Българският енергиен сектор – някои проблеми и предизвикателстÐ

1. Българският енергиен сектор– някои проблеми и предизвикателства 15 април 2009, София

2. Българската енергетика в контекста на регионалния енергиен баланс А. Кои са “правилните” енергийни източници за България? B. C. Икономически проблеми D. Изводи?

3. Прогноза за енергийния баланс на България Развитие на регионалното търсене? Енергийна ефективност? Растеж на БВП? ГВч Източник:МИЕ Местно потребление и износ:перспективи и рискове?

4. Местно потребление Потенциал за подобрена енергийна ефективност Енергийна интензивност (2006 г., mtoe/MEUR) Източник: Евростат Каква е нуждата от нови мощности?

5. Динамика на местното и регионално потребление Промяна в регионалната месечна консумация през 2008 спрямо 2007 година Прогноза за растежа на БВП на България Източник: UCTE Източник: Европейска комисия, Уникредит Каква е нуждата от нови мощности?

6. Актуализирана прогноза за енергийния баланс 9% средногодишно нарастване на износа до 2030 г. при 2 % нарастване на потреблението в региона за 2008 г. GWh Местно потребление и износ:перспективи и рискове?

7. По-големи инвестиционни проекти в региона до 2020 • 800 MW Braila, Румъния, въглища (Termoelectrica, E.ON, Enel) • 1440 MW Cernavoda, Румъния, ядрена (Nuclearelectrica, Electrabel, CEZ, Enel, RWE, Iberdrola, ArcelorMittal) • 1800 – 2100 MW Kosovo C, Косово, лигнити • 520 MW ВЕЦ (Чебрен/Галище), Македония • 1200 MWГърция, газови централи • 700 MW Kolubara B, Сърбия, лигнити • 700 MW Nikola Tesla 3, Сърбия, лигнити • 450 MW Novi Sad, Сърбия, • 800 MWАлбания, въглища (Enel) • 340 MWВЕЦ, Албания(EVN, Statkraft) • Турция? Над 8500 MW нови мощности от големи проекти (без Турция) Прогнозен баланс на Сърбия в резултат на инвестициите в нови мощности Източник: ЕПС

8. Българската енергетика в контекста на регионалния енергиен баланс А. Кои са ‘правилните’ енергийни източници за България? B. C. Икономически проблеми D. Изводи?

9. Какъв е правилният избор?

10. Електропроизводството – основа на енергетиката • Структура на вложените горива за преобразуване в енергия за крайно потребление (2007г.): • - суров нефт и нефтопродукти – 36%; • - въглища и твърди горива – 35%; • - ядрено гориво – 24%; • - природен газ – 5%. • Около 2/3 от първичните горива се използват за производството на електрическа и топлинна енергия, затова електропроизводството стои в основата на българската енергетика. • Структурата на електропроизводството • през 2007г.: • - Централи на въглища – 52% • - Ядрена централа – 34% • - Централи на природен газ – 6% • - Централи, използващи ВЕИ – 8%

11. Енергийна ефективност Възобновяеми ресурси Газ Вътрешни ресурси на въглища Атомна енергия Портфолио на производствени перспективи за България Цени на енергията към момента (регулиран пазар) • АЕЦ: 2 цента/КВтч (Белене=3.6) • Местни въглища: 4 цента/КВтч • Газ (преизчислено през цени ко-генерация): 6-7 цента/КВтч • Вятър: 9.7 цента/КВтч • Слънце: 38.6 цента/КВтч • Крайна цена (индустрия): 7 цента/КВтч • Крайна цена (домакинства): 6 цента/КВтч висока средна CO2положителен ефект ниска ниска средна висока 1) Размерът на сферите показва натиска върху крайните потребителски цени (поносимост) Независимост Енергийна независимост, околна среда, поносимост на цените

12. Възобновяеми енергийни източници (1) Цени за енергия, произведена от вятърни наземни възобновяеми ресурси /Февруари 2008; цена в България от април 2009 Top 10 WTG producers 2007 Източник: Енеркон Евро/МВч Източник: Прогрес

13. Възобновяеми енергийни източници (2) Цени за енергия, произведена от фотоволтаици /Февруари 2008, цени в България от април 2009/ ТОП 10 производители на фотоволтаични клетки през 2007 Глобално производство на фотоволтаични клетки през 2007 Евро/МВч Източник: Прогрес Източник: PHOTON International; EPIA

14. Определяне на производствената кошница за България • Атомни • Но: потенциален риск от свръхмощности • Но: инвестиционни разходи, ядрени отпадъци. • Възобновяеми енергийни източници • Но: натиск върху крайния потребител от цената • Но: инвестиционни разходи • Но: непредсказуем режим на производство и “лоша” енергия • Газови електроцентрали • Но: променливост на цените на газ • Но: зависимост от един външен доставчик • Вътрешни ресурси от въглища • Но: разходи за СО2 емисии • Но: ниска ефективност • Диверсифицирано портфолио • Инвестиции във високоефективни въглищни и газови ЕЦ • Инвестиции във ВЕИ • Енергийна ефективност

15. Българската енергетика в контекста на регионалния енергиен баланс А. Кои са ‘правилните’ енергийни източници за България? B. C. Икономически проблеми D. Изводи?

16. Днешните инвестиционни решения определят бъдещите конкурентни предимства на икономиката Висок брой прекъсвания/експл. разходи Висока енергийна интензивност Намаляващ износ и относително ниска енергийна независимост Големи емисии на парникови газове Секторът днес Енергийна ефективност Производство и диверсификация • Инвестиционни изисквания Технологии, ориентирани към околната среда Качество на захранване Енергийният сектор осигурява конкурентно предимство за българската икономика

17. България се намира на дъното на кривата за инвестиции в мрежите Регулиране по метода “горна граница на приходи” Регулиране по метода “разходи плюс” Регулиране “разходи плюс” – Регулаторът определя норма на възвръщаемост на капитала; директно прехвърляне на разходите към цените Регулиране “горна граница на приходи” – Регулаторът определя таван на приходите за определен регулаторен период (напр. 5 години), който се актуализира с инфлацията и показател за ефективност

18. Неравнопоставеност на бизнес потребителите и конкурентоспособност Цени на електроенергия 2008 Евро/КВч

19. Българската енергетика в контекста на регионалния енергиен баланс 2010-2020 А. Кои са “правилните” енергийни източници за България? B. C. Икономически проблеми D. Изводи?

20. Изводи?

21. Back-up Info

22. ПРОГНОЗЕН РЪСТ НА БВП И ЕНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЕТО БВП Потребление без ЕЕ Потребление с 4-5% ЕЕ Източник: Евростат, МИЕ, НЕК

23. ЕЛЕКТРОПРОИЗВОДСТВОТО – ОСНОВА НА ЕНЕРГЕТИКАТА • Структура на вложените горива за преобразуване в енергия за крайно потребление (2007г.): • - суров нефт и нефтопродукти – 36%; • - въглища и твърди горива – 35%; • - ядрено гориво – 24%; • - природен газ – 5%. • Около 2/3 от първичните горива се използват за производството на електрическа и топлинна енергия, затова електропроизводството стои в основата на българската енергетика. • Над 80% от вложените горива за производство на електроенергия са от местни енергоносители – въглища, ядрена енергия и ВЕИ. • Структурата на електропроизводството • през 2007г.: • - Централи на въглища – 52% • - Ядрена централа – 34% • - Централи на природен газ – 6% • - Централи, използващи ВЕИ – 8%

24. ПРОИЗВОДСТВО И ПОТРЕБЛЕНИЕ НА ЕЛЕКТРИЧЕСКА ЕНЕРГИЯ • Прогноза: • Без въвеждане на нови големи мощности след 2010г., като: • АЕЦ Белене • Нова ТЕЦ МИ-4 • Горна Арда • Каскади Дунав • Извеждане от екслоатация на: • Бобов дол - 2007, 2012, 2015 • Брикел – 2012 • М3 (Димитровград) 2016 Източник: МИЕ, НЕК

25. ПРОИЗВОДСТВО И ПОТРЕБЛЕНИЕ НА ЕЛЕКТРИЧЕСКА ЕНЕРГИЯ ПОТЕНЦИАЛ ЗА ИЗНОС ВЪТРЕШНО ПОТРЕБЛЕНИЕ Източник: МИЕ, НЕК

26. ПЪРВИЧНА И КРАЙНА ЕНЕРГИЙНА ИНТЕНЗИВНОСТ НА БЪЛГАРИЯ И ЕС25 Източник: Евростат, МИЕ Първична енергийна интензивност – 0,305 koe/€00p> 70% над ЕС 25 Крайна енергийна интензивност – 0,144 koe/€00p> 37% над ЕС 25 За целите на сравнението се елиминира влиянието на инфлацията и на покупателната сила на националната валута като брутната добавена стойност на макросекторите и БВП се привеждат към постоянни цени от базова година (2000 година) и се коригират със съответен коефициент отчитащ паритета на покупателна способност на националната валута.

27. CEER & ERGEG: Засилването на позициите на клиентите ги защитава • Клиентите трябва да получават най-добър избор, цена и качество от доставчиците на енергия. Конкурентните пазари могат да ги осигурят. • Клиентите следва да са по-скоро упълномощени на пазара, отколкото защитени • Защитата на уязвими клиенти е необходима в условията на конкурентен пазар • Защитата на уязвими клиенти не трябва да бъде обърквана с регулираните цени за крайния потребител • Изкуствено ниските регулирани цени за краен потребител са голяма пречка за преминаване към друг доставчик • Регулираните цени за крайния потребител са изопачени и трябва да бъдат премахнати или съобразени с пазарните условия • Всеки печели с енергийна ефективност • Правата на потребителите на енергия трябва да бъдат реализирани и засилени • По-добрата информация улеснява клиентите и засилва позициите им за преминаване към друг доставчик • Процеса на преминаване към друг доставчик трябва да е лесен, бърз и свободен • Смислена рамка за електроенергия на ЕС със силни, независими национални регулации • В интерес на потребителите на ЕС е агенция за сътрудничество на регулаторните действия

28. Compromise on the Third EU Energy Market Package • Държавите членки въвеждат три алтернативи относно разделянето • Въвеждане на разделяне на собствеността • Дефиниция:пълно отделяне на трансмисията на газ и електроенергия и производство на енергия едновременно, което означава, че вертикално интегрираните дружества са задължени да продадат активите си • b) Независим системен оператор (ISO) • Дефиниция: Компаниите, които участват в производството на енергия и снабдяване могат да запазят мрежовите си активи, но няма да управляват търговските и инвестиционни решения, които ще бъдат оставени на независима компания • c) Независим трансмисионен оператор (ITO) • Дефиниция: Отнася се за държави където трансмисионната система /газ и енергия/ принадлежи на вертикално интегрирани дружества и им позволява да запазят собствеността на тази система при условие, че те са управлявани от независим трансмисионен оператор

29. Bulgaria’s market with high growth rates and strong need for new capacities – positive growth even in “Green World” Strong need for additional capacitiese.g. CCGT Additional Capacities “Fossil Future” • Export opportunities to “short markets” Serbia, Turkey, Greece and Romania. • Currently strong “baseload focus” in Bulgarian generation. • Little hydro and hard coal units for mid- and peak load. • Strong wind development with need for system service (EBG 1.900 MW applications). • Currently no CCGT unit available • Potential access to fuel gas via Russian partnerships (e. g. Lukoil). Additional Capacities “Green World” Source – EA-EM 04/2008

30. EU technology development: CCS – which technology will be the leading one? Goal of ZEP* until 2020 ”Today’s knowledge” Potential Post-combustion capture MEA scrubbing and alternative processes 2) 1) Oxyfuel USC with cryogenic air separation (1st Generation)) Pre-combustion captureIGCC with CO Shift and phys. CO2 scrubbing 0 10 20 30 40 50 CO2-Avoidance Costs ** [€/t] * Zero Emission Platform, **incl. Transportation and storage