Последен шанс за въглищен механизъм за капацитет – до края на годината

Експертната дискусия „Сигурност на електроенергийните доставки и нов регулаторен модел за въглищните централи“ се проведе с подкрепата на Националната енергийна камара, КонтурГлобал Марица Изток 3 и Ей И Ес България

АВТОР: publics.bg 


  • © Ютилитис

 

На организираната от сп. „Ютилитис“ експертна дискусия Сигурност на електроенергийните доставки и нов регулаторен модел за въглищните централина 29 май основният фокус бяха значението на термичните централи за енергийната сигурност и разглеждане на необходимостта от въвеждане на механизми за капацитет, както и предстоящите стъпки за нотификация преди края на 2019 г. Дискусията се проведе с подкрепата на Националната енергийна камара, КонтурГлобал Марица Изток 3 и Ей И Ес България.

С ключови изказвания и предварително подготвени позиции в дискусията се включиха:
– Венцислав Захов, Ръководител отдел „Електрически режими“ към Централно диспечерско управление, Електроенергиен системен оператор ЕАД (ЕСО);
– проф. д-р инж. Валентин Колев, зам.-председател на УС, Българска браншова камара на енергетиците и Декан на Електротехнически факултет при ТУ-София;
– Иванка Диловска, член на УС, Институт за енергиен мениджмънт;
– Костадин Сирлещов, Управляващ съдружник, CMS Sofia;
– Димитър Куюмджиев, Енергиен експерт, Български енергиен и минен форум.

Модератор на дискусията беше главният редактор на сп. „Ютилитис“ доц. д-р Атанас Георгиев.

В началото на дискусията Венцислав Захов представи 10-годишния план за развитие на мрежата на ЕСО. Той отбеляза, че 10-годишният план на ЕСО се основава на писмено заявени, договорени или планирани от ползвателите на преносната мрежа нови производствени мощности или товари. Самият преносен оператор и неговият план обаче не са енергийна стратегия и не могат да определят какви и колко мощности ще бъдат изграждани в страната, а водещите принципи при изготвянето на плана са сигурността на снабдяването с електрическа енергия, интеграция на вътрешния и външния пазар на електроенергия, намаляване на вредните въздействия върху околната среда и повишаване на ефективността при преноса на електроенергия. Съгласно актуалния план до 2028 г., ЕСО очаква абсолютен максимален електрически товар на България през 2028 г. от 8100 MW, а делът на енергията от ВЕИ през същата година се очаква да надхвърли 17%.

В изложението си Венцислав Захов подчерта, че законодателният пакет „Чиста енергия за всички европейци“ предвижда значително увеличение на производството на електроенергия от ВЕИ, редуциране на генерацията от въглищните и газовите електроцентрали, подобряване на енергийната ефективност и увеличаване трансграничния обмен на електроенергия при повишено натоварване на междусистемните електропроводи, като тази посока на развитие на енергетиката в нашия регион ще предизвика технически проблеми с управлението на електроенергийната система (ЕЕС) на България и поддържането на електропреносната мрежа, които ще трябва да се решават изпреварващо от ЕСО.

Някои от проблемите при евентуално намаляване на производството от въглищните електроцентрали са:
–    недостиг на балансираща мощност – увеличеното количество на електрическа енергия от ВЕИ за сметка на конвенционални генериращи мощности ще предизвиква големи отклонения в баланса производство-потребление на нашата ЕЕС. Основният проблем на ВяЕЦ и ФЕЦ е невъзможността за запасяване и управление на първичния им ресурс (вятър и слънчева радиация);
–    недостиг на резерв за първично и вторично регулиране – допълнителни услуги, които се предлагат основно от въглищните кондензационни централи;
–    проблеми при изпълнението на Плана за възстановяване на ЕЕС след тежки аварии;
–    недостиг на трансформаторна мощност между мрежа 400kV и 110kV;
–    увеличаване трансграничния обмен на електроенергия;
–    нарастване на транзитните и кръгови потоци през електропреносната мрежа на страната;
–    недостиг на запас по устойчивост в ЕЕС.

Опасения относно мощностния баланс на ЕЕС изказа и проф. Валентин Колев. Според него, при намаляване на производството от въглищни централи, възможностите за покриване на вътрешното потребление и евентуален износ на електроенергия през летен и зимен сезон са застрашени. При екстремни зимни условия, за осигуряване на адекватността на системата е необходимо активиране на бавния третичен резерв и/или внос на електроенергия. По-утежнена се явява ситуацията при съчетаването на продължителни екстремални зимни условия, изчерпан първичен енергиен ресурс и завишена аварийност при електропроизводствените мощности. В такива случаи е необходимо да се потърсят възможностите на отзивчиви промишлени потребители да изменят профила на натоварването си в денонощен разрез и/или да ограничават част от потреблението си в пиковите часове.

Според проф. Колев, основните термични централи са необходими за поддържане запаса по устойчивост в ЕЕС, изпълнение на графиците за междусистемни обмени, поддържане на необходимия резерв за първично регулиране на честотата, поддържане на напреженията в електропреносната мрежа в допустимите граници, успокояване нискочестотните колебания на активната мощност в синхронното обединение, поддържане качеството и непрекъснатостта на електроснабдяването на потребителите и поддържане на необходимата готовност за противоаварийно управление при възникване на системна авария в ЕЕС.

Иванка Диловска представи данни за европейския електроенергиен сектор, според които въглищните мощности в ЕС се очаква да се намалят от 139 ГВт през 2018 до 88 ГВт през 2025 г. и до 58 ГВт през 2030 г. В Германия е предвидено 50% намаление до 2030 г., но при силния вот за зелените на последните избори за Европейски парламент, вече се чуват гласове за още по-амбициозни планове. В Полша обаче се предвижда само 20% намаляване до 2030 г., а във Великобритания – пълен отказ: от сегашните 10 ГВт на 0 ГВт през 2026 г.

Г-жа Диловска припомни, електроенергетиката на ЕС ще продължи да се финансира паралелно чрез три източника: чрез пазарни приходи; чрез субсидии за енергията от възобновяеми източници; и чрез субсидии по механизми за капацитет за разходи/инвестиции, които не могат да бъдат финансирани чрез обичайните търговски сделки на електроенергийния пазар на едро.

Съгласно дефиницията им, механизмите за капацитет (МК) са „временна мярка, с която да се осигури необходимото равнище на адекватност на ресурсите чрез възнаграждение за предоставянето на ресурси на разположение, с изключение на мерки, отнасящи се за спомагателни услуги или управление на претоварването“. Процедурата по въвеждането им включва следните стъпки:
–    Изготвя се национална Оценка на адекватността на ресурсите (допълваща европейската);
–    Установяват се рискове/опасения за адекватността на националните ресурси;
–    Разработва се и се публикува План за изпълнение на мерки за премахване на регулаторни отклонения и дефекти на пазара;
–    ГД Конкуренция на ЕК се произнася със становище по мерките в Плана в срок до 4 месеца;
–    Ако мерките са недостатъчни, се въвежда МК.

МК има временен характер за не повече от 10 години, преразглежда се периодично и въз основа на изпълнението на мерките от Плана се ограничава или се прекратява. Държавите-членки първо преценяват дали осигуряването на извънпазарен капацитет под формата на стратегически резерв може да даде отговор на опасенията за адекватността на ресурсите. Само когато случаят не е такъв, държавите-членки може да приложат друг пазарен вид механизъм за осигуряване на капацитет. Когато държава-членка прилага механизъм за осигуряване на капацитет, тя прави преглед на този механизъм и гарантира, че няма да се сключват нови договори, когато актуализираните оценки не са установили опасение за адекватността на ресурсите. Освен това, за МК трябва да бъде предвидена възможност за ефективното му административно премахване, ако 3 последователни години няма нови договори.

В изложението си г-жа Диловска представи и т.нар. „норма за надеждност“. Тя дефинира по прозрачен начин необходимото равнище на сигурност на доставките за държавата-членка. По отношение на трансграничните пазарни зони тези норми за надеждност се определят съвместно от съответните органи. По предложение на регулаторните органи нормата за надеждност се задава от държавата- членка или от компетентен орган, определен от държавата-членка. Нормата за надеждност се определя въз основа на описана в Регламента методика. Стойността на нормата за надеждност се изчислява, като се използва най-малко стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването, както и стойността на разходите за нова мощност за даден период, и се изразява като „очаквана недоставена електроенергия“ и „очаквани загуби от прекъсване на електроснабдяването“.

Когато се прилагат механизми за осигуряване на капацитет, параметрите, определящи размера на капацитета, осигурен чрез механизма за капацитет, се одобряват от държавата-членка или от компетентен орган, определен от държавата-членка въз основа на предложение на регулаторния орган.

След влизане в сила на електрическия регламент, нови мощности с EPS (Emission Performance  Standard) от над 550 гр/кВтч не могат да участват или получават плащания от МК. След 01.07.2025 г. съществуващи мощности с EPS (Emission Performance  Standard) от над 550 гр/кВтч и над 350 кг СО2/година/киловат не могат да участват или получават плащания от МК.

Има и една „спасителна“ клауза за изключение, наречена още „Полската поправка“ – това е дерогация за „заварени случаи“, която дава възможност на държавите-членки да адаптират действащите МК към изискванията на регламента, с изключение на договорите за МК, сключени преди 31.12.2019 г. За Полша „извоюването“ на такъв механизъм за капацитет отнема година и половина – от юли 2016 г. до февруари 2018 г., а от настоящия момент България има едва 7 месеца до края на годината.

Според г-жа Диловска, въвеждането на МК в България може да бъде направено със следните стъпки:
1.    Изменения в Закона за енергетиката за промяна на пазарния модел при въвеждане на МК;
2.    Изготвяне на национална оценка за адекватността на ресурсите, съобразена с и допълваща европейската. Доказване на рисковете пред сигурността на база на показатели за надеждност на снабдяването – публични и обективно установими;
3.    Разработване и публикуване на План за изпълнение на мерки за премахване на регулаторни отклонения и дефекти на пазара;
4.    Становище на ЕК по мерките в Плана (в срок до 4 месеца);
5.    Ако се докаже, че мерките са недостатъчни, започва подготовка за въвеждане на МК;
6.    Избор на пазарен тип МК, но само след доказване, че извънпазарният тип „стратегически резерв“ е недостатъчен;
7.    Изработване на правила за търговия с капацитети;
8.    Подготовка на документация за провеждане на търгове за капацитет.

При сключени договори до 31.12.2019 при нотификация по правилата на новия Регламент, тяхната продължителност може да е не повече от 10 години. При сключени договори след 31.12.2019 г., срокът им на действие ще е не по-късно от 01.07.2025 г.

В рамките на последвалата дискусия стана ясно, че екип на ЕСО вече работи по националната оценка за адекватността на ресурсите, но са необходими повече действия и от останалите институции, за да се доведе цялата процедура до успешен край.

Костадин Сирлещов счита, че е нужна система от много и разнообразни мерки, насочени към постигането на целите на обществото за комплекса „Марица Изток“. Необходима е и ясна и приложена в спешен порядък държавна политика по отношение на финансовите разходи в съответствие с препоръките на Световната банка, както и оптимизация на структурата и разходите на дружествата в комплекса с ясен фокус върху финансовите разходи и тези за персонала.

Трябва да се осигури и либерализация на генериращите мощности със зачитане на интересите на инвеститорите в съответствие с препоръките на Световната банка.

Според него, едно възможно решение е „консолидация“ на комплекса „Марица Изток“ с цел постигане на максимална използваемост, консолидиране на държавна и международна подкрепа за по-дългото запазване на комплекса, който е от безспорно значение за енергийната ни сигурност.

Димитър Куюмджиев представи някои данни от европейските стрес-тестове за въглищните централи, които дават изключително негативни перспективи за ТЕЦ-овете в комплекса Марица Изток при сегашните регулаторни и пазарни условия. Той акцентира върху някои нови технологии, които може да позволят на България да използва местния си ресурс от лигнитни въглища и при по-строгите регулации. Като най-перспективна технология той открои съвместното изгаряне на въглища по съществуващата технологична схема и на водо-въглищна суспензия (ВВС) през мазутните горелки. Такива инсталации са изградени в Австралия, Канада, Китай, Италия, Япония, Швеция, Русия и САЩ. Най-интензивни разработки на технологията ВВС са провеждани в Япония, Китай и Русия. При този процес на изгаряне водата се разделя на водород и кислород, което спомага за подобряването на емисионните показатели. Подобно решение се разработва и от българска компания, която добавя и въглеводородна смес към ВВС. Според Димитър Куюмджиев, липсата на научно-развойно звено в българската енергетика, подобно на „Енергопроект“ преди години, е съществен пропуск за развитието на новите технологии.

източник>>>