Брутното електропотребление в страната няма да надвиши 43 298 GWh

Брутното електропотребление в страната няма да надвиши 43 298 GWh до 2031 година Очакваният безспорен оптимален електрически товар на България през 2031 година е 7670 MW, а оптималния товар за междинен работен ден е 7130 MW. Това се показва в новото предложение за разискването на План за развиване на преносната електрическа мрежа на България за интервала 2022-2031 година, оповестено от Електроенергийния систематичен оператор (ЕСО). Сценарии Два са заложените съществени сюжета за развиване на електропотреблението: оптимален и най-малък. Към тях е прибавен сюжета на Министерство на енергетика заложен в настоящия „ Интегриран народен проект в региона на енергетиката и климата на Република България. Според сюжетът „ Интегриран народен проект в региона на енергетиката и климата “, брутното електропотребление без помпи, е с от 1700 до 2700 GWh над оптималната прогноза на ЕСО ЕАД, защото започва от по-високо ползване за 2022 година. Това допуска растеж от 6 % по отношение на приведеното ползване за 2021 година на фона на наклонността от последните години за лек спад и внезапното понижение през 2020 година, вследствие рестриктивните мерки от COVID-19. Въпреки това, според насоките на ENSTO-G и ENTSO-E, точно този сюжет следва да се вземе в поради като базов при създаването на националните проекти за развиване на електропреносната мрежа, се споделя в предлагането за десетгодишния проект. По отношение на „ Максималният сюжет “, се показва, че при него брутното електропотребление без помпи съответствува с тренда на референтния подобен за крайното електропотребление в страната на Европейската комисия за интервала 2015- 2025 година Заложено е закъснение в използването на ограничения за енергийна успеваемост. Към 2031 година се чака брутното ползване да доближи 40 560 GWh, пишат от ЕСО. При „ Минималният сюжет “ е планувано задържане на равнището на електропотреблението без помпи за целия интервал, заради по-интензивно използване на ограничения за енергийна успеваемост. През 2031 година брутното електропотребление доближава 38 140 GWh Преди това в анализът си специалистите, изготвили отчета обръщат внимание, че „ провежданите политики за енергийна успеваемост (саниране, енергоспестяващи електроуреди и цели производства и т.н.) и навлизането на нови технологии, сътвориха микс от фактори, влияещи по друг метод върху електропотреблението в страната. Това затруднява в забележителна степен определянето на корелационните зависимости. Следва да се означи, че не се открива разтегливост сред цената на електрическата енергия и електропотреблението. На процедура през последните години, не се следят ясно избрани трендове в брутното електропотребление, даже то да бъде приведено към естествени средномесечни температури “. „ Прогнозата за развиване на брутното електропотребление в страната е съобразена с прогнозите на Европейската комисия до 2050 година, на Агенцията за стабилно енергийно развиване, на Българска академия на науките и на Министерство на финансите (по отношение на БВП). В прогнозата е регистриран и опитът на ЕСО от последните години, който демонстрира, че електропотреблението варира в най-тесните граници сред минималната прогноза от 2013 година и минималната прогноза от 2010 година, а оптималните прогнози от всички години са надалеч от реализацията и плановия ѝ тренд “, прецизират специалистите. Мощности В частта „ Анализ на индустриалните и акумулиращи мощности “, създателите на оферти десетгодишен проект за развиване на електропреносната мрежа показват, че изложената прогноза до 2031 година е основана на декларираните от индустриалните сдружения капиталови планове. Уточнява се също по този начин, че все още на правене на сегашния проект за развиване на електропреносната мрежа Планът за възобновяване и резистентност не е утвърден от Европейската комисия. „ Предвидените вложения в нови индустриални и акумулиращи мощности в един утвърден проект изисква следващо създаване на пътна карта за реализацията им, която да дефинира времева рамка, конфигурирани мощности и конкретика в топологията им, която да е причина за развиването на електропреносната мрежа. Също по този начин, заложените вложения в нови индустриални и акумулиращи мощности в един предстоящ утвърден от Европейската комисия План за възобновяване и резистентност би следвало да се отразят и в идната актуализация на „ Интегриран народен проект в региона на енергетиката и климата “. При актуализацията на последния следва да се вземат в поради и действително подписаните контракти за присъединение на нови индустриални и акумулиращи мощности. В тази връзка, при съществуване на конкретика и координация сред утвърден План за възобновяване и резистентност и обновен Интегриран народен проект в региона на енергетиката и климата, всички вложения заложени в тях във връзка с нови индустриални и акумулиращи мощности, ще бъдат отразени в идващия проект за развиване на електропреносната мрежа “, се споделя в предлагането. На тази база специалистите показват и плануваните за въвеждане в употреба ВЕИ, в това число и тези със подписани предварителни и дефинитивни контракти за присъединение на равнища преносна и разпределителни мрежи. От прегледът на данните излиза наяве, че най-значително присъединение на ВЕИ мощности в електропреносната и електроразпределителните мрежи са планувани за актуалната 2022 година: 43 МW вятърни електроцентрали (общо за интервала до 2031 година - 343), 634 MWp фотоволтаични централи (общо за интервала до 2031 година - 4439), 38 MW Водноелектрическа централа (общо за интервала до 2031 година - 46) и 3 MWe Биоелектроцентрали (общо за интервала до 2031 година - 30). Към тези стойности, следва да се прибавят и към този момент въведените в употреба ВЕИ – Водноелектрическа централа (без помпи) – 2 349 MW, вятърни електроцентрали – 701 MW, фотоволтаични – 1173 MW и биомаса и биога – 79 MW. „ За интервала 2022-2031 година според капиталовите планове са планувани за създаване общо 5881 МW нови мощности, 4858 MW от които са ВЕИ, се показва в предлагането на ЕСО по десетгодишния проект за развиването на мрежата в страната “, пишат създателите. В документа не е включено създаване на нова нуклеарна мощ. „ Съгласно настоящия към 2021 година десетгодишен проект за развиване на мрежите на ENTSO-G и ENTSO-E, точно националите проекти на страните членки образуват централните политически сюжети за развиване на електроенергийните системи. В проекта на Република България са планувани нови нуклеарни мощности в интервала 2030-2040 година Дори и при пускане на подобен план през 2022 година, то въвеждане в употреба не се чака преди 2032 година, което е отвън обсега на сегашния проект, само че защото мащабът на тези мощности е съсредоточен, а не децентрализиран като ВЕИ, то въздействието им е значително върху развиването на електропреносната мрежа и изисква обилни и продължителни предпроектни изследвания и съгласувателни процедури “, стимулират решението си от ЕСО. Прогнозен брутен мощностен баланс Представен е планиран брутен мощностен баланс както при рискови зимни товари на електроенергийната система на страната, по този начин и при рискови летни товари. Според специалистите в страната ще има остатъчна разполагаемост за произвеждане от 7 800 000 до 9 700 000 MWh годишно. „ Трябва да се има поради, че това се дължи главно на поетапното въвеждане в употреба на заложения приръст на ВЕИ, изключително при ФЕЦ (фотоволтаични електроцентрали б.р.). Мощностните салда демонстрират фрапантна диспропорционалност при опциите за покриване на вътрешното ползване и възможен експорт на електрическа енергия. Последното освен е невероятно при зимни условия, само че в някои години даже допуска потребление на всички налични източници на спомагателни услуги и/или импорт на електрическа енергия. Още по-утежнена се явява обстановката при съчетанието на продължителни екстремални зимни условия, привършен примитивен енергиен запас във Водноелектрическа централа и КЕЦ и повишена аварийност при електропроизводствените мощности, какъвто бе случая през януари 2017 година “, се установи в предлагането за десетгодишния проект. Посочва се позитивния резултат за покриване на вътрешното електропотребление от присъединението на българския пазар към европейското обединяване в границите на деня и за идващ ден. Отчита се и и „ бъдещото присъединение на ЕСО ЕАД към платформите за балансиране на ENTSO-E,, които от своя страна ще дават спомагателни пазарни благоприятни условия пред доставчиците на балансираща сила в страната, а от друга българският оператор на преносна мрежа ще има опция да задейства балансиращи мощности от други пазарни зони в изискванията на дефицит в страната “. „ През летния сезон има забележителна остатъчна разполагаемост за произвеждане, само че реализацията на експорт е в директна взаимозависимост от производството на ВЕИ, изключително на ФЕЦ. Реализацията на тази остатъчна разполагаемост за произвеждане като експорт може да се реализира при съществуването на положителни прогнози за почасовото електропроизводство от ВЕИ и допустим за кондензационни централи баланс сред цени на обединените електроенергийни тържища и цени на въглеродните излъчвания. В противоположен случай освен няма да се осъществя вероятния експорт, само че при по-конкурентно присъединяване на непознати пазарни участници може да се осъществя и импорт. Освен механически проблем, ще се основат и финансови проблеми за локалните кондензационни централи от неосъществена разполагаемост за произвеждане “. При признатото развиване на производството от ВЕИ се планува към 2031 година, то да се приближи до 30% от плануваното брутно електропотребление в страната, показват още от ЕСО. Обръща се внимание, че при осъществяване на електропотребление близо до минималния вид, делът на ВЕИ в крайното брутно електропотребление ще се усили. „ Провеждането на ограничения за енергийна успеваемост ще подкрепи реализирането на националните индикативни цели, т.е. вместо вложения в построяването на нови ВЕИ да се осъществят спомагателни вложения за понижаване на енергийния интензитет “. В документа се преглеждат, както мощностите с предпочитано произвеждане, по този начин и балансиращите и аварийни мощности. Електропреносна мрежа В частта за развиване на електропреносната мрежа, която обгръща мрежата от 400kV, мрежа 220kV и мрежа 110kV се обръща внимание на така наречен тесни места, които биха могли да зародят. „ Прогнозите на турския оператор за 2030 и 2040 година са за огромен растеж на нови генериращи източници, с ниска цена на електрическата енергия и опция за целогодишен износ. В същото време, в българската ЕЕС не се плануват вложения за нови огромни източници на електрическа енергия, налични 24 часа в денонощието, които да не отделят парникови газове. Това би довело до повишение на директните потоци на електрическа енергия през нашата преносна мрежа в направление изток-запад и може да направи българо-турската и българо[1]сръбската граница тесни места, които биха ограничавали търговията на електрическа енергия. Транзитът на електрическа енергия през нашата страна би станал още по-голям, при съкращаване на производството от генериращите мощности в комплекса " Марица изток ". В документът се прави и цялостен разбор на потока в електрическата мрежа при новите условия, на сигурността на системата и особеностите на електрическите мрежи по региони в страната. Отделна част е отдадена на развиването на оптичната мрежа. Както и на развиването на автоматизираната система за диспечерско ръководство, а и на метода на ръководство на обектите от електроенергийната система, като се натъртва на процеса на смяна в подстанциите на систематичния оператор. В умозаключение, създателите на предлагането за Плана за развиване на електроперносната мрежана страната за интервала от 2022 до 2031 година показват, че „ към сегашния миг се смята, че до 2031 година, брутното електропотребление в страната няма да надвиши 43 298 GWh. Очакваният безспорен оптимален електрически товар на България през 2031 година е 7670 MW, а оптималния товар за междинен работен ден е 7130 MW. Делът на силата от ВЕИ, от брутното електропотребление през 2031 година се чака да се приближи до 30%. Провеждането на ограничения за енергийна успеваемост би подкрепило реализирането на националните индикативни цели, като вместо вложения в създаване на нови ВЕИ, е допустимо да се създадат вложения за понижаване на енергийния интензитет. Изпълнението на посоченото в проекта развиване на електропреносната мрежа за интервала 2022-2031 година, дава нужната сигурност на електропренасянето при естествени и ремонтни схеми, в това число нужния продан на електрическа енергия със прилежащите страни. Реализацията на плануваното развиване на преносната мрежа ще увеличи енергийната успеваемост на електропреносната мрежа, ще понижи софтуерните разноски и ще даде опция за възстановяване на изискванията за търговия с електрическа енергия. Повишената преносна дарба на мрежата ще даде опция за присъединение на генериращи модули от редовно значение и на съоръжения за децентрализирано произвеждане на електрическа енергия. Работните напрежения ще могат да бъдат контролирани в допустимите граници, с наличните механически средства, при всички режими на работа на ЕЕС “, заключават от ЕСО.