Коментар | Подценените рискове пред българската енергетика

Никой от тях не направи усилия да намери професионален екип, който да разработи в детайли "инженерни" планове за справедлив преход и индикативни списъци със заместващи проекти, да организира инвестиционни форуми, да докаже, че така обещаваните програми за развитие в действителност съществуват. А това в детайли означава - представяне на конкретни инвестиционни проекти с мрежови графици за реализацията им и баланс и пренасочване на работната ръка от централите и мините към новите обекти. Общите обещания за "светло бъдеще на комплексите", "многомилиардни инвестиции" и "превръщане на регионите в силиконови долини" не са достатъчни за успокояване на напрежението в тези региони. Хората искаха и искат яснота, но получават мъгляви "бодряшки" декларации.

А не бива да се забравя най-важното - комплексът "Марица-изток" е ключов възел на електрическата структура на българската енергийна система, през който преминават и се управляват основните обменни потоци енергия с Турция и Гърция. Това означава, че тези системни съоръжения задължително трябва да останат в експлоатация, но на специалистите е ясно, че там трябва да бъде организирано и някакво електропроизводство.

В последно време все по-ясно се налага убеждението, че частните ТЕЦ в комплекса "Марица-изток" и "Бобов дол" се превръщат в лидери на процеса на иновации и модернизация на конвенционалното производство. За разлика от тях най-голямата държавна ТЕЦ "Марица-изток 2" продължава да разчита на една неясно колко допустима бъдеща държавна помощ. За голямо съжаление няколко български правителства проспаха ограничената времева рамка за разработване и нотификация на механизъм за капацитет, което обрича тези надежди на държавните ТЕЦ на неуспех.

Днес проблемите на българските въглищни централи тлеят и никой не предлага радикален изход от ситуацията, но едно трябва да е ясно - запазването на електропроизводството там в досегашния обем е невъзможна цел. На този фон буди недоумение по какви причини ръководствата на някои дружества в комплекса "Марицаизток" и особено някои профсъюзни активисти отхвърлят идеята за създаване на финансирано по ПВУ специализирано минно дружество за прехода?! А такова предприятие в действителност би облекчило шоковата загуба на работни места в близко бъдеще, която независимо дали искаме или не пазарът ще наложи.

На експертни дискусии и в плановете на частните ТЕЦ се обсъждат решения за частично компенсиране на предстоящите да затворят мощности. Такива реални проекти са например: превръщане на част от мощностите в регулиращи с приложение на термодинамичен цикъл със специални соли; газификация и преминаване на комбиниран парогазов цикъл; комбиниране с малки модулни реактори (ММР) и производство на химически продукти от т.нар. хибридни ММР; промяна на горивната база на част от блоковете към специална енергийна дървесина от бързорастящи дървесни видове, произвеждана на терени на мините и доставяна автоматизирано. За всеки един от тези нови технологични решения вече се подготвят прототипи за приложение в някои страни и могат да бъдат анализирани за приложимост и в България, стига да има добро желание и експертен капацитет. За целта целесъобразно би било до края на 2024 г. да бъде организиран международен инвестиционен форум за трансформацията на "Марица-изток", на който реномирани световни компании, работещи в тези области, да представят изпробвани технологии и предложения.

А България все още не е пропуснала най-простото - да модифицира в маневрени газови мощности поне 2 блока в ТЕЦ "Марица-изток" и сега те да компенсират вечерния връх на товара на ЕЕС, вместо гръцкия внос. И за това имаше инвеститори

2. В управлението на новите ядрени проекти в България трябва да участват информирани политици и компетентни експерти.

В последно време се наблюдава активизиране на широк кръг политици извън Комисията по енергетика в НС, която основателно трябва да модерира първата фаза на проекта - геополитическата.

Публичната информация за подготовката на новото ядрено строителство в АЕЦ "Козлодуй" наред с положителните оценки за прозрачните процедури и професионалните действия на ръководството на този проект е в дефицит относно редица негови ключови аспекти. Въпреки убедеността на професионалните енергетици, че тези проекти са абсолютно необходими, в публичното пространство се споделят някои от следните основателни въпроси: имаме ли капиталов потенциал за такъв мащабен проект; налице ли са кадрите или откъде ще ги осигурим; всички ли условия за стартиране на такъв проект са налице; какво ще правим с отработеното гориво и радиоактивните отпадъци и други.

Първо, дори в ядрените среди съществува дефицит на информация относно етапите на подготовка на Националната стратегия за съхранение на отработеното ядрено гориво и радиоактивните отпадъци, което е основно изискване на Европейската комисия и европейските регулаторни органи за нотификация на проекта. В тази връзка не само ЕК, но и българското общество очаква и информация за някакви планове или пътна карта по изграждане на национално хранилище за окончателно съхранение на тези материали, както и за подхода по избор на площадка и модела за финансиране на този проект.

Второ, специалисти с опит в такива сложни проекти са убедени в необходимостта от мрежови график за изпълнението му, което е гаранция, че на даден етап, когато е твърде късно, няма да се констатират пропуски. Това важи с пълна сила за проблема за окомплектоване и обучението на кадрите в проектната компания (в един подобен проект в други европейски страни са ангажирани не по-малко от 300 различни по род специалисти), за предварителни преговори с финансови институции по подготовка на агрегиран финансов модел, за процедурите и фазите на лицензиране на проекта, разработване на Наръчник с процедури по управление на проекта и други.

Трето, публична тайна е, че Агенцията за ядрено регулиране, АЯР, не е запозната в детайли с проекта АР-1000. Това изисква приложение на подхода "паралелно лицензиране" едновременно с подготовката на техническия проект от компанията архитект - инженер, както и от доставчика на оборудването Westinghouse. Но не само, преди това българските ядрени регулатори трябва за преминат фаза на обучение по проекта, която трябва да започне от момента на подписване на договора.

И последно, но не най-маловажното (което именно е отговорност на политиците!) е разработване на геополитическа стратегия в ядрената енергетика на държавно ниво за отразяване (казвам го убедено!) на очакваните компликации в процеса на нотификация и лицензиране на проекта. Те произтичат от факта, че става дума за проект, разработен по американски нормативни кодове и стандарти, но кандидатстващ за лицензиране по европейските норми, които в известна степен се различават и трябва да се доказват съвместимостите. Допълнителни проблеми ще създаде и конкуренцията между технологията АР-1000 и френската ЕPR-1200, както и фактът, че доминираща роля в експертизата и решенията на европейските ядрени регулатори имат френски експерти.

И като ядрен инженер ще бъда напълно откровен: стратегически важно е френската ядрена индустрия да бъде привлечена в бъдещото ядрено развитие на България - дали като доставчик на свежо ядрено гориво, или технология по преработка на отработило ядрено гориво, дали като доставчик на технология за втората ядрена централа на площадка "Белене", дали като партньор в разработката на френския проект на малък модулен реактор NUARD и приложението му в българската индустрия и топлофикациите с хоризонт 2030-2035 г.

3. Продължаващото отлагане на цифровизацията на електрическите мрежи проваля новата енергийна политика и либерализацията на пазара

Българската електроенергетика сериозно изостава в процеса на развитие на интелигентните електрически мрежи, които досега се приемаха от мнозина консервативни енергетици като нещо екзотично. С изключение на ЕСО, който системно напредва с дигитализация на управлението на преносната система, благодарение на съдействието на ЕNTSO-Е и европейско сътрудничество, електроразпределителните дружества са сериозно ограничени във възможностите си за такова развитие.

Дигитализация на електроразпределителните мрежи става наложително условие за успешното приложение на новите енергийни политики на Европейския съюз като:

• реализация на стратегията за разпределено производство на енергия, по-популярна като множество малки електропроизводители - малки семейни фотоволтаични инсталации, независимо дали без или с експорт на непотребяваната електроенергия към мрежите, независимо дали като членове на енергийни общности или независими производители
• създаването на енергийни общности и формиране на просюмъри - форма, създаваща огромни възможности за споделен риск при инвестиране във ВЕИ, снижаваща мрежови разходи и загуби, даваща възможност за полезни инвестиционни инициативи на общинско ниво, съдействаща за решаване на проблемите с енергийната бедност и много други
• постигане на оптимално управление на балансиращите мощности в мрежите и интелигентно управление на потреблението (DSD)]
• реализиране на net-metering и стимулиране на инвестиции във ВЕИ от малки и средни предприятия.

4. Продължаващото субсидиране на някои производства на "зелена" енергия, въпреки че е законосъобразно, изглежда обществено несправедливо.

Нито медиите, нито мнозинството политици и енергийни специалисти са посветени в детайли с продължаващото субсидиране на някои производства на електроенергия от ВЕИ по подписаните до 2012 г. дългосрочни договори. Тези договори, които все още са в сила, регламентират задължително изкупуване на електроенергията произведена от такива източници по преференциалните цени, определени в началото при подписване на договорите, съгласно текстовете в Закона за енергията от възобновяеми източници.

При промените в Закона за енергетиката през 2019 г. съгласно изискванията на Директивата за либерализация на енергийния пазар тези договори бяха трансформирани в "квазипазарни", като преференциалните им цени, въпреки че бяха променени в двукомпонентни (базова прогнозна пазарна цена плюс премия за разликата от цената по договора), се запазиха като номинал. В резултат на това приходите на тези производители в периодите на ръст на борсовите цени електроенергията в периода 2021-2022 г. реализираха значителни приходи поради факта, че независимо че продаваха на свободния пазар, те продължиха да получават компенсации от Фонда "Сигурност на електроенергийната система" (ФСЕС).

Резултатите от анализите показват изненадващи резултати: изплатените компенсации по години за всички производители от ВЕИ в България представляват значителен финансов ресурс на енергетиката и са както следва: за 2019 г. над 737 млн. лева, за 2020 г. - над 734 млн. лева, за 2021 г. - над 657 млн. лева, за 2022 г. - над 139 млн. лв., и за 2023 г. - над 335 млн. лв., или общо досега над 2.6 млрд. лева. Важно е да се подчертае, че това не са всички приходи на тези производители- това са само компенсациите за разликата между цената им по договор и прогнозната цена на електроенергията, определена от КЕВР.

Тази тема не би предизвикала интерес за анализиране, ако не беше свързана с бъдещата функция на този фонд при планираната пълна либерализация на енергийния пазар и ролята му за компенсиране на цените на битовите потребители. В момента е налице продължаваща декапитализация на този фонд, породена от относително ниските пазарни цени на електроенергията и вследствие на това високи компенсации на производителите на ВЕИ. Противоречивите интереси на ФСЕС и производителите на "зелена" енергия изискват прецизно регулиране от страна на КЕВР, което да осигури обществена справедливост.

Остава обаче открит въпросът възможно ли е на политическо ниво да бъде регламентиран консенсусен подход за одитиране на тези производители, които отдавна са изплатили инвестицията си, но продължават да получават свръхпечалби.

5. Продължаващото либерално развитие на ВЕИ сектора крие рискове за сигурността на системата и за инвеститорите

Общоизвестна е съществуващата в момента "пандемия" за инвестиции във фотоволтаични централи - по покриви на сгради, в земеделски земи, на индустриални площадки и къде ли още не. Само за последната седмица КЕВР е издал лицензи за нови 6 фотоволтаични централи в диапазона 100+ МВт. Очакваните нови мощности през настоящата година надвишават 2100 МВт, при това такива с разрешения за присъединяване. Един голям чуждестранен инвеститор (който за жалост се "опари" и напусна този бизнес) го нарече в едно интервю българския Клондайк.

Анализаторите на процеса обаче основателно задават въпроса защо никой от тези инвеститори не избира агрофотоволтаиците, които са доказано по-ефективни като синергия със земеделските производства? Тази група проекти обаче, която се развива интензивно в страни с развито модерно земеделие в България не само че не е популярна, тя не се разбира. Мнозина, включително и представители на държавната власт, смятат, че тя отнема обработваема земеделска земя от земеделието.

И защо държавата и законодателят не въдворяват ред и прозрачност в този процес, толкова необходим за сигурността на инвестициите в тази област. Задава се и въпросът докога към инвеститорите, особено във соларни системи, няма да се предявяват задължителни изисквания за поне частично споделяне на системните разходите по развитие на високоволтовите мрежи, за участие в съхранение на част от върховата енергия в собствени батерии? Не на един и два форума са се предлагали и обсъждали промени в нормативните документи по включване на нови ВЕИ производители с цел минимизиране на разходите на ниво преносни мрежи по присъединяване като например:

• регламентиране на таван на новите ВЕИ производства по региони и по типове съобразени с капацитетите на мрежите за присъединяване
• стимулиране на инвестициите във ВЕИ за собствено потребление на индивидуални физически лица или етажни собствености
• формулиране на ново изискване към ЕСО в рамките на ежегодните актуализации на 10-годишните планове за развитие на електрическата мрежа да предоставят агрегиран отчет за разходите по присъединяване на нови ВЕИ по региони и по години
• КЕВР да допълни нормативната уредба с методика за определяне на частта от разходите по горната точка, дължими от новоприсъединяващите се производители от ВЕИ.

6. Назряващия критичен проблем с твърдите битови отпадъци в страната и единственото му решение - частично енергийно оползотворяване вместо депониране

Повечето сметища за ТБО в страната са почти запълнени и няма да получат разрешения за разширения с нови клетки, но освен това и техническите възможности за такива решения са изчерпани. Разделното събиране и сортирането не дават очакваните резултати. В момента в Европа се предлагат технологии за нискоемисионно високотехнологично преработване на ТБО в енергия и химически продукти.

В страната съществуват редица изкуствени рестрикции и консервативно отношение по въпроса за преработване на ТБО в енергия, въпреки изискванията на Директива (ЕС) 2018/851, която въвежда целта от най-малко 55% за рециклиране и оползотворяване до 2025 г. и 65% до 2035 г. За България тези цели, имайки предвид подценяване на този въпрос, засега са непостижими и ще доведе до откриване на предварителна наказателна процедура от страна на ЕК, ако не се вземат спешни мерки. А такива мерки са възможни, още повече че те ще доведат до нискоемисионно производство на електрическа и топлинна енергия от растящия обем ТБО на конкурентни пазарни цени.

Този въпрос стои най-остро с ТБО на територията на София, където рециклирането не е задоволително, което води до критично бързо натрупване на ТБО. Столична община в най-кратки срокове трябва да намери решение на тази криза, като обяви и организира търг за инвеститори в технологии за нискоемисионно преработване на отпадъците в енергия, която да подпомогне "Топлофикация София". Подчертавам, това са коренно различни технологии в сравнение с досега обсъжданата остаряла технология за директно изгаряне на RDF, в която няма комин, защото не освобождава нищо в околната среда. Енергийното оползотворяване на ТБО в София по една такава модерна технология ще създаде и условия за изпълнение на новите изисквания за минимизиране на количеството депонирани твърди отпадъци съгласно Рамкова директива за отпадъците 2008/98/ЕО, и впоследствие изменена с Директива 2018/851/ЕО.

7. Пълната либерализация на енергийния пазар на дребно ще срещне сериозни трудности

Планираната пълна либерализация на енергийния пазар на едро от 1 юли 2024 г. и на дребно от 1 януари 2026 г. бе обявена през 2023 г. без ясно аргументирана прогноза за приходите на основния "донор" на процеса - ФСЕС, в случай на превишаване на борсовата цена над първоначално регламентираната от КЕВР за бита. Динамиката на цените на борсите и непрекъснато намаляващите приходи от продажби на квоти въглеродни емисии ограничават основните приходи на фонда.

От друга страна, от чисто организационна и нормативна гледна точка процеса закъснява. Либерализацията на пазара на дребно изисква решаване и на въпроса за компенсиране на енергийно бедните домакинства по един справедлив, диференциран подход, не на калпак. Това изисква разработване и приемане на наредби за критериите за определяне на степента на енергийна бедност, формите за кандидатстване и видовете компенсиране, регистриране на тези домакинства на ниво общини, съпроводено с обучение на общинската администрация за процеса. Всичко това изисква период от минимум една година и той трябва да започне незабавно, ако не искаме процесът да бъде компрометиран.

Целесъобразно е и трябва да се разгледа задълбочено една от модерните форми за енергийно подпомагане чрез предоставяне на предплатени карти за електрическа енергия в отделен цифров електромер, монтиран преди търговския уред на потребителя. Тази форма на подпомагане може да бъде частично финансирана от фондове на ЕС, свързани с механизмите за енергийна бедност.

8. "Топлофикация София" е "цъкаща" мина за енергийната сигурност на страната

Крехката икономическа стабилност на това ключово за енергетиката дружество е случайно постижение поради актуалните цени на природния газ на българския енергиен пазар. С производство и разпределение на над 1600 мегаватчаса пикова топлинна енергия на територията на столицата то е ключов фактор не само за икономиката на града, но и за енергетиката на страната. В професионалните енергийни среди отдавна е известно, че заместването на тази енергия с електрическа е свързано с огромни рискове за електроразпределителните мрежи и с енергийната сигурност на столицата.

Това не означава, че тази компанията е стабилизирана и с ясни перспективи. Некадърното управление, консервираната остаряла бизнес структура от 60-те години на миналия век, липсата на модерни технически решения, декапитализацията и липсата на стратегия за развитие в съответствие със съвременните условия превърнаха столичната топлофикация в дружество с почти нулева пазарна стойност.

От дълги години на ръководството на Столична община като принципал многократно са предлагани планове за реформи и инвестиции за превръщане на това дружество в модерна печеливша енергийна компания. Нещо повече, няколко предложения за инвестиции от реномирани световни енергийни компании с опит в сектора бяха отклонени. Не бе приложено нищо и от анализа и предложенията за реформи на специално назначения консултант, на който бяха платени милиони грешни пари

Днес все по-ясно става, че това дружество така повече не може да съществува и новото ръководство на Общината трябва да разработи Стратегия за развитие. В стратегията трябва да бъдат разгледани алтернативните варианти на пазарно развитие, които да бъдат предложени на обществено обсъждане и утвърждаване от СОС. Възможните варианти могат да бъдат само два: модернизация с привлечени средства и стратегически инвестиционен партньор без промяна на собствеността или приватизация. В стратегията трябва да се заложат изисквания за:

• Преструктуриране на вертикално интегрираното дружеството в две независими дружества с търговски договор между тях, базиран на търгове за енергия и услуги. Първото - оператор на топлопреносната мрежа с търговия и топлинно счетоводство, а второто - производство на енергия, което да формира цената й въз основа на конкурси между съществуващите ТЕЦ и ОЦ, както и нови независими производители.
• Технологично обновяване: постепенно ограничаване на приложението на природен газ, максимално внедряване на възобновяеми енергийни източници и приложение на термични акумулатори за изравняването на топлинното потребление.
• Приложение на съвременни нискоемисионни технологии за производство на топлинна и електрическа енергия от ТБО.
• Разглеждане на възможностите за приложение на малки модулни реактори за когенерация на електрическа и топлинна енергия за целите на топлофикация - след 2028 г.

Предложеният анализ на някои приоритетни области в енергетиката няма претенциите за изчерпателност, а да идентифицира най-острите проблеми и рисковете, свързани с неглижиране на управлението на някои от тях. Със сигурност има и други също толкова важни казуси за решаване и това трябва да бъде една от целите на нормативните документи към новата енергийна стратегия на България, които енергийната общност очаква да бъдат разработени.