Солари и пак солари: ЕСО очаква 15 GW нови фотоволтаици до 2033 г.

Бум на фотоволтаичните централи в България в следващите 10 години. Това е прогнозата на Електроенергийния системен оператор (ЕСО), заложена в Плана за развитие на мрежата 2024 – 2033 г., публикуван във вторник.

И ако в предишния си план, за периода 2023 – 2032 г. ЕСО прогнозираше общо 13 451 МW нови мощности, 90% от които ВЕИ, то в настоящата прогноза мегаватите нарастват значително – планирани за изграждане са 19 314 МW нови мощности, 17 529 MW от които ВЕИ, а 14 785 от тях фотоволтаици (съгласно инвестиционни намерения и сключени договори).

Източник: ЕСО

Видно от графиката по-горе, соларните централи ще продължават да преобладават в следващите години в страната ни. В прогнозата на ЕСО заложените вятърни мощности са само 831 MW до 2033 г. Единствено към края на десетилетието се прогнозира ръст на ВЕЦ-овете заради плануваните проекти ПАВЕЦ „Батак“ и ПАВЕЦ „Доспат“, всеки по 800 MW.

ВЕИ над 50%

Делът на енергията от ВЕИ от брутното електропотребление през 2033 г. се очаква да надхвърли 50%. За сравнение, в миналогодишната прогноза процентите бяха 30. Провеждането на мерки за енергийна ефективност би подпомогнало осъществяването на националните индикативни цели, като вместо инвестиции в изграждане на нови ВЕИ, е възможно да се направят инвестиции за намаляване на енергийния интензитет, пише ЕСО.

Сценариите в Плана определят голямо навлизане на несинхронни ВЕИ и извеждане от експлоатация на съществуващите централи на лигнитни въглища, което ще намали сигурността на електроенергийната система (ЕЕС) по отношение на денонощното поддържане на честотата и обменните мощности, поддържане на напрежението в допустимите граници, устойчивостта и инерцията на системата, потискане на нискочестотните колебания на

При алтернативния сценарий газовите централи (ГПЕЦ) може успешно да заменят тези на лигнитни въглища, в т.ч. гарантирайки сигурността и адекватността на електроенергийната система, като същевременно се намаляват от 6 до 10 пъти емисиите спрямо 2019 г., казва операторът. В случай че не се реализира алтернативният сценарий, системният оператор ще има значителни разходи за закупуване на съществуващи и нови видове допълнителни услуги от алтернативни генериращи източници на електроенергия.

Вносът на ток ще продължи

Пазарното моделиране показва, че страната ни от основен износител през последните две десетилетия ще покрива потреблението си чрез внос на по-конкурентна цена. От пазарното моделиране на мощностните и електроенергийния баланси е видно, че въглищните централи изпитват изключителен пазарен натиск, най-вече поради големите разходи за въглеродни емисии. Това допълнително ще усложни управлението на баланса между производство и потребление в рамките на страната. Освен технически проблеми, ще се създадат и финансови такива за местните кондензационни централи от нереализирана разполагаемост за производство.

Планът на ЕСО предвижда въглищните централи да не се затварят и да остане състав, който да се активира при необходимост с максимално годишно производство до 9 TWh, което постепенно от година на година да намалява до 2 TWh. На практика обаче без финансов механизъм за подкрепа въглищните централи няма да произвеждат електроенергия по икономически причини. Този ефект е осезаем от средата на 2019 г. и оттогава повдига въпроса за диверсификация и гарантиране на сигурността на електроенергийната система чрез собствени енергийни ресурси.

Мощностните баланси показват драстична диспропорция при възможностите за покриване на вътрешното потребление и евентуален износ на електроенергия. През зимните месеци ще се разчита на внос на по-конкурентна цена, а през летния сезон има значителна остатъчна разполагаемост за производство, но реализацията на износ е в пряка зависимост от производството на ВЕИ, особено на фотоволтаични електроцентрали (ФЕЦ).

Износът на тази остатъчна разполагаемост за производство може да се осъществи при наличието на добри прогнози за почасовото електропроизводство от ВЕИ и прилагането на експертни икономически стратегии, в т.ч. дългосрочни договори, при участие на местните производители на регионалните електроенергийни пазари. В противен случай не само няма да се реализира възможния износ, но при по-конкурентно участие на чужди пазарни участници може да се реализира и внос.