междусистемната енергийна свързаност

20 газова междусистемна свързаност в Централна и Югоизточна Европа (CESEC), както следва

Междусистемна газова връзка Гърция-България (IGB) Газовата връзка е с обща дължина от 182 км и капацитет за транспортиране на природен газ от 3 до 5 млрд. м
3
/г. При наличие на интерес капацитетът може да бъде увеличен до 10 млрд. м
3
/г. Трасето на газопровода ще бъде между гр. Комотини, Република Гърция и гр. Стара Загора, Република България. Предвижда се реализирането на проекта да приключи в синергия с проекта ТАР, като до края на 2020 г. следва да бъде изградена линейната инфраструктура, а през първото полугодие на 2021 г. газовата връзка да бъде въведен в търговска експлоатация
Междусистемна връзка България-Сърбия (IBS) Газовата междусистемна връзка България-Сърбия (IBS) се предвижда като реверсивна връзка, която ще свързва националните газопреносни мрежи на Република България и Република Сърбия. Тя е с обща дължина 170 км от гр. Нови Искър, Република България, до гр. Ниш, Република Сърбия, от които 62.2 км - на българска територия. Газопроводът ще създаде възможност за преносна природен газ в двете посоки. Очакваният срок за реализиране на проекта е средата на 2022 г.
 Проект за LNG терминал до Александруполис Терминалът е с проектен годишен капацитет 6.1 млрд. ми капацитет за съхранение 170 хил. м. Той е съвременен технологичен проект, който включва офшорно плаващо устройство за приемане, съхранение и регазифизиране на втечнен природен гази система от подводни и наземни газопроводи за преносна газ, чрез които природният газ се доставя в гръцката национална система за природен гази нататък до крайните потребители. LNG терминалът се намира в стратегическа близост до газопреносната мрежа на гръцкия национален газов оператор DESFA S.A. Проектният годишен капацитети капацитетът за съхранение на природен газ на терминала ще дадат възможност да се балансират нуждите не само на местния пазарно и на пазарите на Република България, Румъния, Република Северна Македония, Република Сърбия и Унгария. Българската страна разглежда проекта за терминална Александруполис като проект, който е в синергия с интерконектора Гърция-България и Транс-адриатическия газопровод (TAP). Участието на България в този проект ще създаде още една реална възможност за диверсификация на източниците за доставка на втечнен природен газ в т.ч., от САЩ, Катар, Алжир и дра в - бъдеще от Израел, Египет и др.

България участва в този проект чрез „Булгартрансгаз“ ЕАД. Дружеството е акционер с 20% дял от капитала на проектната компания, която ще реализира проекта, а „Булгаргаз“ ЕАД участва в правно-обвързващата фазана пазарен тест и

21 резервира капацитет от 500 млн. м
3
газ годишно за следващите 10 години. Очаква се търговските операции на терминала за втечнен газ да започнат през 2022 г.

Газоразпределителен център Балкан Концепцията, разработена със съдействието на Европейската комисия, предвижда изграждане на газоразпределителен център на територията на България. Концепцията включва изграждането на необходимата газопреносна инфраструктура и създаването на борса за търговия с природен газ. В контекста на европейските цели за създаване на взаимосвързан и единен общоевропейски газов пазар, изграждането на регионален газоразпределителен център Балкан е в синхрон с проектите за развитие на Южния газов коридори в пълно съответствие с плановете за развитие на газовата инфраструктура в Европа. Като елемент от концепцията за изграждане на газоразпределителен център на територията на България, през 2019 г. беше създадена и работи борса за търговия с природен газ. Операторна борсовия сегмент е "Газов хъб Балкан" ЕАД, дъщерно дружество на "Булгартрансгаз" ЕАД.
 Разширение капацитета на ПГХ „Чирен” Проектът е за разширение капацитета на подземното газово хранилище
ПГХ “Чирен”, като включва поетапно увеличаване на капацитета на единственото на територията на България газохранилище, с цел постигане на по- големи обеми съхраняван газ, повишени налягания в газовия резервоари по-големи средни денонощни дебити за добиви нагнетяване. Проектът предвижда увеличаване на обема работен газ до 1 млрд. ми увеличаване на дебита за добиви нагнетяване до 8–10 млн. м
3
/ден. Проектът за разширение капацитета на ПГХ
„Чирен” е проект от общ интерес за Европейския съюз, съгласно Регламент (ЕС) № 347/2013. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2025 г.
 Рехабилитация, модернизация и разширение на българската газопреносна система Проектът представлява комплексен, многокомпонентен и поетапен проект за модернизация, рехабилитация и разширение на съществуващата газопреносна инфраструктура на територията на Република България. Той се изпълнява втри времеви фази и включва следните видове дейности модернизация и рехабилитация на компресорни станции ремонти подмяна на участъци от газопровода след инспекции разширяване и модернизация на съществуващата мрежа инспекции за установяване и характеризиране състоянието на газопроводите внедряване на системи за оптимизиране процеса на управление на техническото състояние на мрежата.

22 Проектът за рехабилитация, модернизация и разширение на българската газопреносна система е проект от общ интерес за Европейския съюз, съгласно Регламент (ЕС) № 347/2013. Той е и един от седемте приоритетни газови проекта в рамките на инициативата за газова междусистемна свързаност в Централна и Югоизточна Европа (CESEC). Срокът за въвеждане в експлоатация на последната фаза се очаква да бъде през 2022 г. Реализацията на тези проекти ще даде възможност за гарантиране сигурността на доставките на природен газ за страната и региона, като същевременно ще създаде реални условия за диверсификация на източниците и маршрутите за доставка на природен газ, както и възможност за преносна допълнителни количества природен газ за и през Република България. Разширението на газопреносната инфраструктура ще създаде и възможност по-голям брой общини на територията на България и крайни клиенти да получат достъп до природен газ, което от своя страна ще създаде условия за подобряване качеството на въздуха, качеството на животи повишаване на енергийната ефективност. В тази връзка се предвижда разширяване на съществуващата газопреносна мрежа до нови региони на страната и изграждане на нови измервателни и регулиращи станции.
 Електроенергийна инфраструктура
Електропреносната мрежа на Република България обхваща мрежа 400 kV, мрежа 220 kV и мрежа 110 kV, които са свързани помежду си чрез системни автотрансформатори и трансформатори. Българската електропреносна мрежа е част от обединената преносна мрежа на страните от континентална Европа и развитието
ѝ е тясно свързана с развитието на мрежите на съседните страни. Мрежа 400 kV е основната електропреносна мрежа в България. Нейното развитие се координира с развитието на съседните мрежи 380-400 kV чрез регионалните инвестиционни планове на Югоизточна Европа, които са част от десетгодишните планове на ENTSO-E. Освен обезпечаване сигурността на работа на ЕЕС на България при нормални и ремонтни схеми, се търси и увеличаване на трансграничните капацитети за обменна електроенергия със страните от Югоизточна Европа, за изпълнение на член 16, т. 8 на Регламент (ЕС) 2019/943, относно вътрешния пазарна електроенергия. В него се изисква дог, системните оператори да осигурят на разположение на участниците в пазара на електроенергия обемна междусистемния капацитет за междузонова търговия от минимум 70% от преносния капацитет, при спазване на границите за експлоатационна сигурност.

23 След като бъдат изградени посочените по-долу приоритетни електропроводи
400 kV и след сключването на договори за координирано изчисляване на капацитети със страните извън ЕС, не се очаква да има структурни претоварвания в електропреносната мрежа на България и изискването за минимален праг 70% от междусистемния преносен капацитет, който трябва да бъде гарантиран за търговия между търговските зони, ще бъде изпълнен от българска страна. Приоритетното развитие на мрежа 400 kV е удвояването на пръстен 400 kV по направлението п/ст "Пловдив" - п/ст "Марица изток" - ТЕЦ "Марица изток 3" - п/ст "Бургас" - п/ст "Варна" и изграждането на нов междусистемен електропровод от п/ст Марица изток (България) до п/ст „Неа Санта (Гърция. В дългосрочен план се обсъждат възможности за изграждането на нови междусистемни електропроводи с Република Сърбия и Република Турция. Във вътрешната мрежа 400 kV на България се предвижда изграждането на нов електропровод от възлова станция Ветрен до п/ст "Благоевград" и нова напречна връзка 400 kV от п/ст Царевец до п/ст Пловдив. За достигане целите, заложени в член 16, т. 8 на Регламент 2019/943 между България и Румъния, при съществуващи четири междусистемни електропровода 400 kV между двете страни, от особено значение е изграждането на двата нови вътрешни електропровода п/ст "Бургас" - п/ст "Варна" и п/ст Царевец до п/ст Пловдив. Мрежата 110 kV има преобладаващо локално значение и нейното развитие се обуславя от подобряване сигурността на захранване на отделни райони в страната подобряване обмена на електроенергия с разпределителните мрежи присъединяване на клиенти с висока консумация и категория на осигуреност присъединяване на синхронни и паркови производствени модули с мощност над 20
MW. При развитието и управлението на режима на работа на електропреносната мрежа се обръща особено внимание на намаляването на технологичните загуби от преноси трансформация на електроенергия. Също така - на възможностите за нарастваща дигитализация на процесите и въвеждане нависоко ниво на киберсигурност на мрежите и информационните системи. При присъединяването на нови централи на ВИ към електропреносната мрежа, е необходимо да се спазват изискванията на Регламент (ЕС) 2016/631 на Комисията от 14 април 2016 година за установяване на Мрежов кодекс за изискванията за присъединяване на производителите на електроенергия към електроенергийната мрежа. При изграждане на такива централи, за осигуряване баланса на ЕЕС, следва паралелно с това да се изграждат и модули за съхранение на електрическа енергия.

24 Развитието на интелигентни мрежи и измервателни уреди, в съчетание с локални системи за акумулиране на енергията (вкл. електромобили) ще има важна роля за развитие на децентрализираното електропроизводство и увеличаване дела на електрическата енергия от ВИ. Предвижда се създаването на нормативни и регулаторни условия за развитие на електроразпределителните мрежи, адекватно на нуждите на техните ползватели за сигурно и качествено снабдяване с електрическа енергия. При развитието на електроразпределителните мрежи ще се въвеждат интелигентни системи за измерване и системи за интелигентно управление на мрежите, с цел повишаване тяхната сигурности ефективност. За реализиране целите за повишаване на междусистемната свързаности развитие на конкурентен електроенергиен пазари интегрирането му към общия европейски енергиен пазар, ще се реализират следните проекти с високо ниво на европейска добавена стойност в средносрочен и дългосрочен хоризонт, включени в списъка на приоритетните проекти от общ европейски интерес, съгласно Регламент
(ЕС) № 347/2013, в които Република България участва
1. Изграждане на нов въздушен междусистемен електропровод между Република България и Република Гърция, който включва следните проекти от общ интересна ЕС:
1.1. Въздушен междусистемен електропровод между п/ст Марица Изток и п/ст „Неа Санта
Междусистемният електропровод 400 kV между п/ст Марица Изток, Република България, и п/ст „Неа Санта, Република Гърция, е с дължина 123 км на българска територия и 29 км на гръцка територия, и капацитет от 1 500 MW, като се реализира от „Електроенергиен системен оператор ЕАД (ЕСО ЕАД) съвместно с гръцкия независим преносен оператор. Проектът повишава нетния капацитет за преносна границата България – Гърция, ускорява пазарното интегриране и насърчава конкуренцията. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2023 г.
1.2. Вътрешен въздушен електропровод между п/ст Марица Изток и п/ст Пловдив Проектът включва изграждане на нов 400 kV електропровод с дължина 94 км и капацитет 1 500 MW, като се реализира от „Електроенергиен системен оператор
ЕАД. Проектът, заедно с останалите два вътрешни електропровода 400 kV от групата проекти България – Гърция между Марица Изток и „Неа Санта, осигуряват условия за постигане на европейските и национални цели в областта на енергията от ВИ и

25 намаляване на промените в климата в дългосрочна перспектива. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2022 г.
1.3. Вътрешен въздушен електропровод между п/ст Марица Изток и ОРУ на
ТЕЦ Марица Изток 3” Изграждането на нов 400 kV електропровод с дължина 13 км и капацитет
1 500 MW между п/ст Марица изток и ОРУ на ТЕЦ Марица изток 3“ е част от реализацията на приоритетния електроенергиен коридор Север – Юг. Проектът се реализира от „Електроенергиен системен оператор ЕАД. Проектът има съществено отражение върху сигурността на доставките в региона и допринася за гъвкавостта на системата, преноса на електроенергия от ВИ, оперативната съвместимости сигурната работата на ЕЕС. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2022 г.
1.4. Вътрешен въздушен електропровод между п/ст Марица Изток и п/ст Бургас Новата електропроводна линия 400 kV с дължина 150 км и капацитет 1 500 MW между п/ст Марица изток и п/ст Бургас е от ключово значение за реализацията на приоритетния електроенергиен коридор Север – Юг и за изграждането на трансевропейската енергийна инфраструктура. Проектът се реализира от
„Електроенергиен системен оператор ЕАД. Електропроводът е от общосистемно значение за Република България и повишава сигурността на работа на преносната система. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2021 г.
2. Междусистемна електрическа линия между Република България и Румъния, включваща изграждане на нов електропровод 400 kV между п/ст Добруджа и п/ст Бургас" Електропроводът е с дължина 86 км и капацитети свързва п/ст Варна (Добруджа) с п/ст Бургас. Той е част от група проекти от общ интерес Увеличаване на преносната способност между България и Румъния, необходима за реализацията на приоритетния европейски коридор Север – Юг. Тези проекти са за увеличаване преносната способност по съществуваща междусистемна връзка между Република България и Румъния. Групата проекти се осъществява съвместно от българския и румънския системни оператори и включва нов електропроводна българска територия и три вътрешни линии на румънска територия. Проектът се реализира от „Електроенергиен системен оператор ЕАД. Срокът за въвеждане в експлоатация се очаква да бъде през 2021 г.

26 Изпълнението на тези проекти има съществено отражение върху сигурността на доставките в региона и допринася за гъвкавостта на системата, преноса на електроенергия от ВИ, оперативната съвместимости сигурната работа на ЕЕС.
3. Изграждане на нов двоен междусистемен електропровод 400 kV между Република България и Република Сърбия Оценката за необходимостта от изграждане на втора междусистемна връзка между Република България и Република Сърбия е направена в рамките на пазарните изследвания, изпълнени от регионалната група към ENTSO-E. Мрежовите и пазарни симулации показват необходимост от повишаване на междусистемните капацитети по оста изток – запад в Югоизточна Европа, съответно между Румъния и Република България от една страна, и страните от Западните Балкани, от друга. Целта на проекта е да бъде повишен междусистемният капацитет на българо-сръбската граница ида се ускорят търговските потоци между западните граници на Румъния и Република България с региона на Западните Балкани. Предвижда се новият електропровод 400 kV да бъде с дължина около 85 км ида свързва п/ст София – запад, Република България, и п/ст Ниш, Република Сърбия. Предвижда се проектът да бъде реализиран до края на 2028 г.
4. Хидро-помпено акумулиращ проект в България – Яденица
Хидроенергиен комплекс „Яденица“ е ключов за балансиране на системата. Проектът е в списъка с проекти от общ интерес. Този проект предвижда увеличаване на обемана долния изравнителна ПАВЕЦ „Чаира“ с 9 млн. м, изграждане на язовир
„Яденица“ и реверсивен напорен тунел завръзка между двете водохранилища. Основните ползи, обуславящи необходимостта от изграждане на яз. „Яденица", са свързани с преминаване на ПАВЕЦ "Чаира" от дневен към седмичен режим на работа изравняване на преработените водни масив турбинени помпен режими увеличаване на неговата използваемост. С реализацията на инвестиционното намерение ще се увеличи капацитетът за съхранение на тази балансираща мощности нейната използваемост при балансиране ЕЕС на страната и ще се осигури по- нататъшно развитие на производството на електрическа енергия от ВИ. При реализиране на така заложените проекти ще се изпълни целта от поне 15% междусистемна свързаност. България планира да бъдат изпълнени проекти за съхранение на електроенергия с цел осигуряване на баланси гъвкавост на системата, засилване на позицията ѝ като износители осигуряване на трансгранична гъвкавост на системата. Общата стойностна инвестициите възлизана над 620 млн. евро, в т.ч.:

27
• над 220 млн. евро за увеличаване на експлоатационния потенциална ПАВЕЦ
„Чаира“ чрез изграждането на язовир „Яденица“, което ще даде възможност за оптимизиране на структурата на генериращите мощности
• над 200 млн. евро инвестиции в батерии за регулиране на честотата, чиято обща мощност е около 180 MW;
• над 200 млн. евро инвестиции за насърчаване комбинирането на нови ВИ с локални съоръжения за съхранение на електрическа енергия в зависимост от подходящото технологично решение за съответните проекти, в т. ч. и с водород (общо около 200 MW).
 Топлоснабдяване - потенциал за развитие
Съгласно изискванията на чл. 14 от Директива 2012/27/ЕС техническият потенциална високоефективна когенерация въз основана настоящите регулаторни и пазарни условия възлизана GWh/г.
Потенциалът за нови високоефективни когенарационни мощности е оценен на база нетоплофицираното население и климатичните показатели на районите, където то е съсредоточено. Приложени са следните критерии
• население над 42 000 жители, и
• топлинна консумация над 10 г. Предвижда се в местата със съществуваща когенерация да се изградят допълнителни високо ефективни мощности, работещи на газ, като разликата до върховия товар да се покрива от котли. Общият потенциал за изграждане на високоефективни мощности за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия в централизираното топлоснабдяване дог. е 355 MW, от които 235 MW са нови мощности и 120 MW
- заместващи мощности. Потенциалът за производство на топлинна енергия в нови когенерационни инсталации може да се реализира основно чрез
• преминаване от разделно топлопроизводство към високоефективно комбинирано производство
• преминаване от паров цикъл на Ренкин към комбиниран газо-паров цикъл
• потенциал при използването на отпадъци. Предвид това, политиката в Сектор Топлоснабдяване ще бъде насочена към реализиране на следните мерки и действия

28 актуализиране на Всеобхватната оценка на потенциала за прилагане на високоефективното комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия и на ефективни районни отоплителни и охладителни системи в Република България в съответствие с изискванията на Директива 2012/27/ЕС, изменена с Директива (ЕС) 2018/2002 относно енергийната ефективности при разглеждане на условията за използването на енергия от ВИ, определени в Директива (ЕС) 2018/2001 за насърчаване използването на енергия от възобновяеми източници осигуряване развитието на високоефективно комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия с разглеждане на възможности за производство на енергия за охлаждане участие на топлофикационните дружества в предоставените възможности за модернизиране на производствените мощности и топлопреносната мрежа чрез дерогацията по чл. ви Модернизационния фонд и по чл. г от Директива 2018/410/ЕС; използване на екологосъобразни горива за производството на енергия в съществуващите топлофикационни дружества и при изграждането на нови мощности, включително използване на енергия от ВИ, отпадна топлина и студ стимулиране изграждането на локални районни отоплителни и охладителни системи в населени места, както и използването на микроагрегати за комбинирано производство на енергия, монтирани в жилищни сгради присъединяване на нови потребители на топлинна енергия и/или енергия за охлаждане към съществуващите топлопреносни мрежи продължаване на процеса понамаляване на загубите при преноса и разпределението на топлинна енергия осигуряване присъединяването на производители на топлинна енергия и енергия за охлаждане от ВИ към съществуващите топлопреносни мрежи и изкупуване от топлопреносното предприятие на произведената от друг производител енергия, когато това е технически възможно и икономически целесъобразно. Очакването е през следващите години амортизираните парни турбини в топлофикационните дружества да бъдат заменени с високотехнологични инсталации с паро-газов цикъл и газобутални двигатели, с което ще се увеличи общата ефективност на централите. В резултатна това, освен че ще се увеличи експлоатационната сигурност на топлофикационните централи и ще се намалят

29 емисиите
NOx, ще се подобри и технологичното съотношение на електропроизводство към топлопроизводството (при запазване на топлинния товар.

Изтегляне 1.47 Mb.

Сподели с приятели: