Обосновка на Преходни периоди

Обосновка на Преходни периоди

Следва да се отчита, че разходите за привеждане на ГГИ в съответствие с Директивата са само част от разходите, необходими за приложението на още ред други директиви за околната среда.

В същото време енергийният сектор на страната е подложен на значително въздействие поради предсрочното прекратяване на експлоатацията на блокове 1 и 2 в АЕЦ “Козлодуй“, които произвеждаха 10 % от електроенергията на страната.

Значителното намаляване на дела на ядрени мощности в мощностния баланс на страната, рязко увеличава ролята на мощностите в ТЕЦ. Тяхната нормална експлоатация става решаваща за устойчивостта и сигурността на доставките на електроенергия.

Непроизведената от АЕЦ електроенергия може да се произведе само от значително по- неикономични централи като ТЕЦ “Варна“, ТЕЦ “Русе изток“ и ТЕЦ “Бобов дол“. Евентуалното предсрочно прекратяване на експлоатацията след 2006 г. на блокове 3 и 4 в АЕЦ, които произвеждат още 10 % от електроенергията би увеличило натоварването на тези ТЕЦ и, при добра тяхна използваемост, те биха могли да произведат около 11 млрд kWh електроенергия, равна на непроизведената от АЕЦ електроенергия.

Едновременното провеждане на мероприятия за привеждането на всички ТЕЦ към изискванията на Директивата ще намали разполагаемата мощност и ще снижи значително сигурността на електроснабдяването.

Известно е, че част от страните, които вече завършиха преговорите за приемане в Европейския съюз и ще станат пълноправни членове на съюза от 2004 г., получиха от Европейската комисия значителни преходни периоди базирани на огромната зависимост на страната от функционирането на ТЕЦ и на закриването на атомни централи.

България може да стане член на Европейския съюз не по- рано от 2007 г., но независимо от това се съгласи да прекрати експлоатацията на ядрени блокове 1 и 2 през 2002 г. и може да се наложи да прекрати експлоатацията на блокове 3 и 4, тоест преди приемането й в Съюза. Към този момент зависимостта на страната от функционирането на ТЕЦ става огромна.

Ясно е, че страната не е в състояние да приложи изискванията към ГГИ в предписания от Директивата срок. В тези условия страната ще приеме подход, който ще позволи Директивата да се приложи с минимални отклонения от изисквания срок и с бързо намаление на емисиите на вредни вещества.

Директивата ще се приложи в срок към всички централи, които са основни източници на емисии на SO₂. Ще бъдат обхванати централите, които са емитирали над 92 % от общите емисии на SO₂ на страната в периода 1996- 2000 г. (Таблица 2.2).

Директивата ще бъде приложена в срок към почти всички ГГИ, които не удовлетворяват нормите за концентрация на NO_x. Изключение ще бъде направено само за една централа- ТЕЦ “Лукойл Нефтохим Бургас”, която е емитирала само 4.78 % от общите емисии на NO_x за страната през периода 1996- 2000 г. (Таблица 2.3).

България ще приложи изискванията на Директивата с преходен период само към четири ГГИ. Изискванията ще се приложат в срок към огромното мнозинство (27) от ГГИ.

Страната ще приложи преходни периоди към следните централи:

1. 
   ТЕЦ “Варна“– преходен период до 2016 г., като поетапно котлите на централата се привеждат в пълно съответствие с нормите на Директивата през периода 2008- 2016 г.
   

При вземането на решението за преходен период се отчита и фактът, че ТЕЦ “Варна” е една от чистите централи. Емисиите на NO_x са в нормите за концентрация от Директивата. Емисиите на SO₂ са едни от най- ниските за централите, изгарящи твърди горива, а добрата експлоатация на ЕФ ще позволи емисиите на прах да са в рамките на 100- 150 mg/Nm³.

Към 2008 г. се очаква емисиите на SO₂ да са 15 000 Mg/г., на NO_x 15 708 Mg/г. и на прах 3 500 Mg/г. с постепенно намаляване и на трите вида замърсители в следствие на провежданите мероприятия.

Поради това, че енергийният сектор на страната е подложен на значително въздействие поради предсрочното прекратяване на експлоатацията на ядрени блокове в АЕЦ “Козлодуй” се предлага на ТЕЦ “Варна” ползва преходен период за прилагане на Директивата, като се позволи на централата да приложи изискванията на Директивата поетапно в течение на 8 години в периода 2008- 2016 г.

Всеки от шестте блока на централата ще бъде приведен в съответствие с изискванията на Директивата в срок, както следва:

• 
  Блок №1 2009 г.
  
• 
  Блок №2 2010 г.
  
• 
  Блок №3 2011 г.
  
• 
  Блок №4 2014 г.
  
• 
  Блок №5 2015 г.
  
• 
  Блок №6 2016 г.
  

Така се позволява успешно да бъде завършена рехабилитацията на основните електропроизводствени мощности в останалите централи и, евентуално да се изградят нови мощности, за да се стабилизира мощностния баланс на страната. След 2016 г. централата изцяло ще съответства на изискванията на Директивата и ще има разполагаема мощност 1260 MW.

1. 
   Изграждане на СОИ за всеки блок в зависимост от избраната горивна база и съдържанието на сяра във въглищата:
   
   1. 
      При съдържание на сяра до 0,5 % във въглищата- използване на сух способ за сероочистване с впръскване на варовик в пещна камера. Необходимите инвестиции за инсталиране на СОИ на 3-те блока се оценяват на 30 млн лева. Срокът за изграждане на СОИ е 3 години- 2007- 2009 г.
      
   2. 
      При съдържание на сяра до 0,8 % във въглищата- използване на полусух способ за сероочистване с впръскване на варовик в пещна камера и скрубер след ПГ пред ЕФ. Необходими инвестиции за инсталиране на СОИ на 3-те блока се оценяват на 90 млн лева. Срокът за изграждане на СОИ е 5 години в периода 2007-2011 г.
      
2. 
   Съоръжаване на ПГ с нискоемисионни горелки за намалено образуване на азотни окиси. Срокът за инсталиране и въвеждане в експлоатация на тези горелки на 3 те блока е по време на рехабилитацията на блоковете и е 3 години в периода 2007-2009 г. Необходимите инвестиции за нови нискоемисионни горелки на 3те блока се оценяват на 6 млн лева.
   
3. 
   Подмяна на съществуващите ЕФ с нови в зависимост от горивната база и съдържанието на сяра във въглищата:
   
   1. 
      При съдържание на сяра до 0,5 % във въглищата – Инсталиране на ръкавни филтри със степен на очистване 99 %. Срок за изграждане на ръкавните филтри е 3 години, в периода 2007-2009 г. Необходимите инвестиции за 3 ръкавни филтри се оценяват на 9 млн лева.
      
   2. 
      При съдържание на сяра до 0,8 % във въглищата – Инсталиране на ЕФ със степен на очистване 99,2 %. Срокът за изграждане на 3-те ЕФ е 3 години, в периода 2007-2009 г. Необходимите инвестиции за ЕФ се оценяват на 12 млн лева.
      

1. 
   Изграждане на СОИ към всеки блок с използване на полусуха варовикова технология. Необходимите инвестиции за СОИ на 3-те блока се оценяват на 90 млн лева. Срокът за изграждане на СОИ е 5 години в периода 2012-2016 г.
   
2. 
   Рехабилитация на съществуващите ЕФ с инсталиране на допълнително електрическо поле. Предвижда се степента на очистване от прах да се увеличи до 99,5 %. Срокът за рехабилитация на ЕФ е 3 години в периода 2012- 2014 г. Необходимите инвестиции за рехабилитация на ЕФ на 3-те блока, се оценяват на 6 млн лева.
   

2. 
   ТЕЦ “Бобов дол“– преходен период до 2018 г., като в периода от 2007 г. до 2018 г. от експлоатация се извежда цялата централа.
   

Проучванията за потенциала на въгледобива в района показват, че към 2008 г. той ще намалее до 460 хил. туг и няма да е достатъчен за захранване с горива на трите блока на централата. Поради това се планира блок №1 на централата да бъде изведен от експлоатация в края на 2007 г. и да бъде заместен с парогазов модул.

Към 2014 г. потенциалът за въгледобив в района намалява до 370 хил. туг- количество, достатъчно за захранване само на един блок на централата. Поради това се планира блок №2 да бъде изведен от експлоатация в края на 2013 г. и да бъде заменен с парогазов модул.

След 2013 г. в експлоатация ще остане само един блок, чието бъдеще зависи от възможностите за добив на въглища. Прогнозите са този блок да работи до 31.12.2018 г. и след това да бъде заменен с парогазов модул.

Поради това, а също така и поради необходимостта да се компенсира предсрочното извеждане на ядрени блокове в АЕЦ “Козлодуй” към ТЕЦ “Бобов дол” се прилага преходен период както следва:

• 
  Блок №2- експлоатира се до 31.12.2013 г., след което се извежда от експлоатация.
  
• 
  Блок №3- експлоатира се до 31.12.2018 г., след което се извежда от експлоатация.
  
• 
  Блок №1 се извежда от експлоатация на 31.12.2007 г. преди влизането на Директивата в действие.
  

Така се постига намаление на инвестициите в централата с 136 млн лв., като се запазва централата в експлоатация по време на провеждане на мерките за модернизация на останалите електроцентрали в периода 2004- 2007 г. В противен случай се нарушава мощностния баланс на страната.

По време на експлоатацията на блокове 2 и 3 за ограничен период от време (блок 2- за 6 години и блок 3 за 11 години) се стабилизира мощностния баланс на страната и се провеждат необходимите мерки за преодоляване на последствията от постепенното закриване на въгледобива в региона.

През това време блоковете биха могли да произвеждат 1- 2 TWh годишно, при разполагаема мощност от около 190- 360 MW, с което ще подпомогнат успешната рехабилитация на основните електропроизводствени мощности в останалите централи.

При вземането на решение за преходен период се отчита, че централата съответства на нормите на Директивата за емисии на NO_x и е емитирала под 5 % от общите емисии на SO₂ в страната през периода 1996- 2000 г. Намаляващия въгледобив и поетапното извеждане от експлоатация на блоковете естествено ще намали общия обем на емисиите от централата.

За периода 2008- 2012 г. се очаква емисиите на SO₂ да са 29 000 Mg/г., на NO_x 2 900 Mg/г. и на прах 1 700 Mg/г., а за периода 2013- 2018 г. съответно емисиите на SO₂ ще са 14 000 Mg/г., на NO_x 1 500 Mg/г. и на прах 900 Mg/г.

3. 
   ТЕЦ “Русе изток“– преходен период до 2016 г., като в периода 2008- 2016 г., в течение на осем години, поетапно централата се привежда в съответствие с нормите на Директивата.
   

• 
  2007- 2008 г.- привеждане в нормите за прах на парогенератори 7 и 8.
  
• 
  2008- 2010 г.- ежегодно привеждане в съответствие с Директивата по SO₂ на по един парогенератор (№№ 5, 7 и 8)
  
• 
  2011- 2012 г.- привеждане в нормите за прах на парогенератори №№ 1, 2 и 3.
  
• 
  2013- 2016 г.- ежегодно привеждане в съответствие с Директивата по SO₂ по един парогенератор (№№ 1, 2, 3 и 4)
  

Характера на експлоатацията на централата е главно като резервна мощност при обща използваемост на инсталираната мощност 3 700- 4 000 h годишно (от 42 до 45 %). Сравнително добрите екологични показатели на централата, съчетани с малкото годишно натоварване, позволяват да се твърди, че увеличението на емисиите ще бъде незначително.

Емисиите на SO₂ за периода 1996- 2000 г. са 4.47 % от общите емисии на страната. Това е една от най- чистите електроцентрали, която е в нормите за емисии на NO_x и при подобряване експлоатацията на ЕФ, се постигат концентрации от порядъка на 100- 150 mg/Nm³.

Към 2008 г. се очаква емисиите на SO₂ да са 15 236 Mg/г., на NO_x 5 124 Mg/г. и на прах 1 353 Mg/г. с постепенно намаляване и на трите вида замърсители в следствие на провежданите мероприятия.

Плановете за развитие на централата предвиждат:

• 
  Рехабилитация на енергиен блок №3 с инсталиране на нов ЕФ. Инвестициите за ЕФ се оценяват на 2 млн лева. Срокът за извършване на рехабилитацията с инсталиране на новия ЕФ е 2 г. в периода 2004- 2005 г.
  
• 
  През 2006 г. ще се изготви технико-икономическо проучване за избор на технология за сероочистване и рехабилитация и/или монтиране на нови ЕФ в централата.
  
• 
  Изграждане поетапно на 3 СОИ със степен на очистване 90 %, към ПГ №№ 5, 7 и 8. Инвестициите за СОИ на 3-те ПГ, се оценяват на 60 млн лева. Срокът за изграждане и въвеждане в експлоатация на тези СОИ е 4 години в периода 2007-2010 г.
  
• 
  На ЕФ към ПГ №№ 7 и 8 ще бъде извършена рехабилитация за постигане на нормите. Необходимите инвестиции за рехабилитация на ЕФ на двата ПГ се оценяват на 4 млн лева. ЕФ ще се рехабилитират за 2 г. в периода 2007- 2008 г.
  
• 
  Изграждане поетапно на 4 СОИ със степен на очистване 90 %, към ПГ №№ 1, 2, 3 и 4. Инвестициите за 4-те СОИ се оценяват на 80 млн лева. Срокът за изпълнение на строително-монтажните работи е 6 г. в периода 2011- 2016 г.
  
• 
  Изграждане на нови ЕФ към ПГ № 1, 2 и 3. Инвестициите за 6-те ЕФ се оценяват на 8 млн лева. Сроковете за изпълнение на монтажните работи е 2 г. в периода 2011- 2012 г.
  

4. ТЕЦ “Лукойл Нефтохим Бургас”- преходен период с отлагане на приложението на Директивата до 2012 г., заедно с приложението на Директива 99/32/EEC за намаляване на съдържането на сяра в течните горива. Поетапно намаляване на емисиите на инсталациите през периода 2004- 2012 г., като в крайния етап се достига съответствие на рафинерията на изискванията на Директива 2001/80/EC за рафинерии (чл. 4, ал. 3, буква А)- средна концентрация на SO₂ от 1000 mg/Nm³ за всички горивни инсталации в рафинерията и в съответствие на изискванията към ГГИ за емисии на NO_x и прах.

Към 2008 г. се очаква емисиите на SO₂ да са 15 875 Mg/г., на NO_x 2 046 Mg/г. с постепенно намаляване и на трите вида замърсители в следствие на провежданите мероприятия

Изпълнението на Директивата на ЕС за намаление на съдържанието на сяра в течните горива ще изискват значителни инвестиции. Страната заедно с преходния период за Директивата за намаляването на сяра в течните горива до 2012 г., ще приложи преходен период за ТЕЦ към “Лукойл Нефтохим Бургас” по Директива 2001/80/EC както следва:

• 
  концентрация на SO₂
  

  до 2005 г.	2 500	mg/m3
  от 2005 г.	2 200	mg/m3
  до 2008 г.
  след 01.01.2012 г.	1 000	mg/m3

• 
  концентрация на NO_x
  

  до 2008 г.	500	mg/m3	за течно гориво
  	280	mg/m3	за газово гориво
  след 01.01.2012 г.	400	mg/m3	за течно гориво
  	200	mg/m3	за газово гориво

• 
  концентрация на прах и сажди в течното гориво
  

Контрола по SO₂ ще се извършва по изчислителен път за целия комбинат. Приема се да се монтират средства за непрекъснат мониторинг само на ГГИ над 50 MW_th съгласно изискванията на Наредба № 6/99 г. За останалите 25 относително малки Горивни Източници се предвижда периодичен мониторинг, тъй като техния дял в общите емисии е под 30 %.

Мерки за постигане Нормите за допустими емисии (НДЕ) и срокове:

- За серните окиси- SO_х

До 2008 г. сероочистка на собствените технологични газове, с което се достига концентрация от 2 200 mg/Nm³.

До 2012 г. сероочистка на тежки котелни горива съгласно Директива 93/12/ЕEС

- За азотните окиси- NO_х

До 2008 г. подмяна на горивната апаратура и реконструкция на пещните обеми на ГГИ, които дават преобладаващо количество NO_х.

До 2011 г. достигане на заложените в Директивата концентрации- 400 mg/Nm³ за течно гориво и 200 mg/Nm³ за газово гориво.

- За праха и саждите

Нормата от 50 mg/Nm³ е непосилна за котелно гориво с пепелно съдържание по-голямо от 0,06 %. Структурата на потребяваните в дружеството нефтове предопределя пепелно съдържание в котелното гориво не по-малко от 0,15 %. Оператора приема предложената в Директивата НДЕ след 01.01.2012 г., като се надява пепелното съдържание, в мазута с 1 % сяра, да е по-ниско.

Анализът на тези разходи и сравнението им с разходите за прилагане на Директивата в срок (Таблица 2.8) показва, че прилагането на преходни периоди позволява:

• 
  Да се увеличи срокът, в който следва да се усвоят средствата за инвестиции,като се намали обемът на инвестициите с 120 млн лв. Максималният обем годишни инвестиции намалява със 162 млн лв. (от 380 млн лв. на 217 млн лв.), което е значително по-приемливо за промишлеността и може да бъде реализирано.
  
• 
  Годишните разходи за обслужване на инвестициите и експлоатационните разходи са около 184 млн лв. през периода 2009- 2010 г. (0,6 % от БВП) и достигат 231 млн лв. през периода след 2012 г., което е значително по-приемливо като непроизводствен разход.
  

При това инвестициите които ще са необходими в периода 2004- 2007 г. намаляват почти на половина- от 1,2 млрд лв. на 700 млн лв.

Операторът вече е осигурил за изграждането на СОИ в ТЕЦ “Марица изток 3” заем от 200 млн лв.

Водят се разговори за заем от японска банка на необходимите за изграждане на СОИ на блокове 1- 4 в ТЕЦ “Марица изток 2” 160 млн лв. При успешно завършване на тези разговори, за сметка на заеми вече ще бъдат осигурени 360 млн лв.

Операторите ще поемат изцяло повишените експлоатационни разходи и обслужването на тази част от инвестицията, което ще доведе до едно увеличение на цените на електроенергията от ГГИ с около 0,45 ст./kWh, което може да се разглежда като максимално възможно, като се има предвид, че то е средно около 10 % от изкупната цена, която се прилага сега към най-ефективните ТЕЦ.

Производствените цени на електроенергията в България се групират в 5 сектора, съответстващи на приоритета при натоварването на производствените мощности (merit order):

1. 
   Сектор “ядрена електроенергия”.
   

2. 
   Сектор “лигнитни въглища” (ТЕЦ “Марица изток 2” и ТЕЦ “Марица изток 3”).
   

3. 
   Сектор “кафяви и черни въглища” (ТЕЦ “Русе изток”, ТЕЦ “Варна” и ТЕЦ “Бобов дол”).
   

4. 
   Сектор “когенерация от топлофикационни и промишлени централи”.
   

Прилагането на преходен период към ТЕЦ на рафинерията “Лукойл Нефтохим Бургас” не се отразява на пазара на електроенергия, тъй като централата произвежда основно за нуждите на рафинерията и има нулев обмен със системата.

5. 
   Сектор “върхови централи”.
   

Този анализ показва, че прилагането на преходни периоди към четири централи няма да се отрази на реда на натоварване на централите (merit order) и на конкуренцията между производителите на електроенергия.