Закон за енергийната ефективност (28. 10. 2008 г.) 6 Позиция на ус на бск относно



страница6/7
Дата20.07.2018
Размер1.14 Mb.
1   2   3   4   5   6   7

ОЦЕНКА НА ВЪЗДЕЙСТВИЕТО НА НИСКОВЪГЛЕРОДНИТЕ ЦЕЛИ ВЪРХУ РАЗХОДИТЕ ЗА ПРОИЗВОДСТВО НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ




  1. Енергиен профил на България и структура на електроенергийния баланс по ресурси и по производствени мощности


1.1. Актуално състояние

Електроенергията в страната се произвежда от въглища, ядрено гориво, природен газ и ВЕИ.




  1. Произвежданата от въглища електроенергия през последните години е около 23 млрд. кВтч годишно с дял над 50% от общото производство. От своя страна, над 50% от тази енергия се произвежда от централите „Марица Изток 2” и „Енел Марица изток 3”, използващи местни лигнитни въглища от едноименните мини. Електроенергията, произвеждана от тези две централи се изкупува от НЕК по фиксирани двукомпонентни цени съгласно подписани дългосрочни договори.

Останалите количества се произвеждат от ТЕЦ „Варна” (~4 млрд. кВтч) на база вносни въглища, ТЕЦ „Бобов дол” (~2 млрд. кВтч) на база местни кафяви и лигнитни въглища, други централи и топлофикации.


Средната цена за производство на електроенергия от въглища (местни и вносни) към момента възлиза на ~ 85-90лв./МВтч.


  1. Производството на ядрена електроенергия намалява след затварянето на трети и четвърти блокове на АЕЦ „Козлодуй” – от 22 млрд. кВтч през 2005 г. до 16 млрд. кВтч през 2008 г., което представлява 35-процентов дял от общото производство. Средната цена за производство на електроенергия от АЕЦ „Козлодуй” е ~ 42 лв./МВтч.

Посочените по-горе цени за производство на електрическа енергия са определени на базата на утвърдените от ДКЕВР тарифни цени за енергия и за разполагаемост, по които се извършват сделките на регулирания сегмент.




  1. Електроенергията от ВЕИ възлиза на ~3 млрд. кВтч през 2008 г. и е с относителен дял от 6.5% в общото производство. Над 95% от нея е произведена от ВЕЦ. Всички останали ВЕИ представляват под 5% в електроенергията от ВЕИ и около 0.3% в общото производство. Трябва да се отбележи, че производството на ВЕЦ е силно зависимо от хидроложките условия. При години с по-голямо количество валежи, електрическата енергия, произведена от ВЕЦ надхвърля 4.5 млрд.КВтч. Електроенергията от ВЕИ се изкупува по преференциални цени (Решения на ДКЕВР №№ Ц-03/16.03.2009г.; Ц-04/30.03.2009г.; Ц-14/12.05.2009г.; Ц-15/12.05.2009г.; Ц-30/07.09.2009г.; Ц-31/07.09.2009г.; вж. графиката по-долу). Разликите между преференциалните цени за изкупуване на електроенергията от ВЕИ и базисната цена на електроенергията се третират като разходи, възникнали в резултат на изпълнение на задължения към обществото. Съгласно изискванията на Закона за енергетиката те подлежат на справедливо прехвърляне върху всички потребители. Отскоро това се осъществява чрез включването им към цената за пренос като цена за „зелена” енергия. Актуалната към момента одобрена от ДКЕВР цена за „зелена” енергия е 2.12 лв/ МВтч, което означава, че през 2009 г. потребителите на електроенергия са подкрепили развитието на ВЕИ с приблизително 82 млн. лв.





  1. Последно място като количество и дял заема електроенергията, произведена от природен газ от заводски централи и топлофикации (~2.5 млрд. кВтч). Преобладаващата част от тази електроенергия се произвежда по комбиниран начин и се изкупува задължително по преференциални цени основно от Обществения доставчик. Преференциалните цени се определят като одобрените индивидуални разходи на всеки производител се увеличават с надбавка, определена от ДКЕВР. Тези цени варират от 104 лв./МВтч до 188 лв./МВтч и предизвикват допълнителни обществени разходи в размер на 480 млн. лв. годишно (на базата на 2008г.).

Тъй като не се публикуват и не са налични данни за среднопретеглената цена за производство на електрическа енергия в страната, същата е получена по изчислителен път въз основа на публикувани данни на ДКЕВР и за 2008 г. е в размер на 65 лв./МВтч.


Поради значителни различия между разходите за производство на електроенергия в зависимост от ресурса, разходната, респ. ценова структура не съответства на структурата на производство. Например, ядрената енергия заема 35-процентов дял в общото производство на електроенергия, докато делът й в разходната структура е 23% поради значително по-ниските в сравнение със средните цени. От друга страна, поради високите преференциални цени, комбинираната електроенергия, произведена с природен газ участва с 6-процентов дял в електропроизводството, но с 13-процентов дял в разходите, а вятърната електроенергия – с 0.2% в производството и с 0.6% в разходите.


По веригата на цените към тази цена от 65 лв./МВтч се добавят разходи за мрежови услуги, а именно - за пренос, за достъп до преносна мрежа, за разпределение и за достъп до разпределителна мрежа, както и за снабдяване.
Като резултат (съгласно Евростат), индустриалните потребители плащат средна цена в размер на 107 лв./МВтч (без ДДС, с акциз), а битовите потребители – 123 лв./МВтч (без ДДС). Разликата между двете цени е много по-ниска от стандартните съотношения за ЕС и е показател за продължаващо субсидиране на населението от страна на бизнеса.

Емисиите на въглероден двуокис при производството на електроенергия (тон/МВтч) от големите централи (без топлофикации и заводски) в зависимост от вида на използваното гориво са както следва:
Табл.1 Емисии на СО2 при производство на електрическа енергия

ВИД РЕСУРС

ЕМИСИИ (кг/МВтч)

Местни въглища

1100-1250

Вносни въглища

1000

Ядрена енергия

0

ВЕИ

0

Въглеродната интензивност на електроенергията, определена като съотношение на общите емисии на централите спрямо общото производство на електроенергия през 2008г. е 555 кг/ МВтч.


Характерна специфика на ресурсната структура на българското електропроизводство е неизползването на природен газ за производство на електроенергия. Тази специфика въздейства двояко върху икономиката на електроенергетиката: положително от гл.т. на енергийната сигурност, тъй като намалява зависимостта от внос и уязвимостта при кризи в снабдяването и отрицателно от екологична гледна точка. Емисиите на въглероден двуокис при производството на електрическа енергия от природен газ са 400 кг/ МВтч, т.е. 3 пъти по-ниски от тези на въглищните централи.


    1. Перспективи


До 2015 г.
(1) Профилът на производителите на електрическа енергия от въглища ще претърпи значителни промени в близко бъдеще. В съответствие с Прилагащата програма към Директива 2001/80/ЕС и комплексните разрешителни, издадени на инсталациите, за да бъдат приведени към разрешените нива на емисии на серни и азотни окиси и прах предстои последователно да бъдат изведени от експлоатация блоковете на ТЕЦ „Бобов дол”. Блоковете на ТЕЦ „Варна” трябва да бъдат приведени в съответствие с изискванията чрез инвестиции за намаляване на емисиите, които могат да включват и промяна на горивната база. Засега са известни намеренията на собственика да изгради 880-мегаватова мощност на природен газ, която да замести по-старите три (от общо шест) блока на централата. Ще бъдат изведени от експлоатация също и други мощности, работещи с въглища („Брикел” и „Марица 3”), но те имат пренебрежимо ниско влияние върху електроенергийния баланс.
(2) Предстои обаче и обратен процес – въвеждане в експлоатация на нова централа на лигнитни въглища – „Ей И ЕС Марица Изток 1” с мощност от 600 МВт и разполагаемост за производство от 5 млрд. кВтч годишно. Централата ще продава електроенергия на НЕК по фиксирани цени съобразно дългосрочен петнадесетгодишен договор. По-интензивно ще заработят и другите две централи от комплекса „Марица Изток” след приключването на провежданите екологични и модернизационни проекти. Поради това, не се очаква в перспектива до 2015 г. обемът на електроенергията, произвеждана от големите въглищни централи да претърпи съществени промени в сравнение със сегашните нива от 19-20 млрд. МВтч.
(3) Що се отнася до другите източници на традиционна енергия, до 2015г. не предстои извеждане от експлоатация или влизане в сила на нови мощности. Респективно – обемите на произвежданата от тях електрическа енергия ще останат на нива, сравними с настоящите.
(4) По отношение на ВЕИ, при съществуващите механизми за подкрепа, може да се очаква ежегодно въвеждане в експлоатация по 200 МВт фотоволтаични мощности и по 150 МВт вятърни мощности за периода до 2015г.
До 2020
По-съществени промени в електроенергетиката ще бъдат наблюдавани в периода до 2020г., а именно:

(1) Ако бъдат осъществени проектите на ЧЕЗ за изграждане на заместващи 880-мегаватови газови мощности в ТЕЦ „Варна” ще се постигне разнообразяване на ресурсния микс и намаляване на емисионната интензивност на електроенергията, произвеждана в страната.


(2) Осъществяването на проекта АЕЦ „Белене” и/или изграждането на нови мощности на площадката на АЕЦ „Козлодуй” ще има още по-силен положителен ефект върху емисионната интензивност предвид нулевите емисии на ядрената електроенергия.
(3) След 2015 г., поради отпадането на дългосрочните договори за изкупуване на електроенергията от ВЕИ, темпът на въвеждане в експлоатация на електропроизводствени мощности от ВЕИ ще бъде забавен.
(4) Общо за периода до 2020 г., съгласно Прогнозен документ за потенциала на възобновяемата енергия в България, електроенергията, произведена от ВЕИ през 2020 г. се очаква да достигне до 648 млн.тне или 7.6 млрд. кВтч. Сравнено с досегашното производство, това означава удвояване на обемите на «зелената» електроенергия.

Прогресът на ВЕИ-технологиите ще доведе до намаляване инвестиционните разходи за единица мощност и до увеличаване на ефективността на производството. Като резултат се очаква разходите на единица произведена електроенергия от фотоволтаични централи да паднат спрямо настоящите с 50%, от хидроенергия – с 10%, от вятър и биомаса - с 6% към 2020 г. От друга страна, цената на електроенергията, произвеждана от традиционни източници ще расте под влияние на редица фактори, в т.ч. търговията с емисии. Тези две тенденции ще сближат ценовите равнища на зелената и традиционната електроенергия, съответно ще намалят необходимата финансова подкрепа за насърчаването на развитието на ВЕИ.

1.2.1. Въздействие на Схемата за търговия с емисии върху разходите за производство на електрическата енергия
Анализът обхваща периода 2013 – 2020 г. и оценява въздействието на новите правила за търговия с емисии върху разходите на електропроизводствените централи в страната. България има право на дерогация, при използването на която българските централи ще разполагат с определено количество безплатни разрешителни за емисии на въглероден двуокис, които ще намаляват ежегодно - от 70% през 2013г. до 0% през 2020г. спрямо общите емисии. Недостигащите разрешителни ще са платени и ще се предлагат на търгове, организирани от всяка държава членка, до които ще има достъп всеки европейски участник.
Цените на емисиите, въз основа на които е направена оценката на въздействието на пакет ”Климат - Енергетика” са 39 евро/тСО2. Актуалните прогнозни цени, които отчитат въздействието на кризата, са значително по-ниски. За целите на този анализ са използвани цени от 40 лв./тСО2.
При тези допускания, търговията с емисии ще окаже следното въздействие върху икономическите характеристики на електропроизводството:

  1. Разходите на въглищните централи ще нарастнат поради необходимостта да се закупуват разрешителни за емисии. Общия годишен размер на тези допълнителни разходи прогресивно ще расте, както следва: 270 млн.лв. през 2013г., 450 млн.лв. през 2015г. и 900 млн. лв. през 2020г.

  2. Тези допълнителни разходи, предизвикани от необходимостта да бъдат заплащани все по-голям брой разрешителни за емисии ще бъдат калкулирани в цената на електроенергията от въглищните централи, както това е регламентирано в дългосрочните договори за изкупуване на енергията между централите и НЕК.

  3. Съгласно Закона за енергетиката, НЕК има възможността чрез заявление до ДКЕВР да поиска тези допълнителни разходи да бъдат признати за невъзстановяеми - като произтичащи от сключени сделки преди влизането в сила на закона. Ако бъдат признати за такива, компенсирането им трябва да се осъществи от всички потребители по недискриминационен и прозрачен начин, определен от ДКЕВР. Широкоизползван метод е включването на невъзстановяемите разходи като отделна компонента в цената за пренос – подобно на въведената добавка за „зелена” енергия. Тези невъзстановяеми разходи ще нарастват през разглеждания период, както следва – 6,80 лв./Мвтч през 2013 г., 11,30 лв./МВтч през 2015г. и 22,50 лв./МВтч. през 2020г.




1.2.2. Въздействие на развитието на различните ВЕИ върху разходите за производство на електрическа енергия, за развитие на мрежата, за управлението на електроенергийната система, за поддържане и развитие на балансиращи мощности

Въздействието на ВЕИ върху разходите за производство на електрическа енергия

Въздействието на ВЕИ върху разходите за производство на електрическа енергия е оценено при следните примерни допускания:



  1. Ежегодно въвеждане в експлоатация по 200 МВт фотоволтаични мощности в периода 2011-2015г. и по 100 МВт фотоволтаични мощности за периода 2016-2020г., при което същите достигат до 1500 МВт през 2020г.

  2. Нарастващо производство от фотоволтаичните мощности по години, съответно – 250 млн. кВтч през 2011г., 1,25 млрд. кВтч през 2015г. и 2 млрд. кВтч през 2020г. Това допускане се основава на средногодишно производство на фотоволтаичните мощности от 1250 часа до 2015г. включително и 1600 часа от 2016г. до 2020г. като резултат от развитие на технологиите и повишена производителност

  3. Ежегодно въвеждане в експлоатация по 150 МВт вятърни мощности в периода 2011-2015г. и по 50 МВт вятърни мощности в периода 2016-2020г., при което същите достигат до 1200 МВт и 2,7 млрд. кВтч производство през 2020г. Това допускане се основава на Проект на Енергийна стратегия на България до 2020г.

  4. Преференциалната цена за електроенергия от фотоволтаични инсталации намалява с 50% до 2020г. – от 755 лв./МВтч днес до 373 лв./МВтч като резултат от технологичния прогрес

  5. Преференциалната цена за електрическата енергия от вятърни инсталации намалява с 10% до 2020г. – от 172 лв./МВтч днес до 152 лв./МВтч като резултат от технологичния прогрес

  6. Допълнителните разходи за насърчаване на ВЕИ, въз основа на които се определя компонентата за „зелена” енергия в цената за пренос, са определени спрямо изчислената среднопретеглена цена за производство на електрическа енергия в размер на 65 лв./МВтч.

При тези допускания, развитието на ВЕИ ще окаже следното въздействие върху икономическите характеристики на електропроизводството:

  1. Допълнителните разходи, породени от въвеждането на новите фотоволтаични мощности нарастват ежегодно. Общият им годишен размер достига до 693 млн.лв. през 2015г. и 986 млн. лв. през 2020г.

  2. Добавката към цената за пренос за фотоволтаична енергия нараства до 17,32 лв./МВтч през 2015г. и до 24,65 лв./МВтч през 2020г.

  3. Допълнителните разходи, породени от въвеждането на новите вятърни мощности, също нарастват ежегодно. Общият годишен размер достига до 207 млн. лв. през 2015г. и 243 млн. лв. през 2020г.

  4. Добавката към цената за пренос за вятърна енергия нараства до 5,18 лв./МВтч през 2015г. и до 6,08 лв./МВтч. през 2020г.

  5. Сумарно, обществените разходи за подкрепа на фотоволтаичната и на вятърната енергия през 2015г. и съответно през 2020г. възлизат на 899 млн.лв. и на 1230 млн.лв., а добавките за зелена енергия са – 22,50 лв./Мвтч. и 30,73 лв./МВтч.

Направените допускания предполагат, че ДКЕВР ще следи и отчита чрез своевременно ежегодно намаляване на преференциалните цени спадащите разходи в резултат на прогреса на ВЕИ-технологиите. Ако тази предпоставка не е налице, общия размер на обществените разходи, съответно – добавката за зелена електроенергия към цената за пренос ще бъде по-висока.




Въздействие на ВЕИ върху мрежовите разходи и управлението на електроенергийната система

Съгласно чл. 15, ал. 2 от ЗВАЕИБ разходите за присъединяване на ВЕИ-мощността към съответната мрежа от границата на собственост на електрическите съоръжения до мястото на присъединяване са за сметка на преносното или на съответното разпределително предприятие, а производителят дължи цена за присъединяване, включваща само преките разходи, извършени от преносното или съответното разпределително предприятие по неговото присъединяване.

Също така, разходите за разширението и реконструкцията на преносната и/или на разпределителната мрежа, свързани с присъединяването на ВЕИ-мощността, са за сметка на преносното, съответно на разпределителното предприятие и не се включват в цената за присъединяване на производителите на електрическа енергия от възобновяеми енергийни източници.

Единствено преките разходи, необходими за присъединяване на ВЕИ-мощността към съответната мрежа до границата на собственост на електрическите съоръжения, са за сметка на производителя.

Тези правила пораждат следните проблеми:


  1. Заплащането на разходите по присъединяване на ВЕИ-мощността от страна на мрежовата компания увеличава цените на крайните потребители. Предизвиканите от присъединяването към разпределителната мрежа разходи се прехвърлят само към регионалната цена на електрическата енергия, която заплащат клиентите от съответната лицензирана територия.

  2. Посоченото по-горе нарушава изискването на Закона за енергетиката за справедливо прехвърляне на разходи, предизвикани от изпълнение на задължения към обществото към всички потребители. Пример в това отношение е региона на Североизточна България, където са разположени приоритетната част от вятърните паркове, разходите за чието присъединяване към мрежата на Е.ОН се насочват към цените на местните клиенти.

  3. Поемането на разходите за присъединяването на ВЕИ-мощността от страна на мрежовите компании поражда допълнителни рискове в случай, че инвеститорите във ВЕИ не осъществят намерението си, а разходите за присъединяване на обекта им вече са направени.

  4. Не на последно място, трябва да се отчете и факта, че за производителите на електроенергия от ВЕИ безплатното присъединяване към мрежата е трета привилегия наред с преференциалните цени и задължителното изкупуване. Подобна концентрация на преференции само спрямо един тип производители създава непрозрачна среда и предпоставки за дискриминация.


Въздействие на ВЕИ върху мрежовите разходи

Разходите за присъединяване на фотоволтаичните мощности варират в широки граници в зависимост от мощността и разстоянията. За целите на оценката е приет показател от 350 лв. за присъединяване на 1 кВт фотоволтаична мощност към мрежата. При тази предпоставка, присъединяването на общо 1500 МВт фотоволтаични мощности ще струва на мрежата 525 млн.лв. и ще доведе до постепенно нарастване на крайните цени, достигащо до ~ 1,80 лв./МВтч през 2020г. В случай, че не бъде променен досегашният механизъм за калкулиране на тези разходи - към цените на разпределителното дружество, присъединяващо новата ВЕИ-мощност - то тези разходи ще бъдат понесени само от потребителите на съответната територия на страната, респ. въздействието върху цените им ще бъде в пъти по-голямо.

По експертни оценки, присъединяването на 1200 МВт вятърни генератори до 2020г. ще струва на мрежата 150 млн. лв. и ще увеличи крайните цени с 0,5 лв./МВтч през 2020г.

Въздействие на ВЕИ върху разходите за управление на електроенергийната система

Фотоволтаичните мощности не натоварват съществено електропреносната мрежа, по-скоро могат да се приемат за „приятелски настроени” към нея. Фотоволтаиците спомагат за по-доброто разпределение на напрежението в мрежата към отдалечените райони. Въвеждането на фотоволтаици дори премахва нуждата от изграждане на допълнителни трафопостове.

Не така стои въпросът с вятърните генератори. Интегрирането на вятърни централи към електроенергийната мрежа създава технически рискове. Те произтичат от голямата променливост и отклоненията на товара, характерни за работата на тези централи. Тези технически рискове се преодоляват чрез различни мерки като в общия случай повишават нуждата от балансиращи мощности и резерв.

Наличните мощности ще успеят да резервират около 1000 - 1200 МВт вятърни централи, тоест – интеграцията на такава мощност няма да наложи изграждане на нови бързи ТЕЦ с газови турбини. Инсталирането на вятърни мощности до 1200 МВт ще доведе до допълнителни разходи за балансиране на системата , които се оценяват на ~2 лв./МВтч.

При инсталиране на повече вятърни мощности, допълнителните разходи за инсталиране ще се увеличат многократно поради необходимостта от инвестиции в нови резервни мощности.

2. Анализ на динамиката в структурата на цените на електроенергията за периода 2009-2015-2020 г.

Изпълнението на нисковъглеродните цели резултира в по-високи електропроизводствени и мрежови разходи. „Нисковъглеродните” разходи ще нарастват ежегодно в периода на преход до 2020 г. и ще доведат до нарастване на цените (понастоящем 107 и 123 лв/МВтч за индустрия и население) и до промени в тяхната структура, както следва:


През 2015 г.

  1. Допълнителните обществени разходи ще възлезнат на 1428 млн.лв. и ще доведат до увеличаване на цената на единица електроенергия с 35,75 лв/МВтч., както следва:

  • Под влияние на търговията с емисии цената за производство на електроенергия ще нарасне с 11,30 лв./МВтч (при използване на дерогация)

  • Насърчаването на слънчевата електроенергия ще предизвика допълнителни производствени разходи от 17,32 лв./МВтч

  • Насърчаването на вятърната електроенергия ще предизвика допълнителни производствени разходи от 5,18 лв./МВтч

  • Мрежовите и системни услуги ще се повишат с 1,95 лв./МВтч.

  1. Спрямо сегашните цени на електроенергията това представлява нарастване с 33% средно за индустрията и с 29% - за населението.

  2. Особено осезателно ще се повиши компонентата за производство на електроенергия в крайните цени – от 65 до 98,80 лв./МВтч.

  3. Средната цена на електроенергията за индустрията ще нарасне от 107 до 142.75лв./МВтч. Разходите за производство на електрическа енергия ще повишат дела си в общата структура на цените – от 60 на 70%.

  4. Средната цена на електроенергията за населението ще нарасне от 123 до 158.75лв./МВтч. Разходите за производство на електрическа енергия ще повишат дела си в общата структура на цените – от 53 на 62%.


През 2020 г.
1   2   3   4   5   6   7


База данных защищена авторским правом ©obuch.info 2016
отнасят до администрацията

    Начална страница