Ангелин Цачев, ЕСО: Най-ефективно е да изградим до 1 гВт газови мощности в София

Какви трябваше да бъдат тези сигнали?

Тези маневрени мощности по правило работят в ограничени периоди - 1000 - 2500 часа в годината. Ако за тези часове не може да се осигурят средства, които да поддържат тази мощност в разположение за всичките 8760 часа в годината, тя няма как да функционира. По тази причина цените на балансиращата енергия, която се произвежда от подобни централи, трябваше да бъдат дерегулирани много отдавна и да се определят от пазара. Надявам се, че с последната промяна в Закона за енергетиката още в началото на април това ще бъде факт. И смятам, че това ще позволи на инвеститорите да имат по-голям интерес за изграждането на такива маневрени мощности.

• Мини в режим на изчакване

Какви могат да бъдат маневрените мощности?

Могат да бъдат газови централи, батерии, но най-добре е да бъдат помпено-акумулиращи централи. Няма по-добра технология от помпено-акумулиращи ВЕЦ, поне на този етап, които да предоставят такъв тип услуги към операторите.

България допреди няколко години стоеше изключително добре в това отношение с ПАВЕЦ "Чаира", но централата не работи и не се знае кога ще заработи. Все пак от страна на НЕК се дават обещания и за нови акумулиращи мощности.

Дават се обещания и аз се надявам да бъдат изпълнени. Колегите от Националната електрическа компания казват, че до края на годината ще имаме поне една работеща машина в "Чаира" и ако това се случи, ще е изключително добре за системата.

Това са около 200 мегавата мощност.

Да, 200 мегавата е една машина. Не е малко, особено пред нищо. Освен това бяха пуснати 50 мВт в "Белмекен", които също помагат. Но при това голямо разширение на възобновяемите мощности в последните две години трябва да има по-големи възможности за балансиране.

А като споменавате и газовите мощности, къде според ЕСО е най-подходящо да бъдат изградени такива?

Принципно трябва да са пръснати из страната, за да намалят като цяло разходите за пренос. Но по-важното е, че България вече е закъсняла. Да, до 2030 г. тези проекти подлежат на грантово финансиране, но защо казвам, че сме закъснели? Защото истината е, че в момента газовите централи, за да бъдат ефективни, при положение че в региона вече се изградиха близо 4500 - 5000 мегавата в Гърция, в Румъния и т.н., ние трябва да обвържем тяхната работа и с оползотворяване на топлината, която произвеждат. Затова най-ефективното нещо, което можем да направим, е да изградим газовите мощности в София - между 800 и 1000 мегавата.

Една такава централа в столицата би намалила загубите в мрежата при преноса с между 15% и 20%. На годишна база това прави между 150 и 200 хиляди мегаватчаса спестена електрическа енергия. Сега тя се губи от това, че я пренасяме от Козлодуй и Маришкия басейн до най-големия потребител в страната - столицата.

• Над половин милиард лева за ВЕИ и батерии вече са достъпни за бизнеса

Идеята е, ако се произвежда на място, да се оптимизира и парното за града, нали така?

Точно така. Смятам, че това е най-ефективното, което може да се направи.

Имате ли обяснение защо не се прави, при положение че това е икономически най-ефективното решение?

Аз лично нямам обяснение и не мога да кажа защо не се прави.

А трябва ли да има газови централи в Маришкия басейн на мястото на някои от въглищните ТЕЦ-ове?

Разбира се. За нас като системен оператор ще бъде изключително полезно да има поне един или два работещи газови блока там от порядъка на 350 до 400 мегавата, които да поддържат напреженията в целия регион. Тъй като при намаляването работа на въглищните централи в района се влошават като цяло показателите на мрежите.

Да, обикновено се говори за работата на хората, но затварянето на въглищните ТЕЦ-ове всъщност създава проблеми за цялата мрежа.

Това създава проблеми в цялата мрежа, защото досега тези блокове са изпълнявали функции по регулирането на честотата и напрежението, по отношение на реактивната енергия, която се трупа в мрежата. Всички тези функции отпадат и причиняват сериозни проблеми на оператора по тяхното компенсиране.

Сега от 1 юли има очакване, че държавният ТЕЦ "Марица-изток 2" ще намали значително работата си поради невъзможност да участва на регулиран пазар. Тогава ли ще се отвори още някакъв по-сериозен проблем или това ще стане малко на по-късния етап, през 2026 г., когато спре и ТЕЦ "Ей И Ес Гълъбово"?

Надявам се, че няма да стигнем до такъв етап и че ще бъдат предприети необходимите мерки, ще бъдат подадени необходимите ценови сигнали, които да дадат възможност първо тези блокове да продължат да работят още определено време, докато бъдат изградени нови заместващи мощности.

Обяснихте за ПАВЕЦ и газовите мощности, но какво ще кажете за батериите?

Въпреки че никога не съм приемал батериите като сериозната технология за промишлено съхранение на електрическа енергия, се надявам, че те ще бъдат първите създадени маневрени мощности, които да подпомагат системата.

Предвижда се да има една схема за инсталиране на батерии в новоизграждащи се соларни централи. Втора, която ще бъде ориентирана към бизнеса и ще цели да оптимизира производствените им разходи и да измести потреблението от пиковите часове, което ще се отрази положително, защото ще намали пиковите товари в системата. И третата е схема, по която би трябвало да има финансиране на чисти сторидж оператори, които да предоставят услуги към преносния оператор.

А има ли шанс това да се случи в срока до 2026 г.? Не закъсняхме ли много?

Със сигурност имаме закъснение, но предвид голямото предлагане в момента на батерии мисля, че нещата могат да се случат в обозрим срок.

Как според вас ще изглежда енергийната система на страната през 2026 г.?

Надявам се, че тогава ще разчитаме поне на 3 машини в ПАВЕЦ "Чаира", че ще са стартирали дейности по изграждането на една газова централа, че ще имаме инсталирани поне 500 мВт като мощност и 1000 мВтч като капацитет батерии, които да подпомагат системата. Разбира се, в никакъв случай не отписвам въглищните централи и се надявам, че оптимизирането на разходите и намаляването на цената на въглеродните емисии ще дадат възможност на част от блоковете да останат и да работят.

Въпросът с оптимизирането на разходите там наистина е ключов, но не е към вас. Кажете обаче за електропреносните връзки със съседните държави, които са ключов елемент за балансирането на системата?

Миналата година въведохме в експлоатация втория междусистемен електропровод между България и Гърция. По този начин капацитетът на българско-гръцката граница вече е 1150 мВт на месечна база, а на дневна достига и до 1300 - 1400 мВт. Вървим в посока с гръцките колеги да бъдат преодолени тесните места на тяхна територия и междусистемния капацитет между двете държави да стане около 1400 мВт на месечна база.

С румънския оператор междусистемният капацитет е вече 1500 - 1700 мВт, като там целта е да достигнем 2000 мВт. Те са в процес на доизграждане на някои проекти в тяхната мрежа. Говорим с колегите от Румъния и за създаването на още една междусистемна връзка около Русе или Белене.

В по-голям мащаб работим и за нов енергиен коридор изток - запад, в който включваме Турция, България, Румъния, Гърция, Северна Македония и Албания, като целта е да стигнем в крайна сметка до Италия. Идеята тук е да увеличим капацитета не само в посока на приоритетния за Европа коридор север - юг, а и от изток на запад или запад - изток, тъй като връзката е двупосочна.

По този начин произвежданата ВЕИ енергия ще може да се възползва от часовата разлика. Защото Турция е един час преди нас, а пък Македония, Сърбия и Албания са един час след нас. Това ще намали пиковите стойности и ще преразпредели енергията равномерно в региона.

Друга подобна инициатива за споделяне на възобновяема енергия между регионите е връзката между Югоизточна и Северозападна Европа. Става дума за създаването на енергиен коридор с капацитет от гВт от Гърция през България, Румъния, Унгария, Словакия, Чехия, Полша, впоследствие и връзка между Полша и Германия.

Целта е Югоизточна Европа да има достъп до вятърния потенциал на Северно и Балтийско море, а северните държави да имат достъп до нашия соларен потенциал, който бих казал, че въобще не е малък. За последните две години само ЕСО е присъединил 2000 мегавата нови соларни централи. Очакваме през тази година да влязат в експлоатация още между 800 и 1000 мегавата, без да се спирам на централите, които влизат непрекъснато на ниво ниско напрежение и средно напрежение. Отделно имаме подписани предварителни договори за още около 8500 мегавата и подписани окончателни договори за над 2500 мегавата, които предполагам, че ще станат факт вероятно в периода до 2025-2026 г.

Това означава още 3000 мВт солари, които ще се прибавят към сегашните 3000 мВт след само две години. В същото време не се очакват никакви нови вятърни мощности дотогава, което изкривява производството и създава проблеми.

Очаквам раздвижване при вятъра предвид обсъждането, което направихме в Комисията по енергетика в Народното събрание и одобрението на дадените от оператора идеи. В много кратки срокове вятърните проекти наистина могат да станат приоритетни и да започне да се работи по тях.

Става дума за отпадането на подробния устройствен план като изискване за сключване на предварителен договор. Също така инвеститорите поискаха и се прие от народните представите срокът на предварителните договори специално за вятърни централи да бъде удължен, тъй като сегашните 2 години не са достатъчни за последващите процедури. Това ще даде сериозен подем в развитието на вятърните проекти.

Ние като оператор, за разлика от инвеститорите, вече сме предприели действия и сме включили развитието на мрежата в регионите с вятърни проекти в списъка с проекти от общ европейски интерес.

Какво означава това?

Европейската комисия включи съвместния проект "Кармен 2" между ЕСО и румънските преносен оператор ("Транселектрика") и разпределително дружество (Delgaz Grid) в шестия списък с проекти от общ европейски интерес. Проектът е насочен към развитие на междусистемната свързаност между България, Румъния и Унгария. ЕСО планира да инвестира близо 1 млрд. лв. за модернизиране на електропреносната мрежа и увеличаване на нейния капацитет в Североизточна България. Целта е оползотворяване на потенциала за производство на електроенергия от ВЕИ от над 8000 мВт. Отделно извършваме и мащабна реконструкция на близо 1000 км електропроводи 110 kV, през 2023 г. започнахме изпълнението и на проекта Greenabler за трансформация на 720 км електропроводи на ниво на напрежение 400 kV. Правим тези инвестиции в мрежата, за да осигурим капацитет за присъединяване на новите ВЕИ мощности.

А тази идея да се използва мрежовият капацитет на вятърните паркове в Североизточна България, които работят основно нощно време и зимата, за солари през деня?

Това е една наша идея с г-н Делян Добрев, която ще позволи да натоварим мрежата за повече часове в годината. В момента ЕСО изгражда много допълнителни електропроводи, които заради непостоянното производство на възобновяемите мощности работят само между 1500 и 2500 часа в годината. Да кажем, около 20% от годишната часова разполагаемост. Затова колкото повече мощности с различен часови диапазон на работа могат да бъдат включени в една и съща мрежа, тя става много по-ефективна и намалява разходите за присъединяване.

Защо тогава това все още не се случва?

Въпрос е на законодателно решение, защото трябва да има яснота - първият присъединил се кога ползва капацитета, вторият присъединил се, който е с друга технология, кога ползва капацитета. По правило първият по ред е първи по право, но всичко това трябва да се уреди нормативно.

Да се върнем обаче на евентуалните 6000 мегавата ВЕИ през 2026 г. Знаем, че потребяваме около 4000 мВт през лятото, когато работят 2000 мВт в АЕЦ "Козлодуй" и още поне 1000 мВт в други централи. И изведнъж идват 6000 мВт от слънце. Какво ще прави тогава ЕСО с тази енергия?

Именно това е третото предизвикателство - ефективното използване на тази възобновяема енергия. Първата стъпка и най-ефективното е създаването на възможност тази енергия да бъде споделяна с целия общ европейски енергиен пазар. Тоест тя да стигне до европейските потребители. За това работим по изграждането на тези два енергийни коридора.

А няма ли да е много голяма загубата на енергия при такива големи разстояния?

Загубата при пренос на електрическа енергия е от порядъка на 2-5%. Трансформацията на електрическата енергия, която е произведена от солари, през помпено-акумулиращите централи води до 25% загуба. През батериите, колкото и да твърдят производителите, че загубите са примерно 8-10%, това не е вярно. Там параметрите са от порядъка между 25% дори 30%. Същият е процентът на загубите и при трансформирането на тази енергия в друг енергиен носител или в зелен водород.

Тоест имаме два подхода. Първият е разширяване на капацитета на преносните мрежи на операторите, за да можем да пренесем тази енергия от мястото на производство до нейното потребление. Вторият подход е тази енергия да бъде трансформирана в друг енергия носител - зелен водород.

Според мен двата подхода трябва да се развиват паралелно. Нито единият, нито другият е достатъчен, за да оползотвори потенциала на региона за производство на възобновяема енергия.