В десетгодишния План за развитие на електропреносната мрежа на България за периода 2018-2027 г. на "Електроенергиен системен оператор" ЕАД /ЕСО ЕАД/ се посочва, че потреблението на електрическа енергия от отделните предприятия е показал, че общото намаление на потреблението в индустрията е достигнало до 30 на сто за някои месеци, предаде БТА.

Относително по-малко е намалението на потреблението на електрическа енергия в домакинствата, селското стопанство и транспорта. Приети са два основни сценария за развитие на потреблението на електрическа енергия - максимален и минимален. При максималния сценарий за брутното потребление на електрическа енергия без помпи се предвижда увеличаване на електропотреблението от 2018 г. с умерени темпове. В този сценарий е заложено забавяне в прилагането на мерки за енергийна ефективност и към 2027 г. се очаква брутното потребление да достигне 40 510 000 мегаватчаса /МWh/.

При минималния сценарий е предвидено задържане на нивото на електропотреблението без помпи за целия период, поради по-интензивно прилагане на мерки за енергийна ефективност и към 2027 г. се очаква брутното потребление на електрическа енергия да достигне 37 960 000 МWh.

Прогнозата за развитие на производствените мощности на България не включва хидроенергийните комплекси по река Дунав, които са класически, но едновременно попадат в групата на възобновяемите източници. Тяхното разглеждане изисква препроектиране в съответствие с действащите природоопазващи и икономически критерии. Поради неопределеността на този процес в този план не са предвидени такива работни мощности. Вариант с нова ядрена мощност ще бъде взет предвид при следващи обновявания на 10-годишния план.

В Десетгодишния план за периода 2018-2027 г. операторът на електропреносна система посочва, че от началото на 2018 г. е направена промяна в собствеността на ТЕЦ "Варна" ЕАД, което ще доведе до изменение на стратегическите планове за развитие на централата. Изготвянето на евентуална прогноза за участието на централата в пазара на електроенергия в България изисква подготовка на задълбочен и комплексен бизнес план, какъвто инвеститорът посочва, че предстои тепърва да бъде изготвен. По същество, наличието на ТЕЦ "Варна" ЕАД не налага допълнителни инвестиции в електропреносната мрежа, които да бъдат отразени в настоящия план за развитието на мрежата. Тенденцията за внедряване на възобновяемите източници и след 2020 г. в рамките на Европейския съюз се запазва, макар и при по-умерени темпове на развитие и икономически обосновани схеми за изкупуване на електрическата енергия.

През летния сезон има значителна остатъчна разполагаемост за производство, но реализацията на износ е в пряка зависимост от производството на възобновяемите източници. В тази връзка, реализацията на тази остатъчна разполагаемост за производство като износ може да се осъществи при наличието на добри прогнози за почасовото електропроизводство от възобновяеми източници и прилагането на експертни икономически стратегии при участие на местните производители на регионалните електроенергийни пазари. В противен случай, не само няма да се реализира възможния износ, но при по-конкурентно участие на чужди пазарни участници, може да се реализира и внос, който би усложнил управлението на баланса между производство и потребление в рамките на страната.

Принципите, от които ЕСО ЕАД се ръководи при планиране развитието на електропреносната мрежа пряко произтичат от целите на енергийната политика на ЕС, а именно: сигурност при снабдяване с електрическа енергия на потребителите при нормални и ремонтни схеми; интеграция на вътрешния и външния пазар на електрическа енергия; намаляване на вредните въздействия върху околната среда чрез развитие на ВИ сектора и повишаване на ефективността при преноса на електрическа енергия.

ЕС е дефинирал солидна енергийна политика, състояща се от конкретни цели за държавите-членки, като съкращаване емисиите на CO2, по-нататъшно разгръщане на възобновяемите източници и повишаване на енергийната ефективност. Тези цели могат да бъдат постигнати чрез по-интегриран енергиен пазар, предоставящ на държавите-членки достъп до конкурентни, сигурни и устойчиви източници на енергия.

Един от дванадесетте стратегически приоритетни коридора за трансевропейска енергийна инфраструктура, които трябва да бъдат изградени до 2020 г., е приоритетният коридор "Връзки север-юг между електроенергийните мрежи в Централна източна и Югоизточна Европа (NSI East Electricity)", включващ връзки и вътрешни линии по направленията север-юг и изток-запад за доизграждане на вътрешния пазар и интегриране на електропроизводството от възобновяеми източници. Групата цели да увеличи преносната способност на мрежата на гръцко-българската граница по направлението север-юг чрез изграждане на втора междусистемна връзка между България и Гърция и подсилване на южната част от пръстен 400 kV на българската ЕЕС.

Група проекти от общ интерес от клъстер 3.8, известен като коридор "Черно море", за увеличаване на преносната способност на междусистемната връзка между България и Румъния, включва следният проект от общ интерес на територията на България, а именно: 3.8.1. Вътрешна линия между "Добруджа" и "Бургас". До края на 2018 г. дружеството предвижда да завърши работата по тристранен проект България - Гърция - Турция за оценка на възможностите за изграждане на трета междусистемна връзка между България и Турция. Изграждането на втори междусистемен електропровод със Сърбия и трети с Турция се предвижда да стане след 2027 г., поради което те не са отразени в представения за одобрение Десетгодишен план за периода 2018-2027 г.

Възприета е концепцията, преносната мрежа 220kV да не се развива повече, за сметка на мрежи 400kV и 110kV, с изключение изграждането на второ захранване на района на Русе. Развитието на мрежа 110kV, описано в плана, има преобладаващо локално значение и се обуславя от подобряване сигурността на пренасяне на електроенергията, произведена от възобновяеми източници; повишаване на възможностите за присъединяване на инсталации за децентрализирано производство на електроенергия; присъединяване на клиенти със значителна консумация; подобряване сигурността на захранване на отделни райони при планови и аварийни ремонти в мрежи 400kV и 220kV; подобряване обмена на електроенергия с разпределителните мрежи, се посочва в доклада на ЕСО.

Разработени са три режима за изчисление на потокоразпределение. Максимален зимен режим - очакван абсолютен максимален (екстремален) товар на ЕЕС (най-големият товар в рамките на една година). Режимът е изходен за определяне на очакваното максимално натоварване на електрическата мрежа при нормална и ремонтни схеми. Среден зимен режим - очакван максимален товар на ЕЕС за среден работен ден (най-често срещан за разглеждания период). Режимът е изходен за определяне на икономичната работа на ЕЕС през планирания период, от гледна точка загубите на мощност в електрическата мрежа. При този режим се оптимизират загубите в ЕЕС и се определят коефициентите на трансформация на системните трансформатори и автотрансформатори. Минимален режим - очакван минимален товар на ЕЕС за среден работен ден (най-често срещан за разглеждания период). Режимът е граничен за изчисляване на максималните напрежения в електрическата мрежа за планирания период и проверка на достатъчността на средствата за регулиране на напрежението. При този режим се прави проверка за овладяване повишаването на напреженията във възлите на ЕЕС.

Годишните прогнозни стойности на всички разходи за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация на обектите от електропреносната мрежа и на системите за защита и управление на ЕЕС за периода на Десетгодишния план за периода 2018-2027 г. са в размер на 1 291 773 000 лв., от които 148 932 000 лв. или 11,53 на сто са привлечени европейски средства, основно за съфинансиране на проектите от общоевропейско значение. ЕСО ЕАД планира да инвестира средно по 10 процента от посочения общ размер на инвестициите за периода на Плана, като за периода 2018-2020 г. дружеството възнамерява да направи инвестиции в размер на 377 386 000 лв. или 29,21 процента от общия размер на инвестициите, посочени в плана.

Комисията за енергийно и водно регулиране /КЕВР/ ще приеме десетгодишния план на закрито заседание на 31 октомври от 10.00 часа. По време на днешното обществено обсъждане нямаше възражения по съдържанието на плана, който се актуализира всяка година.