“Електроенергиен системен оператор” ЕАД

Десет годишен план за развитие на националната електроенергийна мрежа

„ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЕН СИСТЕМЕН ОПЕРАТОР” ЕАД осъществява управлението на електроенергийната система на България, съвместната паралелна работа с електроенергийните системи на другите страни от ENTSO-E, осигурява експлоатацията и поддръжката на преносната електрическа мрежа и организира пазара на електрическа енергия

2

Десетгодишен план за развитие на ЕЕС

Десетгодишният план за развитие на ЕЕС на България се разработва в съответствие с изискванията на:     Закон за енергетиката на България, чл.87, ал.3; Правила за управление на електроенергийната система; Директива 2009/72/EO на Европейския парламент и на съвета, относно общите правила на вътрешния пазар на електроенергия, чл.22; Изисквания на Европейската организация на операторите на електропреносни системи (ENTSO-E).

3

Десетгодишен план за развитие на ЕЕС

Десетгодишният план за развитие на ЕЕС на България е необходимо да съдържа:

   

основната инфраструктура за пренос, която трябва да се изгради или осъвремени през следващите десет години; всички инвестиции, за които вече е взето решение; новите инвестиции, които трябва да бъдат направени през следващите години; график за всички инвестиционни проекти.

4

Десетгодишен план за развитие на ЕЕС

Основните етапи от изработването на Десетгодишния план са: – анализ потреблението на електрическа енергия в ЕЕС на България и прогноза за развитие на електрическите товари до 2020г.; – анализ на генериращите мощности в ЕЕС на България, включително от възобновяеми енергийни източници (ВЕИ); – възможности за управление на ЕЕС, мощностен и енергиен баланс до 2020г. и очакван излишък/недостиг на електроенергия; – изследване натоварването на електропреносната мрежа при съществуващите електрически товари и генериращи мощности; – план за развитие на електропреносната мрежа, включително необходимост от изграждане на нови междусистемни електропроводи; – оценка на необходимите инвестиции, за реализация на предложения план за развитие на електропреносната мрежа.

5

Анализ потреблението на електрическа енергия

Прогнозата за развитие потреблението на електроенергия на ЕЕС на България до 2020г. се основава на статистическа информация, макроикономически прогнози на МИЕТ и прогнозите на електроразпределителните дружества.

При прогнозирането са отчетени следните фактори, които влияят на потреблението на електроенергия в страната: – Брутен вътрешен продукт, структура и енергоемкост; – Брой на населението/домакинствата; – Цена на електроенергията; – Тенденции в развитието на електроенергийната ефективност.

6

Анализ потреблението на електрическа енергия

Приети са два основни сценария за развитие на електропотреблението: минимален и максимален

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Брутно потребление минимален вариант, GWh Брутно потребление максимален вариант, GWh 39424 39424 37374 37374 36253 36615 37381 36901 36955 37602 37682 37452 37102 36752 36617 36627 37439 38459 37986 38171 39113 39953 40770 41435 41959 42090 7

Анализ на генериращите мощности

Прогнозата за развитие на генериращите мощности на България до 2020г. се основава на „Програма за прилагане на директива 2001/80 /ЕО, касаеща големите с решение N216/04.04.2003г.

горивни инсталации” - приета от Министерски съвет, Периодът от 2010…2015г. се характеризира със поетапно извеждане от експлоатация на големи термични централи и включване в електрическата мрежа на генерация от ВЕИ.

Анализ на генериращите мощности

Периодът 2015…2020г. се характеризира с неяснота в инвестиционните намерения за изграждане на големи генериращи мощности, изискващи съществени промени в топологията на мрежата. По тези причини, развитието на мрежата в този период се разглежда вариантно, с и без изграждане на АЕЦ “Белене”.

9

Генериращи мощности, планирани за извеждане от експлоатация

Година Централа, блок Генераторна мощност, MW

2010 2011 2012 2013 2014 ТЕЦ „Варна”, блок 1 ТЕЦ „Варна”, блок 2 ТЕЦ „Пловдив” ТЕЦ „Марица 3” ТЕЦ „Бобов дол”, блок 1 ТЕЦ „Варна”, блок 3 ТЕЦ „Брикел” ТЕЦ „Варна”, блок 4 ТЕЦ „Варна”, блок5 210 210 85 120 200 210 200 210 210 2015 ТЕЦ „Варна”, блок 6 ТЕЦ „Бобов дол”, блок 3 ТЕЦ „Русе”, блок 4 210 200 110 Сумарната мощност на изведените експлоатация основни генериращи мощности в ТЕЦ до края на 2015 година възлиза на 2175 МW.

от 10

Генериращи мощности, планирани за рехабилитация

За ТЕЦ „Марица изток 2” e предвидена рехабилитация и сероотчистваща инсталация на блокове 5 и 6. Ще се модернизират и блокове 7 и 8. Сумарната инсталирана мощност на централата се очаква да се повиши с около 60MW, в резултат на рехабилитацията. ТЕЦ „Видахим” предвижда рехабилитация на генератори Г1 и Г2, в резултат на което се очаква увеличение на максималната генераторна мощност с 10МW.

11

Година

Нови генериращи мощности от конвенционални централи

Електрическа централа, блок Инсталирана мощност, MW 2010 2011 2012 2013

2017 2018

ТЕЦ „AES Гълъбово”, блок 1 ТЕЦ „AES Гълъбово”, блок 2 ВЕЦ Цанков камък ГПЕЦ Хасково, блок 1 ГПЕЦ Пловдив ТЕЦ Свилоза (блок 3) ГПЕЦ Хасково, блок 2

АЕЦ Белене, блок 1 АЕЦ Белене, блок 2 Каскада „Горна Арда”

330 330 80 128 50 58 128

1000 1000 174

Сумарната мощност на въведените в експлоатация конвенционални генериращи мощности (без АЕЦ „Белене” и каскада „Горна Арда”) до края на 2015 година възлиза на 1104 МW.

12

Възможности за управление на ЕЕС, при присъединяване на ВЕИ

Основните проблеми, произтичащи от присъединяването и експлоатацията на вятърните електрически централи (ВяЕЦ) и фотоволтаичните електрически централи (ФЕЦ) са свързани с: – управлението на ЕЕС в реално време, без да се нарушават графиците за междусистемни обмени; – бързото развитие на електропреносната мрежа за присъединяване на ВЕИ, без да се нарушава нейната сигурност; – осигуряване на финансов ресурс за развитие на преносната мрежа; – отсяване на инвеститорите на ВЕИ със сериозни намерения; – необходимост от приоритетно придобиване на земята за изграждане на електропроводи и подстанции.

13

Възможности за управление на ЕЕС

, при присъединяване на ВЕИ

Изпълнението на директива 2009/28/EC EU, в частта електроенергия и управлението на ЕЕС в реално време (без да се нарушават графиците за междусистемни обмени) е възможно, ако не се допусне инсталиране на повече от 1800MW ВяЕЦ и 600MW ФЕЦ.

Необходимо е да се стимулира изграждането на ВЕЦ и БиоЕЦ.

14

Мощностен и енергиен баланс. Очакван излишък / недостиг на електроенергия

След извеждането от експлоатация на големите топлоцентрали (до 2015г) и липса на АЕЦ Белене, ако не бъдат изградени други големи конвенционални електрически централи, за покриване на максималните зимни товари може да се наложи внос на електроенергия.

15

Изследване натоварването на електропреносната мрежа

Изследване натоварването на преносната мрежа се осъществява чрез разработване на изчислителни модели на ЕЕС на България за различни гранични режими. Изчислителните модели включват и преносните електрически мрежи на останалите държави от ENTSO-E, които оказват влияние на потокоразпределението в България.

16

План за развитие на електропреносната мрежа

Развитието на мрежа 400kV се обуславя от:

– спирането на блокове 3 и 4 в АЕЦ „Козлодуй” и тяхното заместване с блокове в „Маришкия басейн”; – – въвеждането в експлоатация на новите блокове в ТЕЦ „AES Гълъбово”; присъединяването на Турската ЕЕС към ENTSO-E; – – – – осъществяването на напречна връзка на мрежа 400kV; подобряването сигурността на захранване на гр.Бургас и „Лукойл Нефтохим” АД; изнасянето на произведената електроенергия от ВяЕЦ в Североизточна България към вътрешността на страната; подобряване сигурността и повишаване обмена на електроенергия с Гърция. 17

План за развитие на електропреносната мрежа

Развитие на мрежа 220kV:

– Концепцията на НЕК и ЕСО е: мрежа 220kV да не се развива повече, за сметка на мрежи 400kV и 110kV. Нейното развитие е възможно само при крайна необходимост от решаване на локални проблеми в преносната мрежа.

Развитие на мрежа 110kV:

– Развитието на мрежа 110kV се обуславя от: – – – подобряване обмена на електроенергия с разпределителните мрежи; присъединяване на ВЕИ и конвенционални централи с мощност до 200MW; захранване на райони при планови и аварийни ремонти в мрежи 400kV и 220kV.

18

Основни направления в бъдещото развитие на електропреносната мрежа

– – – – увеличаване преносните способности на пръстена 110kV „Варна – Каварна – Добруджа" чрез нови напречни връзки (ВС "Маяк" п/ст "Добрич", п/ст "Каварна" - п/ст "Варна север") и поетапна рехабилитация на съществуващите електропроводи по пръстена; при продължаващо нарастване на генерацията в Североизточна България, изграждане на две нови подстанции 400/110kV в районите на Видно и Свобода; подобряване захранването на курортите по южното черноморско крайбрежие и присъединяване на нови подстанции 110kV между п/ст „Бургас” и п/ст „Лазур”; увеличаване преносната способност на мрежа 110kV на територията на София, във връзка със значителното нарастване на товарите през последните години; 19

Основни направления в бъдещото развитие на електропреносната мрежа

– – – – – – – завършване на ЕП 400kV „Козница” (Пловдив - Златица); осигуряване на второ захранване 110kV на гр.Оряхово от АЕЦ „Козлодуй”; завършване реконструкциите на п/ст „Добруджа” и п/ст „Варна”; изграждане на нови електропроводи 400kV между п/ст "Пловдив" и ТЕЦ "Марица изток 3", паралелно на съществуващите; изграждане на нов ЕП 400kV от п/ст МИ (Гълъбово) до п/ст „Бургас”.

подобряване захранването на гр. Русе; подобряване захранването на гр. Самоков и Боровец.

20

Развитие на преносната електрическа мрежа

На адрес www.tso.bg

са публикувани:  Критични елементи - застрашените от претоварване електропроводи  Приоритетен списък на обектите, които трябва да бъдат реконструирани или построени нови, за сигурното функциониране на ЕЕС 21

Благодаря за вниманието !

22