1.7	8.7	82.0
ТЕЦ МИ2	25.8	18.0	34.7	36.0	10.0	16.0	140.7
ТЕЦ МИ3	36.4	11.1	33.4	36.0	9.9	4.7	131.4
ТЕЦ МИ1	33.3	9.5	31.7	36.0	9.9	3.8	124.1
ВЕЦ на НЕК	39.2		48.9				88.1

Източник: прогнози на БАН.

На база на представената методика са направени прогнози и варианти на изменение на производствените цени за годините след 2020 г., с петгодишна стъпка.

Направена е втора оценка на производствените показатели на база на счетоводните отчети на основните дружества – представена тук.

При този подход входящата информация се базира на Годишните финансови отчети, публикувани от изследваните компании.

Поради различното представяне и ниво на децентрализиране на счетоводната информация в отчетите се налага индивидуализиране на подхода според конкретния финансов отчет. Общата рамка на подхода се състои в извличане, изследване и класифициране на разходите, свързани с дейността на конкретно изследваното предприятие. След извличане на информацията за разходите, те са класифицирани на променливи – пряко зависещи от количеството произведена електроенергия, и постоянни – условно независещи от конкретния обем производство. Разделянето на двете групи разходи позволява да се моделират разходите, а оттам и себестойността на произведената електроенергия при различни нива. По този начин променливите разходи се пресмятат към конкретно приетото ниво, а постоянните се разпределят на произведеното количество. При този подход се получават калкулации за себестойността на произвежданата електроенергия при съответно приетото ниво. Тази стойност практически отразява минималните (праговите) продажни цени, при които предприятието има икономически смисъл да функционира.

За целите на Дейност II, към тези минимални продажни цени са прибавени и изчисления за финансовите разходи, необходими за изплащане на кредити за извършване на модернизации във връзка с нарастващите изисквания за опазване на околната среда.

Тази оценка е използвана за контрол на тези, получени по метода на анализ на производствените разходи.

При сравнение на получените резултати и оперативните прогнози на дружествата, представени в Приложение II.2, се установява, че разликите са в прогнозите за разходи за СО2 емисии и в отчитането на инвестиции в отговор на новите екологични изисквания.

Независимо от разликите, в рамките на дейност II получените резултати са използвани, за да се формира диапазон на очаквано изменение на производствените цени и сравнение с прогнозните диапазони за изменение на цените на регионалния пазар.

Прогноза за промяна на крайните цени за електрическа енергия

За нуждите на комплексните оценки на факторите на влияние, които се разработват по проекта, в рамките на дейност II са подготвени прогнози за крайните цени на националния пазар.

Сега в страните от Европейския съюз е приложимо групиране на разходите, които формират крайните цени на електрическа енергия, както следва:

цена на активна електрическата енергия;
цена на мрежовите услуги;
добавки.

На фиг. 5 са представени данни на ЕК [12] за цени за домакинствата (2015 г.), от които ясно се виждат съществените различия между стойностите за отделните групи разходи, но и при техния дял в крайната цена. Тези различия обуславят различния потенциал за инвестиции за изграждане на нови енергийни обекти.

Фигура 5

Статистически данни на ЕК

Производствените разходи на производителите на електрическа енергия се възстановяват на база на първата група разходи на потребителите, а формирането им е основно на конкурентни пазарни платформи. Приходите от продажби покриват преките производствени разходи на производителите, но големият въпрос е за осигуряване на запас, който да покрива капиталови разходи за ново строителство или модернизация.

За някои централи е допустимо използване на приходи от третата група разходи на потребителите, но за голямата част от производителите важи правилото „energy only market“, т.е. средните пазарни цени покриват само преките производствени разходи.

Трябва да се отбележи, че в рамките на втората група разходи на потребителите, също има възможност за покриване на разходи на производителите, които могат да предоставят различни системни услуги, като осигуряване на резерв и други.

За формиране на крайни цени за клиенти към производствените цени трябва да се добавят следните компоненти:

цена достъп и пренос през електропреносната мрежа (дължи се от всички потребители у нас) – включва поддържането на електропреносната мрежа, развитието й, както и разходите за закупуване на електрическа енергия за технологични разходи, разходи за студен резерв и допълнителни услуги. Заедно с производствените цени и предоставяне на системни услуги по балансиране, включително разходите за ПАВЕЦ в помпен режим, тези разходи формират пазар на едро.
цена достъп и пренос през разпределителна мрежа на средно напрежение или ниско напрежение – включва поддържането на електроразпределителна мрежа, развитието й, както и разходите за закупуване на електрическа енергия за технологични разходи и допълнителни услуги.
разходи, свързани със законови и договорни задължения за изкупуване на електрическа енергия, класифицирани като „задължение към обществото – заплащат се от всички крайни клиенти, като част от индустриалните клиенти имат възможност за намаляване на тежестта, свързана с разходите за енергия от възобновяеми източници.
данъци и акцизи.

За получаване на крайни цени, към производствените цени (референтна оценка за производствената цена на микса от производители) трябва да се добавят цена задължение към обществото (в черно на табл. 5) и мрежовите разходи от ценовото решение за 2017 г.

Таблица 5

Формиране на крайна цена

Цена на едро, при база 2016 г.	Индустриални консуматори ВН	Индустриални консуматори СрН	Свободен пазар НН	Регулиран пазар НН
73 лв/МВтч	+18.00+9.24	+28.00+9.24+17.30	+37.25+9.24+35.90	Средно 120 лв/МВтч

Източник: оценки на БАН по данни от КЕВР.

За формиране на прогнозни крайни цени, към прогнозните производствени цени трябва да се добавят мрежовите разходи. На настоящия етап се допуска, че добавката „задължение към обществото“ постепенно ще отпадне и не се отчита в оценките по-нататък.

За оценка на ескалацията на цените за мрежови услуги може да се използват данни за обявените намерения за инвестиции в мрежите в следващите 10 години, които трябва да се възстановят до 2040 г. Резултатът е показан на табл. 6.

След 2020 г. приносът на добавка Задължение към обществото към формирането на крайни цени намалява, поради повишаването на цените на активната енергия на регионален пазар и излизане на централи от режима на преференциално изкупуване на електрическата енергия.

Влиянието на цените на регионалния пазар се отразява в това, че от възможностите за износ се възползват преимуществено производители с по-ниска себестойност, а вътрешният пазар се покрива от внос или от производители с по-висока себестойност. По тази причина в дейност III се определя конвергенцията между пазарните цени, което е по-коректно за прогноза на вътрешните цени, вместо цената на микса от вътрешното производство.

Посочените крайни цени са средни цени за доставка. Практиката е, че на тяхна база се формират разнообразни тарифи, които включват търговски добавки и компенсации за товарови дисбаланси (балансиране, реактивна енергия).

В общия случай тези добавки не надвишават с 5% базовите цени по групи потребители.

Таблица 6

Формиране на средни крайни цени по групи клиенти

Година	Цена на едро*	консуматори ВН	консуматори СрН	Свободен пазар НН
2016**	111	146.9	155.4	186.5
2020	113	154.6	178.3	202.6
2025	115	158.5	184.5	210.8
2030	123	169.0	196.9	225.5
2035	124	172.4	203.1	234.8
2040	138	190.4	223.9	259.2

* средна цена на пазара на електрическа енергия формирана като условна цена на вътрешен микс

** разликата между борсовата цена (или цената на едро) и цената на активната енергия през 2016 г. е съотносима със стойността на добавката Задължение към обществото

Xxxxxx 0

Производствена себестойност по групи централи

Източник: БАН.

Оценка на необходимите ценови добавки към цената на електрическата енергия

Във връзка с поставени въпроси от Възложителя, тук са обсъдени основанията за поддържане на ценови добавки към цената на електрическата енергия в бъдеще, както и управлението на финансовите потоци в тази връзка.

Трябва да се посочи, че в рамките на проекта разходите на производителите, които се покриват през добавката ЗО, са отчетени, така че за нуждите на анализа досега не беше необходимо нейното отделно обсъждане.

От друга страна, този ценови елемент допринася за осъществяване на инвестиционни проекти при условията на ограничени текущи приходи, когато са базирани на пазарните цени, тъй като инвестиционната компонента за нови централи има основен принос към формиране на добавката ЗО, вкл. като съдържа и договорена норма на печалба за съответните дружества.

Накрая, добавката ЗО не е постоянна във времето, във връзка с което е направена отделна оценка за очакванията за нейната промяна.

За необходимостта от поддържане на добавки към цената на електрическа енергия

Към настоящия момент приходите от добавката ЗО са основен компонент, който формира паричния поток в системата на електроенергетиката. Този механизъм се разглежда и в контекста на прехода към механизъм за компенсация на признати разходи чрез прилагане на Договорите за разлика (ДзР). Компенсаторните механизми по отношение на съществуващите преференциални договори ще продължат да действат до сроковете на тяхното изтичане, независимо дали са уредени чрез тарифна политика или чрез доброволно преминаване към Договори за разлика. Анализите показват, че за постигане на по-високи цели за производство на електрическа енергия от ВЕИ и за постигане на целите за нискоемисионна енергетика, и в бъдеще ще е необходимо да се прилагат компенсаторни механизми. Размерът на добавката е функция на цената на активната енергия на свободен пазар, като за вятърните и слънчеви централи тя постепенно ще отпада, но за биоцентралите и ко-генерациите нуждата от нея се запазва.

При някои допускания създадените механизми за компенсиране се използват и за по-широки цели, като частично покриване на високите цени на активна енергия за битовите потребители, или за преодоляване на натрупания дефицит в НЕК, който възлиза на над 1.5 млрд. лв. (финансиран от БЕХ).

В по-смисъл този механизъм се дискутира разгорещено в рамките на обсъжданията на аспектите на Четвъртия либерализационен пакет, и по-конкретно в контекста на т.нар. „capacity mechanism“, който да позволява финансиране на нови мощности в Европа.

Избор на модел за управление на договори с преференции

За нуждите на прогнозиране на измененията на необходимите финансови средства за компенсиране на производители с по-високи текущи производствени цени, е необходимо да се конкретизира механизмът за управление на постъпленията, тъй като става дума за преразпределение на обществен ресурс, набран от крайните клиенти в страната.

За нуждите на анализа се изхожда от предложенията в доклада на Световната банка за преход към нов пазарен модел и за либерализация на пазара.

Приета е концепция за управление на взаимоотношенията с настоящите производители с преференциални договори, при която вместо НЕК тази роля се поема от новосъздадено Дружество със специална цел (ДСЦ) към Фонд СЕС. Това дружество ще бъде натоварено с функцията да бъде страна по ДзР, но играе и ролята на виртуален производител, като изкупува електрическа енергия от производители и я продава на свободен пазар. При това от НЕК отпадат ангажиментите за изкупуване на „чужда” енергия и не се генерира изкривяване на пазара, поради конфликт на интереси.

При този модел може да се достигне до независимо и прозрачно управление на приходите и разходите, а свързаните механизми за подпомагане се централизират и контролират от Фонд СЕС.

По-конкретно, в началния етап на либерализацията ДСЦ ще предприеме стъпки за доброволно сключване на ДзР. От друга страна, в периода на предоговаряне Дружеството ще изкупува електрическа енергия по условията на текущите договори и ще я продава чрез БНЕБ. Трябва да се отчете, че за голям брой малки производители алтернативата за работа по ДзР е неефективна, т.е. нуждата от консолидиране на произведена електрическа енергия от малки ВЕИ ще остане. Трябва да се отчете, че при този механизъм вече ще бъде възможно да се генерират приходи от продажби на сертифицирана електрическа енергия по специални условия, но това е извън обхвата на обсъждането.

Този подход е използван, за да се направи оценка на финансовите баланси при производители, към които има задължения за изкупуване, на база на разработена прогноза за развитие на пазарните цени.

Оценка на необходими финансови ресурси, които формират добавките

На база на разработените модели по проекта, които прогнозират борсовите цени или оценяват производствената себестойност, е направена оценка на необходимите добавки, за да се компенсират производните, които работят при специални условия.

На нашия пазар сега това са три групи производители – ДДИЕ (които изтичат през 2024 и 2027 г.), ко-генерациите (за които се приема, че ще запазят механизма за тарифни добавки и в бъдеще) и ВЕИ производителите.

Във връзка с последните трябва да се поясни, че, от една страна, техните преференциални договори изтичат в различни периоди, но и че за постигане на по-високи цели и в бъдеще за някои от тях ще е необходима подкрепа.

При моделиране на разходите за ВЕИ производителите, е направена оценка за очаквани периоди на изтичане на текущите договори. Допуснато е, че част от сега работещите ВЕИ централи ще продължат работата си след изтичане на преференциалните договори, но в условията на свободен пазар. Допуснато е, че в периода на излизане на ВЕИ мощности ще се предложат политики за тяхното заместване с нови, но с отчитане на по-ниските инвестиционни разходи в бъдеще, както и това че повечето ще работят при условията на ДзР.

Резултатите от оценките са представени в табл. 7 и 8, като в табл. 7 за основа на оценките е взета среднопретеглената прогноза за борсови цени, а в табл. 8 са показани диапазоните на изменение, в зависимост от минималния и максималния сценарии за борсови цени.

Поради спецификата на участието на ВЕИ производителите, в табл. 7 е направено разграничаване на сега работещите ВЕИ и включването на нови ВЕИ, но само за вятърни и слънчеви централи, тъй като те имат доминиращо влияние при формиране на добавката към цените, след приключване на ДДИЕ.

В табл. 7 е дадена също и оценка на „освободения“ финансов ресурс, след отпадане на задължения за изкупуване и при увеличение на цените на електрическа енергия.

Таблица 7

Подробна разбивка на необходимите добавки при средна борсова цена

Таблица 8

Диапазон на изменение на необходимостта от добавки

Трябва да се посочи, че при формиране на приходи за възстановяване на надпазарната компонента през 2016 г., която е базова за оценката, са включени приходи от допълнението „Задължение към обществото“, но и трансфери от Фонд СЕС, които след 2020 г. ще търпят промяна. Последното касае формирането на приходи от продажба на въглеродни емисии, но би трябвало да обхване и принципите за набиране на средства от системата на електроенергетиката за подпомагане на крайните клиенти.

Тази оценка може да бъде използвана за разработване на алтернативи за финансиране на нови инвестиционни проекти в енергетиката или за подкрепа на минали дефицити в НЕК.

Трябва да се отбележи, че ползването на средства, които се натрупват във Фонд СЕС, изисква решения на КЕВР, а в някои случаи и нотификация на ЕК. Становището на КЕВР[16] е, че механизмът за възстановяване, както и тарифният дефицит, трябва да преминат процедура по нотификация в Европейската комисия. В допълнение, Регулаторът препоръчва да се изготви дългосрочен механизъм, чрез който некомпенсирани средства да бъдат възстановени на НЕК ЕАД от Фонд СЕС през следващи ценови периоди при спазване на принципите, заложени в ЗЕ. Тези аспекти трябва да са обект на конкретен правен анализ.

Литература

[1] EU Reference Scenario 2016 Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050.

[2] International Energy Agency, Tracking Clean Energy Progress 2017.

[3] Report of the High-Level Commission on Carbon Prices, a World Bank Group initiative, 2017.

[4] World Energy Scenarios to 2060, the 23rd World Energy Congress releasе, 2016.

[5] BP Energy Outlook 2017 edition

[6] Annual energy paper: the deep de-carbonization of electricity grids, J.P.Morgan, 2015.

[7] Medium and Long Term Natural Gas Outlook 2017, CEDIGAZ, the International Association for Natural Gas.

[8] Forecast for EU carbon prices in next decade, (Reuters) May 24, 2017.

[9] International Energy Agency, World Energy Outlook 2016.

[10] Заявление за утвърждаване на цени на електрическата енергия, 31.03.2017, НЕК ЕАД.

[11] World Bank Commodities Price Forecast (26 April 2017).

[12] Energy prices and costs in Europe, 2016, REPORT FROM THE COMMISSION TO THE EUROPEAN PARLIAMENT, THE COUNCIL, THE EUROPEAN ECONOMIC AND SOCIAL COMMITTEE AND THE COMMITTEE OF THE REGIONS (com_2016_769.en_).

[13] PRICES AND COSTS OF EU ENERGY, Ecofys 2016 by order of: European Commission (report_ecofys2016).

[14] Infrastructure to 2030 VOLUME 2 MAPPING POLICY FOR ELECTRICITY, WATER AND TRANSPORT (40953164 OECD).

[15] Cambridge Economic Policy Associates, 2015, изготвени по поръчка на ЕК.

[16] Решение № Ц – 19 от 01.07.2017 на КЕВР.

Приложение 3.1

Прогнозни оценки на база на счетоводни отчетни данни

ТЕЦ Марица Изток 1

Резултат:

ТЕЦ Марица Изток 3

Резултат:

1 Xxxxxx, X. (2014). Forecasting electricity consumption: A comparison of models for New Zealand. University of Canterbury.

2 Xxxxxxxx, X., Xxxxxx, X. (2011). Energy Models for Demand Forecasting – A review. – Renewable and Sustainable Energy Reviews.

3 Xxxxxxxx, X. (2011). Trade and Energy consumption in the Middle East. – Energy Economics, 33, р. 739-749.

4 Xx-Xxxxxxxx, A., Xx-Xxxxx, I., Xxxxx, J. O., Xxxxxxx, S. A. (2008). Electricity Consumption and associated GHG Emissions of the Jordanian Industrial Sector: Empirical Analysis and Future Projection. – Energy Policy, 36(1), р. 258-267.

5 Xxxxxxx, X., Xxxxxx, X. (2005). Forecasting Electricity Consumption in New Zealand using Economic and Demographic Variables. – Energy, Vol. 30, N 10.

6 Xxxxxxxx, P. A., Xxxxxx, X. (2007). Factors affecting Electricity Generation in China: Current Situation and Prospects. – Technological Forecasting and Social Change, 74(5), p. 663-681.

7 Xxxxxxx, X. X., Xxxxx, X. (2005). Electricity Consumption, Employment and Real Income in Australia Evidence from Multivariate Xxxxxxx Causality Tests. – Energy Policy, 33(9), р. 1109-1116.

8 Xxxxx, X., Arcaklioglu, X., Xxxxxxxx, M. (2005). Turkey’s Net Energy Consumption. – Applied Energy, 81(2), р. 209-221.

9 Xxxxxxxx, V. G. R., Xxxxxx, S., Xxxxxxxx, X. (2010). Electricity Consumption-growth Nexus: the Case of Malaysia. – Energy Policy, 38(1), р. 606-612.

10 Xxxx, X., Xxxxxxx, X. (2004). Forecast of Energy Consumption of Industry and Household and Services in Italy. – Heat Technology, 22(2), р. 115-121.

11 Xxxxxxx, C. H., Xxxxxxxxxxxx, L. L., Xxxxxxxxxx, A. G. (1993). An Attempt to Improve the Forecasting Ability of Growth Functions: the Greek Electric System. – Technological Forecasting and Social Change, 44(4), р. 391-404.

12 Xxxxxxxxxx, X., Xxxxxxxxx, X., Xxxxxxxxxxxx, X., Xxxxxxx, V., Xxxxxxxxxxx, K., Xxxxx, D. P. (2007). Modeling Framework for Estimating Impacts of Climate Change on Electricity Demand at Regional Level: Case of Greece. – Energy Conversion and Management, 48(5), р. 1737-1750.

13 При липса на междусистемен обмен и налична почасова прогноза за потенциалния транзит през ЕЕС, технологичните разходи не включват загубите, причинени от транзитни потоци.

14 xxxx://xxx.xxx.xx/xxxxx.xxx/xx/xx-xxx/xxxxxxxxx

15 Размерът на резервите е регламентиран в Правилата за управление на електроенергийната система (xxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxx/XXXXXXXX/xxxx_xx_00.xxx) и по-конкретно:

резерв за първично регулиране, предоставян от генериращите блокове при изменение на честотата в електроенергийната система – чл. 97, ал.4, т.1;
резерв за вторично регулиране на честотата и обменните мощности чрез автоматична промяна на брутната активна мощност на генераторите, включени в регулирането в рамките на диапазона и в съответствие със заданието, изпратено от централния регулатор на честотата и обменните мощности – чл. 98, ал.4;
бърз третичен резерв за поддържане и възстановяване на необходимия резерв за вторично регулиране, когато е частично или напълно използван, както и в координация с планирането на бавния третичен резерв – чл. 106, ал.2;
бавен третичен (студен) резерв за постигане на дадена степен на енергийна надеждност на снабдяването на потребителите с електрическа енергия – съгласно утвърдения му размер през последните 3 години по реда на чл. 81.

16 При определянето на действащата към момента пределна цена за сключване на сделки на пазара на балансираща енергия, утвърдена от КЕВР (xxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxx/XXXXXXXX/xxx_x-00_00.xxx), не е взета предвид възможността товари на потребители да предлагат балансираща енергия. За да участват активно на балансиращия пазар, товари на потребители трябва да покрият следните разходи:

разходи за закупена предварително, но непотребена електроенергия, поради активиране на предложение на балансиращия пазар;
разходи за закупуване на допълнителна енергия в друг времеви период с цел компенсиране на непотребената енергия, за да не се смущава производствения процес;
разумна печалба, която да стимулира активното участие в балансирането на ЕЕС.

Тъй като съществуващата пределна цена за сключване на сделки на пазара на балансираща енергия, утвърдена от КЕВР, не може да покрие изцяло разходите на товари на потребители да участват на балансиращия пазар, тя се явява бариера. Последната трябва да се премахне съгласно чл.9 на предложеното изменение на регламента на европейския парламент и на съвета относно вътрешния пазар на електроенергия, който е част от пакета „Чиста енергия“ на Европейската комисия (xxxx://xxx-xxx.xxxxxx.xx/xxxxxxxx.xxxx?xxxxxxxxxx:0x0x0000-xx0x-00x0-0x00-00xx00xx00x0.0000.00/XXX_0&xxxxxxxXXX).

17 Към момента съществуващи 2 бр. договори на оператора на ЕЕС с промишлени потребители за обща мощност 120 MW.

18 Научно изследване за нуждите на ЕСО ЕАД на тема: „Вероятностно моделиране на сумарната разполагаема мощност на ЕЕС и на нейното изменение в годишен разрез с отчитане влиянието на ВЕИ и на надеждностните показатели на конвенционалните генериращи мощности“.

19Допустимите граници на отклонение от междусистемните графици за обмен на българската електроенергийна система със съседни оператори при изключване на седемте най-тежки аварии в синхронната зона на континентална Европа са както следва:

не повече от 55.38 MWh/h стандартно отклонение за 7884 часа от годината, т.е. в 876 часа от годината са допустими по-големи отклонения от 55.38 MWh/h;
не повече от 86.72 MWh/h стандартно отклонение за 8672 часа от годината, т.е. в 88 часа от годината са допустими по-големи отклонения от 86.72 MWh/h.

20 За справка, през зимата на 2017 г. резервните мощности бяха недостатъчни в продължение на близо месец.

21 xxxxx://xxxxxxxxxxxxx.xxxxxx.xx/xxxxxxx/xxxxx/xxxx_xxxxxxx/00000000__xxxxx_xxxxxxxxxxxx.xxx.

22xxxxx://xxx.xxxxxx.xx/Xxxxxxxxx/Xxxxxxx%00xxxxx%00xxxxxxxxx/Xxxxxxxxxxxxxx/Xxxxx_Xxxxxxxx/000000_XXXX_XX_xxxxx_xxxxx.xxx.

23xxxxx://xxx.xxxxxx.xx/Xxxxxxxxx/Xxxxxxx%00xxxxx%00xxxxxxxxx/XX%00XX/Xxxxxxxx_Xxxxxxx_Xxxxx_XXXX_00-00-0000_Xxxxx.xxx.

24 С писмо бяха поискани от оператора технически данни за нуждите на проекта. Поради липса на отговор към датата на изпращане на Междинен доклад 1, въпросните данни не са отразени.

25 С писмо бяха поискани от оператора технически данни за нуждите на проекта. Поради липса на отговор към датата на изпращане на Междинен доклад 1, въпросните данни не са отразени.

Document Metadata

Table of Contents

Приложение IА.1. Преглед на модели за прогнозиране на електропотреблението 3

Document Metadata