Българският енергиен сектор

–

някои проблеми и

предизвикателства15 април 2009, София

А.Българската енергетика в контекста на регионалния енергиен баланс

B.Кои са “правилните” енергийни източници за България?

C. Икономически проблеми

D. Изводи?

Прогноза за енергийния баланс на България

Местно потребление и износ: перспективи и рискове?

-10,000

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

Производство Нови мощности Извеждане от експлоатация Консумация

Растеж на БВП?

Енергийна ефективно

ст?

Развитие на регионалното търсене?ГВч

Източник:МИЕ

Местно потребление Потенциал за подобрена енергийна

ефективност

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600Дания

Германия

Италия

ЕС

27

Гърция

Испания

Португалия

Словения

Унгария

Латвия

Полша

Словакия

Чехия

Естония

Литва

Румъния

България

Каква е нуждата от нови мощности?

Енергийна интензивност (2006 г., mtoe/MEUR)

Източник: Евростат

Динамика на местното и регионално потребление

01234567

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Уникредит Q2 2009 МЕИ

Каква е нуждата от нови мощности?

Прогноза за растежа на БВП на България

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

BA BG GR HR ME MK RO RS

Промяна в регионалната месечна консумация през 2008 спрямо

2007 година

Източник: UCTEИзточник: Европейска комисия, Уникредит

Актуализирана прогноза за енергийния баланс

-10,000

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

Производство Нови мощности Извеждане от експлоатацияПотребление Потребление (БВП и ЕЕ)

GWh

9% средногодишно нарастване на

износа до 2030 г. при 2 %

нарастване на потреблението в

региона за 2008 г.

Местно потребление и износ: перспективи и рискове?

По-големи инвестиционни проекти в региона до 2020

800 MW Braila, Румъния, въглища (Termoelectrica, E.ON, Enel)

1440 MW Cerna voda, Румъния, ядрена (Nuclearelectrica, Electrabel, CEZ, Enel, RWE, Iberdrola, ArcelorMittal)

1800 – 2100 MW Kosovo C, Косово, лигнити

520 MW ВЕЦ (Чебрен/Галище), Македония

1200 MW Гърция, газови централи

700 MW Kolubara B, Сърбия, лигнити

700 MW Nikola Tesla 3, Сърбия, лигнити

450 MW Novi Sad, Сърбия,

800 MW Албания, въглища (Enel)

340 MW ВЕЦ, Албания (EVN, Statkraft)

Турция?

Източник: ЕПС

Прогнозен баланс на Сърбия в резултат на инвестициите в нови

мощности

Над 8500 MW нови мощности от големи проекти (без Турция)

А.Българската енергетика в контекста на регионалния енергиен баланс

B.Кои са ‘правилните’ енергийни източници за България?

C. Икономически проблеми

D. Изводи?

Какъв е правилният избор?

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% 58%

34%

8%

Структура на брутното електропроизводство 2007г.

ТЕЦ

АЕЦ

ВЕИ

Портфолио на производствени перспективи за България

високаниска

CO

2 п

ол

ож

ите

ле

н е

фе

кт

Независимост

ни

ска

ви

со

кас

ред

на

Атомнаенергия

Вътрешни ресурси на

въглища

средна

Възобновяеми ресурси

Газ

Енергийна ефективно

ст

1) Размерът на сферите показва натиска върху крайните потребителски

цени (поносимост)

Енергийна независимост, околна среда, поносимост на цените

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

Цени на енергията към момента (регулиран пазар)

0 20 40 60 80 100 120 140

SpainSlovenia

Slovakia Portugal

LuxembourgLithuania

IrelandHungaryGreece

GermanyFrance

EstoniaDenmark

CzechCyprusCroatia

BulgariaAustria

Възобновяеми енергийни източници (1)

Цени за енергия, произведена от вятърни наземни възобновяеми ресурси /Февруари 2008; цена в

България от април 2009

Източник: Прогрес

Евро/МВч

Top 10 WTG producers 2007

Suzlon

9%

Accionia

4%

Siemens

6%

Enercon

12%

Others

9%

Gamesa

14%

GE Wind

15%

Vestas

21%

Sinovel

3%

Goldwind

4%

Nordex

3%

Източник: Енеркон

Възобновяеми енергийни източници (2)

Sharp

8%

Suntech

8%

Kyocera

5%

First Solar

5%

Yingli

3%

Sanyo

4%Ja Solar

3%

Q-Cells

9%

Rest of the World

47%

Solar World

4%

Motech

4%

Цени за енергия, произведена от фотоволтаици /Февруари 2008, цени в България от април 2009/

Източник: Прогрес

0 100 200 300 400 500 600

SpainSlovenia

Slovakia Portugal

LuxembourgItaly

HungaryGreece

GermanyFrance

EstoniaDenmark

Czech RepublicCyprusCroatia

BulgariaAustria

Евро/МВч

ТОП 10 производители на фотоволтаични клетки през

2007

Източник: PHOTON International; EPIA

Глобално производство на фотоволтаични клетки през 2007

China29%

Rest of Europe7%

Taiwan11%

Japan22%

India1%

USA6%

Germany20%

Africa & Middle East0%

Rest of Asia3%

Australia1%

Определяне на производствената кошница за България 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

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

Диверсифицирано портфолио Инвестиции във високоефективни

въглищни и газови ЕЦ Инвестиции във ВЕИ Енергийна ефективност

А.Българската енергетика в контекста на регионалния енергиен баланс

B.Кои са ‘правилните’ енергийни източници за България?

C. Икономически проблеми

D. Изводи?

Днешните инвестиционни решения определят бъдещите конкурентни предимства на

икономиката

Енергийният сектор осигурява конкурентно предимство за българската икономика

Енергийният сектор осигурява конкурентно предимство за българската икономика

Качество на

захранване

Технологии, ориентиран

и към околната

среда

Енергийна ефективно

ст

Производство и

диверсификация

Инвестиционни

изисквания

Висок брой прекъсвания/експ

л. разходи

Висока енергийна интензивност

Големи емисии на парникови газове

Намаляващ износ и относително ниска

енергийна независимост

Секторът днес

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

България се намира на дъното на кривата за инвестиции в мрежите

Неравнопоставеност на бизнес потребителите и конкурентоспособност

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

Nor

way

Irel

and

Finl

and

Portug

al

Fran

ce

Spai

n

Swed

en

Aust

ria

Net

herla

nds

Ger

man

y

EU-2

7

Bel

gium

Den

mar

k

Czec

h Re

publ

ic

Luxe

mbo

urg

UK

Slov

akia

Pola

nd

Slov

enia

Cypr

us

Esto

nia

Latv

ia

Hun

gary

Bul

garia

Gre

ece

Rom

ania

Lith

uani

a

Mal

ta

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

Households Industrial Ratio Industrial/Households

Цени на електроенергия 2008

Евро/К

Вч

А.Българската енергетика в контекста на регионалния енергиен баланс 2010-2020

B.Кои са “правилните” енергийни източници за България?

C. Икономически проблеми

D. Изводи?

Изводи?

ЕС контекст

Укрепване на регулатора

Икономическата логика – водеща:-възвръщаемост на инвестициите-без кроссубсидиране-прорачност на държавните дружества

Балансирана кошница

Енергийна ефективност

Back-up Info

ПРОГНОЗЕН РЪСТ НА БВП И ЕНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЕТОПРОГНОЗЕН РЪСТ НА БВП И ЕНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЕТО

Ръст на БВП и енергопотреблението

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Години

М Е

вро

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Мтн

е

БВП, МЕвро Бр. потр. на енергия с 4-5% ЕЕ Бр. потр. без подобряване на ЕЕ

БВП

Потребление без ЕЕ

Потребление с 4-5% ЕЕ

Източник: Евростат, МИЕ, НЕК

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%

58%

34%

8%

Структура на брутното електропроизводство 2007г.

ТЕЦ

АЕЦ

ВЕИ

ПРОИЗВОДСТВО И ПОТРЕБЛЕНИЕ НА ЕЛЕКТРИЧЕСКА ЕНЕРГИЯ

-10000

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029

години

мл

н.К

Втч

Енергия от мощности, подлежащи на извеждане от експлоатация

Енергия от нови мощности

Брутно производство на електрическа енергия, млн кВтч

Потребление на ел.енергия (средногод. ръст 2,5% дo 2020г. и 1,6% до 2030г.)

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

ПРОИЗВОДСТВО И ПОТРЕБЛЕНИЕ НА ЕЛЕКТРИЧЕСКА ЕНЕРГИЯ

-10000

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

мл

н.К

Втч

години

Енергия от мощности, подлежащи на извеждане от експлоатация

Енергия от нови мощности

Брутно производство на електрическа енергия, млн кВтч

Потреблениена енергия (средногод. ръст 2,5% до 2020г. и 1,6% до 2030г.)

ПОТЕНЦИАЛ ЗА ИЗНОС

ВЪТРЕШНОПОТРЕБЛЕНИЕ

Източник: МИЕ, НЕК

ПЪРВИЧНА И КРАЙНА ЕНЕРГИЙНА ИНТЕНЗИВНОСТ

НА БЪЛГАРИЯ И ЕС25

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.

Първична енергийна интензивност – 0,305 koe/€00p > 70% над ЕС 25 Крайна енергийна интензивност – 0,144 koe/€00p > 37% над ЕС 25

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

koe/€

00p

ПЕИ България

ПЕИ ЕС 25

0,0

0,1

0,1

0,2

0,2

0,3

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

koe/€

00p

КЕИ България

КЕИ ЕС 25

Източник: Евростат, МИЕ

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

Compromise on the Third EU Energy Market PackageДържавите членки въвеждат три алтернативи относно разделянето

a) 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

Bulgaria’s market with high growth rates and strong need for new capacities – positive growth even in “Green World”

Strong need for additional capacities

e.g. CCGT

Additional Capacities “Green World”

Source – EA-EM 04/2008

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 “Fossil Future”

Potential

EU technology development: CCS – which technology will be the leading one?

OxyfuelUSC with cryogenic air separation (1st Generation))

Post-combustion captureMEA scrubbing and alternative processes

2)

Pre-combustion captureIGCC with CO Shift and phys. CO2 scrubbing

CO2-Avoidance Costs ** [€/t ]0 5010 20 30 40

Goal of ZEP* until 2020 ”Today’s knowledge”

1)

* Zero Emission Platform, **incl. Transportation and storage