Бизнесът иска да види обстоен анализ за строежа на нови ядрени блокове, за да прецени дали има интерес да участва с изкупуване на енергията оттам, обясни Ивайло Найденов, изпълнителен директор на БФИЕК
Предстоят промени на енергийния пазар у нас, които ще засегнат пряко както бизнеса, така и домакинствата. Напоследък всички се радваме на ниските цени на природния газ, но какъв сигнал дава това за зеления преход? По сходен начин всички виждат и колко са ниски цените на електроенергията на борсата, но не всички успяват да разберат какво означава това и как ще повлияе напред върху пазарите. Отговорите на въпросите в полето на бизнеса даде за Dir.bg и 3eNews Ивайло Найденов - изпълнителен директор на Българската федерация на индустриалните и енергийни консуматори (БФИЕК).
Г-н Найденов вече сме в пролетния сезон, когато виждаме понижаващи се цени на електроенергията. Това се случва и благодарение на централите на възобновяеми източници. Но виждаме, че непостоянните източници създават и проблеми за енергийната система. Как може да се реши този казус, защото ВЕИ централите стават все повече?
Относително ниските цени се дължат основно на свръхпредлагането, което възниква главно поради това, че много предприятия въведоха в експлоатация фотоволтаични централи за задоволяване на собственотоси потребление. Това сваля търсенето от мрежата и в резултат виждаме този ефект на спот пазара. Към този ефект допринася и бързото нарастване на слънчевите мощности при свиваща се икономика. Така се получава, че в определени часове има енергия, за която търсенето е ограничено - това се доказва с наличието на нулеви, а вече и с появата на отрицателни цени. Особено симптоматични са те при 15-минутните продукти на пазарния сегмент „в рамките на деня“.
Този дисбаланс е не само търговски. Свръхпроизводството на електроенергия, както и свръхпотреблението, предизвикват колебания и генерират смущения в електроенергийната система. А на пазара, освен ВЕИ, има и редица производства, които работят в „принуден режим“, т.е. има един технологичен минимум на работа на инсталациите, а няма достатъчно насрещно потребление, което да оползотворява тази енергия.
От друга страна предизвиканите колебания се разпространяват в съседните електроенергийни системи, предизвикват активиране на допълнителни регулиращи услуги и в резултат системният оператор търпи санкции. Ясно е, че тези санкции се плащат от потребителите накрая.
Решенията са в няколко посоки. Първата е ограничаване на изходната мощност на производителите, за да бъде поддържана честотата на електроенергийната система съгласно заданието. Това нещо се прави от системния оператор - има информация за такива разпореждания от страна на Централно диспечерско управление (ЦДУ). Друго решение е „обиране“ на тази енергия в различни системи за акумулация и отдаването ѝ в часове на недостиг. В този смисъл възстановяването на работоспособността на ПАВЕЦ „Чаира“ е от първостепенна важност. Трета възможност, която според мен е недостатъчно използвана, е т.нар. „реакция на товара“. Тя може да се реализира като, съобразно технологичните си възможности, промишлено предприятие или група от предприятия организират така производствата си, че да намаляват потреблението в пикови часове и да го увеличават тогава, когато е наличен излишък на енергия. Това, разбира се, става с подходящи стимули, вкл. заплащане на услуги за балансиране. В Западна Европа този модел се прилага широко. Друг стимул за „изместване“ на потреблението, вкл. и на по-малки потребители, е чрез въвеждането на подходящи тарифни структури, съобразно цената в определени часови пояси, търговия с блокови продукти и т.н..
Тоест, решенията могат да дойдат както по технологична линия, така и по линия на пазарната организация. Предстои да видим как ще се отрази повишаването на търсенето на борсата, очаквано след 1 юли т.г., поради отпадането на квотите на производителите за регулиран пазар.
Как вие виждате развитието на българската електроенергийна система в следващите пет години? Какво трябва да се развива дългосрочно така че да е полезно за бизнеса и обществото?
В следващите пет години очаквам да продължи навлизането на ВЕИ инсталации. Не е изключено да има известно забавяне на това навлизане поради системни причини, но това ще зависи от темповете на развитие и дигитализация на преносната и разпределителните мрежи. Досега темпът на развитие на ВЕИ винаги е подценяван в прогнозите, но и електроенергийната система не е безкрайно голяма, така че все ще се достигне момент на насищане. Смятам, че ще започнат да се появяват и батерийни системи за съхранение на електроенергията, първоначално финансирани по НПВУ, а в по-средносрочен хоризонт - развивани и на собствен риск. Очаквам също така съществен дял от тези системи да бъде инсталиран на промишлени площадки от индустриални потребители.
Надявам се да се възстанови хидроенергийният потенциал на страната, защото ВЕЦ у нас са важни за поддържането на баланса не само в денонощен, но и в сезонен разрез. Не бих имал против и нови хидроенергийни проекти, стига да са конкурентни и да бъдат развивани в съответствие с добрите световни практики.
Лично аз съм резервиран към изграждането на големи мощности на природен газ, защото при тях стойността на електроенергията е в силна зависимост от цената на горивото и много лесно може да се повтори ситуацията от 2021 г. и 2022 г. Въпреки че сега цените на природния газ са относително ниски, все пак не бива да забравяме, че това е вносно гориво, без значение откъде идва. А за доставката му сме зависими от тръбопроводна и регазификационна инфраструктура на трети страни, както и от морски транспорт.Вярно е, че интерконекторът с Гърция, собственият дял в регазификационния терминал в Александруполис и договорът с Азербайджан дават известна сигурност, но аз бих бил предпазлив по отношение на сериозно увеличаване на дяла на генерацията от природен газ у нас.
Ако се наложи изграждането на газови централи, които да подпомагат управлението на електроенергийната система, моето лично виждане е, че те трябва да са средни по мощност и равномерно разпределени на подходящи места - където има вече съществуващ достъп до газ и има електроенергийна инфраструктура. Някои от тези мощности може да са с бутални двигатели вместо да са с газови турбини или с комбиниран цикъл.
Очевидно, поне засега, приоритет на държавата е изграждането и на нови ядрени мощности, но тяхното развитие надхвърля петгодишния хоризонт, за който ме питате.
В крайна сметка, няма точна рецепта - електроенергийният баланс трябва да бъде организиран по такъв начин, че разходите за обществото да са минимални, да бъде гарантирана сигурността на доставките, а енергията да бъде достъпна за потребителите и да дава конкурентно предимство на индустрията.
Споменахте за АЕЦ. Това ли ще бъде гръбнакът на енергийната система и потребление у нас занапред?
Ако се водим по сценариите, залегнали в Пътната карта за декарбонизация, изработена от Комисията за енергиен преход, ядрената енергетика ще продължи да заема ключово място в електроенергетиката на страната. На първо време като заместваща въглищните мощности, а впоследствие новите мощности би следвало да заменят сегашните ядрени блокове, когато дойде време за извеждането им от експлоатация към края на 2040-те години.
Въпреки че съвременните ядрени блокове, съоръжени с водо-водни реактори, притежават по-голяма гъвкавост по отношение на промяната на мощността в сравнение с експлоатираните понастоящем у нас, все пак те не биха могли да заменят изцяло функционалностите, предоставяни от въглищните блокове. Поради това е важно системата да бъде допълнена с подходящи балансиращи мощности, за да може да бъде стабилна и управляема, а и да се избягват ефектите, които коментирахме в началото. Т.е. следва да се търси максимална допълняемост на видовете горива и технологии в електроенергетиката.
Как гледа БФИЕК и едрият бизнес на идеята да се строят нови ядрени мощности? Преди време се обсъждаше възможност компаниите да подпишат дългосрочни договори, дори да станат миноритарни акционери в ядрен проект. Подобна идея още съществува ли?
Като цяло позицията на БФИЕК се изразява в спазването на принципа на технологичната неутралност и изграждането на нови генериращи мощности на собствен риск от инвеститора. В момента основната нискоемисионна електроенергия в страната идва от АЕЦ „Козлодуй“, така че ядрената енергетика има ключово място в настоящия електроенергиен баланс.
По отношение на новите ядрени мощности засега подхождаме по-скоро предпазливо, защото важният въпрос за цената, съответно за разходите за потребителя, още не е отговорен. Виждаме, че при изграждане на нови ядрени мощности в Европа се трупат големи закъснения и разразствания на първоначалните бюджети. Известни притеснения поражда и процесът на управление на проекта, на практика с решения на Народното събрание, дори за неща, които би следвало да са под оперативния контрол на компания, като избор на контрагенти например.
От друга страна, следва да бъдат изпълнени изискванията на Закона за безопасно използване на ядрената енергия(ЗБИЯЕ) за изготвяне на социално-икономическа оценка и оценка на отработеното гориво и радиоактивните отпадъци. Засега за 7-и, а на по-късен етап - и за 8-и блок. За 8-и блок ще е необходима и оценка на въздействието върху околната среда. Важно е също така да стане известен технико-икономическият модел, структурата на финансиране и т.н., за да има прогнозен размер на необходимата инвестиция, който почива на обективен анализ, а не на декларации. Едва тогава може да се направи оценка дали дългосрочни договори за изкупуване на електроенергията от новите мощности биха представлявали интерес за индустрията. Ако условията са конкурентни, предполагам, че би имало желаещи за сключване на подобни договори, но понастоящем е твърде рано да се каже.
По отношение на придобиването на миноритарни дялове в проекта, бих изразил съмнение, че индустрията би проявила широк интерес към съсобственост. Предстоят колосални инвестиции в декарбонизацията на енергоинтензивните производства и предприятията най-малкото няма да имат свободни средства за такъв тип разход. В крайна сметка, приоритет на всяка индустрия са инвестициите в собственото производство и собствените инсталации. Все пак, евентуални такива решения ще могат да се вземат, когато се изчисти акционерната структура на проектната компания, която понастоящем е 100% собственост на АЕЦ „Козлодуй“.
Каква е ролята на ПАВЕЦ в енергийната система и това може ли да се нарече „зелената батерия“, която да балансира всички участници? Кое е по-удачно да се изгражда - газова централа, ПАВЕЦ или и двете?
Ролята на ПАВЕЦ, особено в българската електроенергийна система, е съществена. Това е най-разпространената технология за акумулиране на енергия, като в зависимост от конкретното технологично решение, ПАВЕЦ могат да се използват за компенсиране на големи базови мощности или на фотоволтаични електроцентрали в разрез от няколко часа или да участват в балансирането в по-кратък часови интервал. Първото беше основна функционалност на ПАВЕЦ „Чаира“ например. Предимството на ПАВЕЦ е, че акумулираната енергия във вид на потенциална енергия на водната маса може да бъде съхранявана за дълги периоди от време като единственото „разреждане“ е в резултат на изпарение и просмукване на вода в земните пластове. Това позволява съхранение на енергията в дълъг хоризонт.
Газовите централи са подходящи за компенсиране на по-краткотрайни колебания, защото те могат относително бързо да бъдат товарени и разтоварвани в сравнение с другите термични централи.
Какво следва да се изгражда, зависи от това какви функционалности са необходими на диспечерите за управление на системата, така че тук компетентият отговор може да бъде даден от системния оператор.
Колко важна ще бъде занапред ролята на балансиращия пазар в национален и регионален план?
Балансиращият пазар като че ли остава в сянката на пазара „ден напред“, но той е много важен за цялостното функциониране на електроенергетиката. По мое мнение цената на балансиращата енергия ще заема все по-сериозен дял от крайните цени на електроенергията. Поне в средносрочен план част от услугите за регулиране на електроенергийната система ще се осъществяват от въглищни блокове. Тези блокове, обаче, следва да работят, за да могат да предоставят нужните регулируеми диапазони. Т.е. този тип разходи ще се прехвърлят в цената за балансиране. Там ще се включат и част от разходите за инвестиции в нови балансиращи мощности били те газови, водни или батерии.
Присъединяването на България към европейските платформи за балансиране ще осигури допълнителна гъвкавост при осигуряването на регулираща енергия. Може, обаче, при определени ситуации да наблюдаваме ценови екстремуми, които да окажат отрицателно въздействие. За отбелязване е, че италианският системен оператор преустанови участието си в платформата за осигуряване на автоматично вторично регулиране PICASSO поради висока волатилност на цените. При ниска натовареност на въглищните блокове и неразполагаемост на ключови водноелектрически активи е възможно да има пикове в цените на балансиращата енергия както в положителната, така и в отрицателната област, в зависимост от общата посока на небаланса на електроенергийната система.
Поради това смятам, че ролята на балансиращата енергия в ценообразуването ще нараства, което вероятно ще стимулира инсталирането на батерии зад електромера и стремеж към по-голяма автономност на големите предприятия.
Напоследък се наблюдава интересен феномен - повече ВЕИ мощности през деня, по-трудно управление на електромрежата и отклонение от нормалната честота на работа. Смятате ли, че тези фактори водят до нестабилност на електромрежата? Не ни ли защитава фактът, че сме част от обща енергийна зона континентална Европа?
Засегнах частично това явление в отговора си на първия ви въпрос. Определено се получават смущения и се налагат намеси от страна на диспечерите. Единната синхронна зона „Континентална Европа“ не може да се разглежда като щит, защото отклоненията се разпространяват в съседни електроенергийни системи и предизвикват разходи за овладяването им. Както споменах, системният оператор у нас търпи санкции. Поради това, тези, които предизвикват смущенията, би следвало да си понасят отговорността, а не разходите да бъдат поемани от всички.
Доколко важни в наши дни са дългосрочните договори за продажба на енергия? Как се промениха те в последните четири години с оглед на кризите в Европа?
В България положението с дългосрочните договори за продажба на електроенергия не се е променило. Доколкото основната част от търговията следва да се извършва на сегментите на организирания борсов пазар, повечето сделки се концентрират на спотпазара. На сегмента за двустранни договори най-честите сделки са със седмичен, месечен и тримесечен хоризонт. Този тип покупко-продажба в никакъв случай не би могла да бъде окачествена като дългосрочна търговия.
Друго препятствие понастоящем представляват квотите, определяни на АЕЦ „Козлодуй“ от КЕВР за задоволяване на нуждите на регулирания пазар. Доколкото определените от Комисията мощности са различни за отделните месеци, то централата остава с ограничени количества, които може да предложи като базов продукт с годишна продължителност. От началото на месец юли този проблем би следвало да отпадне.
На практика, разпоредбите на Закона за енергетиката са такива, че дългосрочни договори се сключват най-лесно с ВЕИ производители. Съществуват и възможности за директна доставка, когато потребителят и производителят са пряко свързани с електропровод. Тук определящ фактор е дали профилът, който производителят предлага е подходящ за съответния потребител.
Въпреки това има какво още да се желае по отношение на предлагането на достатъчни количества с подходящ профил (напр. базов или върхов) с годишна или многогодишна продължителност. В крайна сметка свободният пазар следва да предлага разнообразни договорни условия, така че да се създадат възможности за оптимално управление на портфолиото и взаимно допълване на краткосрочните и дългосрочните доставки, както за големите потребители, така и за търговците. Производителите също биха имали полза от по-дългосрочна търговия.
Управлението на риска изисква наличие и на възможности за хеджиране, но различните финансови договори следва да надграждат физическата доставка на електроенергия, която е и консумираният продукт от потребителите.
Как бизнесът вижда прехода към беземисионна икономика? Повече технологични проблеми ли има в момента или развитието на пазара за квоти вредни емисии?
Основните предизвикателства при декарбонизацията на енергоинтензивната индустрия произтичат по две направления. Първото обхваща намаляването на т.нар. преки емисии, които се излъчват при изгарянето на горива и при протичането на различни технологични процеси. Второто направление обхваща т.нар. непреки емисии, които се включват косвено в потребената електроенергия. Непреките емисии намаляват с декарбонизацията на електроенергетиката. Може да се каже, че наличието на ядрена енергия и повишаващият се дял на ВЕИ оказват благоприятно въздействие по това направление. От друга страна, част от разходите за непреките емисии могат да бъдат компенсирани съобразно строги правила на Европейската комисия. България е сред малкото страни в ЕС с развита енергоинтензивна промишленост, която не прилага този механизъм, който е въведен в 15 страни членки, като в някои от тях действа от 2013 г.
По отношение на преките емисии, малка част от целите могат да се постигнат с подмяна на горивната база - например от въглища на природен газ. Огромната част от тези емисии попадат в т.нар. трудни за декарбонизиране процеси. Такива процеси има в метлургията, химията, циментопроизводството, стъкларството и други отрасли на енергоинтензивната промишленост. При тези процеси проблемите основно са технологични и финансови, защото се очаква да се използват все още недостатъчно зрели и скъпи технологични решения с неясна възвращаемост, което ги прави трудно банкируеми. В някои случаи се налага цялостно преобразуване на технологичните процеси.
Всичко това изисква огромни капиталовложения. Поради тази причина, декарбонизацията на индустрията няма да се осъществи без държавна помощ и помощ от фондовете на ЕС. Тук основният проблем е, че в България възможностите са ограничени, а в страните от Централна и Западна Европа се одобряват държавни помощи за декарбонизация на индустрията в размер на стотици милиарди евро. Тази неравномерност на държавните помощи създава вътрешна фрагментация на единния пазар и поставя индустрията в България в неравнопоставено положение.С този проблем са запознати и Европейската комисия, МВФ и Световната банка. Важно е Европейската комисия да създаде еднакви условия за цялата индустрия в Европейския съюз, защото понастоящем енергоинтензивните предприятия в Германия, Франция и другите по-големи страни-членки са в привилегирована позиция спрямо българската индустрия.
Декарбонизацията следва да се осъществява при запазване, а за предпочитане - при нарастване на конкурентоспособността на европейската, респективно - българската индустрия. Иначе рискуваме да осъществим сценария „декарбонизация чрез деиндустриализация“.
Сегашните ниски цени на природният газ ще доведат и до по-добра конкурентоспособност на продукцията у нас? Какви реформи на газовия пазар са нужни за бизнеса с оглед на либерализацията?
Цените у нас понастоящем са конкурентни на спот пазара и който успява да закупува количества оттам, определено може да подобри конкурентоспособността си. През последния месец котировките на „Газов хъб Балкан“ са по-ниски даже от котировките на холандския хъб TTF.
Към момента обаче се наблюдава ситуация, при която цените за регулирания пазар са по-високи от тези на спот пазара. Тази ситуация е неблагоприятна за индустриалните потребители, които купуват газ от „Булгаргаз“, защото тяхната цена се формира като към предложената за утвърждаване цена се добавя и премия. Понастоящем тази цена е с около 40% по-висока от спот цената и влошава конкурентоспособността на тези индустрии. „Булгаргаз“ все пак остава важен играч, защото чрез него всички имат достъп до дългосрочните доставки от Азърбайджан, благодарение на които по време на газовата криза цените у нас бяха с 50% по-ниски от тези в ЕС. Може би обаче в настоящия момент доставчикът следва да предприеме действия за снижаване на цените. Сегашният начин на ценообразуване влияе отрицателно на целия пазар, защото създава условия за кръстосано субсидиране и за неравнопоставеност на различни пазарни субекти.
Решението е пълна либерализация на пазара у нас с балансирано предлагане на краткосрочни и дългосрочни продукти и работещи защитни механизми при ценови шокове.
-------------------------------------
Ивайло Найденов притежава магистърска степен по „Ядрена енергетика“ и докторска степен по „Ядрени енергетични инсталации и уредби“ от Технически университет - София. Работил е като редактор с ресор „Енергетика“ в сп. „Ютилитис“ и в областта на търговията с електрическа енергия. В периода 2014-2019 г. заема последователно академичните длъжности „асистент“ и „главен асистент в катедра „Топлоенергетика и ядрена енергетика“, Енергомашиностроителен факултет на Технически университет - София. Понастоящем е хоноруван преподавател в СУ „Св. Климент Охридски“ и УНСС. Заема позицията изпълнителен директор на БФИЕК от октомври 2019 г.
