В десетгодишния план за развитие на преносната мрежа за периода 2021 – 2030 Електроенергийният системен оператор (ЕСО) прави анализ на потреблението и производството през последните 10 години и прогноза за въвеждането на нови мощности за следващите 10. ЕСО отбелязва, че не се открива еластичност между цената на електроенергията и електропотреблението, тоест цената на електроенергията оказва малко или никакво влияние върху електропотреблението в страната. На практика през последните години, не се наблюдават ясно определени тенденции в брутното електропотребление, дори то да бъде приведено към нормални средномесечни температури.
Прогнозата за развитие на производствените мощности на България до 2030 г. се основава на изразените от производствените дружества инвестиционни намерения. Независимо от инвестиционните намерения на дружествата, същите са приведени в съответствие със заложените инсталирани мощности в „Интегриран национален план в областта на енергетиката и климата“. Предвижда се поетапно изграждане на нови генериращи мощности на съществуващата площадка на „Топлофикация София“, както и в ОЦ „Люлин“ и ОЦ „Земляне“.
Фигура 1. Нови производствени мощности по видове източници
За периода 2021-2030 г. съгласно инвестиционните намерения са планирани за изграждане общо 2923МW нови мощности, 2368 MW от които са ВЕИ.
ЕСО отбелязват, че на база статистиката от изминали години, екстремални зимни товари се реализират вследствие наличието на много ниски температури, съчетани със силен вятър. В тези случаи генерацията от ВяЕЦ подпомага покриването на върховото потребление. По-критични за обезпечаването на електрическите товари през зимата са случаите, в които има много ниски температури, но без наличие на вятър, респ. ветрова генерация. Това създава проблеми с овладяване на баланса между потреблението и генерацията, а също така и проблеми с поддържане на напреженията в североизточна България.
Мощностните баланси за бъдещи периоди показват драстична диспропорция при възможностите за покриване на вътрешното потребление и евентуален износ на електроенергия. Последното не само е невъзможно при зимни условия, но в някои години дори предполага използване на всички налични източници на допълнителни услуги и/или внос на електроенергия. Още по-утежнена се явява ситуацията при съчетанието на продължителни екстремални зимни условия, изчерпан първичен енергиен ресурс във ВЕЦ и КЕЦ и завишена аварийност при електропроизводствените мощности, какъвто е случаят през януари 2017 година.
За първи път при разработката на плана се взима в предвид влиянието на ЕЕС на Турция върху потокоразпределението в региона. Прогнозите на турския оператор са за голям ръст на нови генериращи източници, с ниска цена на електроенергията и възможност за целогодишен експорт. В същото време, в българската ЕЕС не се предвиждат инвестиции за нови мащабни източници на електроенергия, достъпни 24 часа в денонощието, които да не отделят парникови газове. Това може да доведе до повишаване на транзитните потоци на електроенергия през нашата преносна мрежа в направление изток-запад и може да направи българо-турската и българо-сръбската граница тесни места, които биха ограничавали търговията на електроенергия. Транзитът на електроенергия през нашата страна би станал още по-голям, при редуциране на производството от генериращите мощности в комплекса „Марица изток“.
Фигура 2. Необходимост от повишаване на трансграничните преносни капацитети в югоизточна Европа
Източник: План за развитие на електрическата мрежа на България за периода 2021-2030г.