Скептиците са категорични: през 2030 г. ще има дефицит на електроенергийни мощности в България и на Балканите. Липсата на базови мощности може да се отрази на доставките до крайните потребители.

Оптимистите са на обратно мнение: Няма да има недостиг на мощности за производство на електроенергия нито в региона, нито у нас. Доставките за крайните потребители няма да бъдат подложени на риск.

Къде е истината?

Със сигурност, както при всички крайни ситуации - по средата. Въпросът е дали и доколко излизането от експлоатация на базови мощности ще формира електроенергиен дефицит у нас и в съседните страни и дали са застрашени доставките на ток за крайните потребители. И как се вписва в тази картина заявката на България в бъдеще да разчита на изграждането на нови ядени блокове плюс ВЕИ.

Мощности на кантар

В доклада на БАН за АЕЦ "Белене", който днес някак остава встрани един от подкрепящите мотиви за проекта, е именно очертаващият се дефицит от 10 хил. МВт в региона.

Най-новите проучванията на ЕСО за региона сочат, че през следващите години ще бъдат извадени от експлоатация 15 хил. МВт инсталирани мощности от въглищни централи.

Само за България очакването е за спрени мощности от порядъка на 4000 МВт. Мнението на повечето експерти е, че тези базови мощности не могат да се заместят само от ВЕИ централи и затова една ядрена мощност ще има място в енергийния микс в България и в Европа.

У нас проблемът е ясен: има нужда от нова базова мощност. Това са централи, които осигуряват стабилност на системата, защото произвеждат постоянно количество елетроенергия, за разлика от ВЕИ-тата, които произвеждат повече или по-малко ток в зависимост от това има ли слънце и вятър. Борбата е кой да заеме пазара, който днес държат трите големи термични централи в Маришкия басейн. Разбира се, апетит има и към другите мощности на въглища.

ТЕЦ-овете в Маришкия басейн все по-трудно ще могат да предлагат електроенергия в периода след 2025 г., а и тя ще е нерентабилна поради екологичните ограичения в ЕС и скъпите квоти въглероден двуокис /СО2/. Това се реалностите, така че искат или не, тези централи ще трябва да намалят мощностите си или да затворят.

"Накратко - ще имаме централи, които ще могат да произвеждат. Въпросът тук вече е дали търговците ще търсят, дали ще искат електроенергия от тях", коментира енергийният експерт Антон Иванов. Отказът да се купува ток от такива централи може да бъде по две причини - търговски - поради високата цена на тока заради скъпите въглеродни квоти и имиджови - защото произвеждат т.нар. кафява или замърсяваща околната среда електроенергия.

Цената на емисиите в периода на енергийния преход до 2030 г. се очаква да скочи в диапазона до 50 - 80 евро за тон. - само допреди 2 години ценовите нива на квотите се движеха около 5 евро за тон, а в момента са около и над 30 евро на тон., Скъпите въглеродни квоти ще оскъпят произвежданата от въглищните електроцентрали енергия и ще я направят нерентабилна. Дори централите да не бъдат спрени, а да останат като резерв, процесът на престой също ще е достатъчно скъп.

"За нашите ТЕЦ ще има трудности, ако рязко се случи (спирането им), но ако е с предизвестие от 2-3 години ще има възможност за компенсаторни доставки", смята Иванов.

Сега ТЕЦ-овете на въглища в страната покриват до 45% от електроенергийното потребление. Извеждането им от експлоатация означава да останат да действат основни базови мощности от 2000 МВт само на АЕЦ "Козлодуй", които покриват до около 32 до 36% от потреблението. Простите сметки посочват, че покриването на електроенергийното потребление в страната след 2025 г. остава на кантар.

Дефицит ще има. На базови мощности.

Друг е въпросът за дефицит по отношение на доставките на електроенергия и как се разглеждат - в рамките на затворена национална електроенергийна система или в рамките на европейския електроенергиен пазар.

"Става въпрос не толкова за дефицит, а за това откъде да се доставя необходимата електроенергия. Затова е необходима национална позиция за пазара", коментира Антон Иванов. Той се връща към кризисната зима на 2016-2017 г., когато страната ни беше на косъм от режим светло - тъмно, защото потреблението нарасна критично, а всички съседни страни отказаха да ни дадат ток, защото се оказаха пред същите проблеми. Енергетиката ни се справи, като спря износа и мобилизира в работен режим целия студен резерв в страната.

Според експерта трябва точно да се прецени колко често се случва подобна ситуация. Защото, ако се случва един път на 5 години е едно, но ако е 1 път на месец е съвсем различно. При това освен липсата на производство трябва да се вземе предвид и трендът при потреблението. Дефицит може да има, когато не може да се управлява производството и потреблението за повече от две седмици в годината, казва той.

Последните трендове на пазара показват че има случаи на проблеми, но доставки се осигуряват. Вярно е, че цената се променя, но не за дълъг период от време, допълва той. Затова по думите му, важното е, че се търсят решения на европейско ниво, които да ограничат националните проблеми. Тук е важно позиционирането на националните оператори, категоричен е още Антон Иванов.

Плановете

Енергийният експерт е категоричен, че не може да се говори за спиране на мощности, а за използване на мощности, които са временно замразени. Така че, ако възникне някаква ситуация с недостиг, да се премине към възобновяване на неизползваните мощности. Очаквам и въглищните централи да минат на такъв режим, обяснява той.

И все пак тенденцията на този етап е ясна - заради изискванията на Европа и "зелената сделка" бавно, но сигурно се върви към отписване на мощности от 4000 МВт. Въпросът е с какво ще бъдат заместени.

Според последния 10-годишен план на Електроенергийния системен оператор ЕСО (2020 - 2029 г.) предвидените за въвеждане в експлоатация ВЕИ производители са за 1 465 МВт (за посочения период). Предвидена е и мощността за АЕЦ "Белене", но тя попада в периода 2030-2040 г.

В документа, одобрен през миналата година от енергийния регулатор КЕВР се изтъква положителното влияние на бъдещата ядрена мощност за работата на електроенергийната система на България.

"Развитието на електропреносната мрежа на страната заради присъединяване на АЕЦ "Белене" ще окаже положителен ефект върху повишаване сигурността на работата на цялата електроенергийна система на България. Предвиденото развитие на мрежа 400kV практически ще удвои пръстен 400kV между северозападната и североизточната част на страната. Ще се реализира двойна напречна връзка в централната част на страната от подстанция Царевец" до подстанция "Пловдив", благодарение, на която ще се увеличи възможността за трансграничен обмен на електроенергия по направлението "север-юг". Тази напречна връзка ще е полезна включително и при положително решение за изграждането на блок 7 на АЕЦ "Козлодуй". Предвиденото развитие на мрежа 110kV за присъединяване на АЕЦ "Белене" ще подобри значително захранването на обширни райони около градовете Плевен, Свищов, Велико Търново и Русе", се казва в доклада.

При това положение България не само запазва позицията си на електроенергийната карта в региона, но може да има водещо място на износител.

При намерение за изграждане на АЕЦ "Козлодуй" предвид по-дългия срок от над 15 години обаче се формира период на луфт, който ще бъде зает за много кратко време и може да постави под въпрос строителството на нови базови мощности. Ето това изостря апетитите.

Регионът

В голяма степен пазарите на Гърция и Турция са от изключително значение за осигуряване на енергиен комфорт и избягването на дефицит. В по-малка степен е значението на румънския пазар. Разбира се, като цяло обединеният електроенергиен пазар на Европа през следващите години също трябва да се има предвид.

Правителството на Гърция през 2019 г. Взе решение да спре 80% от въглищния капацитет на националната Public Power Corp. (РРС) до 2023 г., за да намали въглеродния си отпечатък. През септември 2020 г. страната обяви мащабен план на стойност 5 милиарда евро (5,9 милиарда долара) до 2028 година, за да компенсира участието на въглищата в производството на електроенергия, както и за намаляването на въглеродните емисии в съответствие с целите на Европейския съюз за климата до 2050 г.

Коментарът не закъсня. Според анализаторската група GlabalData това са силно оптимистични цели, особено като се има предвид фактът, че през 2015 г. производството на въглища е формирало 41,6% от производствения микс на съседите.

Това подчертава и Антон Иванов. "Чисто аритметично не се връзва. Затова не е ясно какво точно ще предприеме страната. Едва ли Гърция, или който и да е от електроенергийните оператори ще изложат системата си на риск", разсъждава той.

Почти идентичен е въпросът и с Турция. През януари 2020 г. оттам съобщиха, че затварят 5 електроцентрали на въглища. Причината - не отговарят на екологичните изисквания. Последните данни обаче не говорят, че потреблението на въглища е около 25 - 35 милиона тона годишно, а капацитетът е за 19.4 Гвт /19 400 Мвт/.

Балансът на Турция е много интересен и в частност зависи от икономическия растеж. Заради икономическия срив през последните години много от мощностите не работят. Турция преди години заяви намерение за въвеждане на много нови мощности. Днес картината е неустойчива. Турция е голям производител, след нея се нарежда Гърция и едва след това идват България и Румъния, допълва още енергийният експерт.

Междувременно в 10-годишния план на ЕСО за пръв път е взето предвид влиянието на електроенергийната система на Турция върху разпределението на енергийните потоци в региона. Прогнозите на турския оператор са за голям ръст на нови генериращи източници (над 140 ГВт инсталирана мощност до 2040 г.), с ниска цена на електроенергията и възможност за целогодишен експорт. В същото време, в българската ЕЕС не се предвиждат инвестиции за нови мащабни източници на електроенергия, достъпни 24 часа в денонощието, които да не отделят парникови газове. Това ще доведе до повишаване на транзитните потоци на електроенергия през нашата преносна мрежа в направление изток-запад и може да направи българо-турската и българо-сръбската граница тесни места, които биха ограничавали свободната търговия.

Транзитът на електроенергия през нашата страна в същото време би станал още по-голям, при редуциране на производството от генериращите мощности в комплекса "Марица изток", според доклада на ЕСО.

Новите реалности

Всички в Европа говорят на база на национален пазар, а когато се правят оценки в регионален мащаб, там е важно какво се случва и на ниво инвеститори. Защото инвеститорите във ВЕИ имат сериозна подкрепа - на база на веригата за доставки, особено когато говорим за регионални намерения, коментира още Иванов.

Всъщност енергийната карта за последните година-две се промени значително заради бързото навлизане на новите технологии и тази тенденция ще се засилва.

Антон Иванов обръща внимание и на още един твърде важен елемент - съобразяването с децентрализираните системи. Децентрализираните системи не искат да се съобразяват с регионалния пазар, но регионалният пазар ще трябва да се съобрази с тях, коментира той.

Задачата, както изглежда, ще става все още по-трудна, заради ангажиментите за декарбонизация на енергетиката и икономиката и от тази гледна точка основен приоритет става преминаването към алтернативни източници на енергия и погледа към водородното бъдеще.

Дори Европа все още не е наясно пред какъв възможен хаос може да се изправи, а това крие рискове - не само косвени, но и преки. В момента европейските енергийни асоциации са в етап на обсъждане на възможните сценарии, а отговорите ще станат ясни след 2022 година. Дотогава битката за 4 хил. МВт на централите на въглища в България и очертаващите се поне 10 хил. МВт в региона ще се изостри. Истината е, че колкото и ВЕИ да бъдат построени, няма да са достатъчни. Дефицит ще има - на базови мощности.