Закон за енергийната ефективност (28. 10. 2008 г.) 6 Позиция на ус на бск относно
ОЦЕНКА НА ВЪЗДЕЙСТВИЕТО НА НИСКОВЪГЛЕРОДНИТЕ ЦЕЛИ ВЪРХУ РАЗХОДИТЕ ЗА ПРОИЗВОДСТВО НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ
Изтегляне 9.71 Mb.
|
- Навигация на страницата:
- ВИД РЕСУРС ЕМИСИИ (кг/МВтч)
- Перспективи До 2015 г.
- 1.2.1. Въздействие на Схемата за търговия с емисии върху разходите за производство на електрическата енергия
- Въздействието на ВЕИ върху разходите за производство на електрическа енергия
- Въздействие на ВЕИ върху мрежовите разходи и управлението на електроенергийната система
- Въздействие на ВЕИ върху мрежовите разходи
- Въздействие на ВЕИ върху разходите за управление на електроенергийната система
- 2. Анализ на динамиката в структурата на цените на електроенергията за периода 2009-2015-2020 г.
ОЦЕНКА НА ВЪЗДЕЙСТВИЕТО НА НИСКОВЪГЛЕРОДНИТЕ ЦЕЛИ ВЪРХУ РАЗХОДИТЕ ЗА ПРОИЗВОДСТВО НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ
1.1. Актуално състояние Електроенергията в страната се произвежда от въглища, ядрено гориво, природен газ и ВЕИ. 
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.
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.
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
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.
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:
1.2.2. 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:
При тези допускания, развитието на ВЕИ ще окаже следното въздействие върху икономическите характеристики на електропроизводството:
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:
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.
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.
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.
През 2020 г. Каталог: uploads -> files files -> Книга на етажната собственост (Загл изм. Дв, бр. 57 от 2011 г.) files -> П р е д у п р е ж д е н и е от Управителя/Управителния съвет files -> 10 години движение за социален хуманизъм files -> Категория : open, индивидуален смесен Хендикап : за жени 8 точки на игра Дати : от 06 октомври до 12 октомври 2008 files -> Xxxv редовна годишна среща „Регионални организации и местни органи 2016” files -> Списък на застрашените от изчезване местни сортове, важни за селскотостопанство files -> Наредба №4 от 11 март 2011 Г. За реда и условията за провеждане на конкурси за полски инспектори files -> Наредба №31 от 11 септември 2008 Г. За сертифициране на хмел и продукти от хмел и за регистриране на договорите за доставка на хмел files -> Рег.№ Име на фирмата Адрес на управление и телефон files -> Т е Х н и ч е с к о з а д а н и е технически изисквания и технически спецификации Изтегляне 9.71 Mb. Сподели с приятели:
|