Актуализиран Интегриран национален план „Енергетика и климат“ (ИНПЕК)

ПРОЕКТ! РЕПУБЛИКА БЪЛГАРИЯ Министерство на енергетиката Министерство на околната среда и водите ИНТЕГРИРАН ПЛАН В ОБЛАСТТА НА ЕНЕРГЕТИКАТА И КЛИМАТА НА РЕПУБЛИКА БЪЛГАРИЯ АКТУАЛИЗАЦИЯ 2024 Г. СЪДЪРЖАНИЕ 1. ПРЕГЛЕД И ПРОЦЕС НА ОПРЕДЕЛЯНЕ НА ПЛАНА .................................................16 1.1. Резюме ........................................................................................................................ 16 i. Политически и икономически контекст на плана, контекст по отношение на околната среда, социален контекст на плана ................................................................................................... 16 ii. Стратегия, свързана с петте измерения на Енергийния съюз.................................................. 22 iii. Обща таблица с ключовите цели, политики и мерки на плана ........................................... 25 1.2. Преглед на настоящата ситуация в областта на политиките .......................................... 26 i. Енергийната система на национално равнище и на равнището на Съюза и контекст на политиките по националния план ..................................................................................................... 26 ii. Настоящите политики и мерки в областта на енергетиката и климата, свързани с петте измерения на Енергийния съюз ......................................................................................................... 27 iii. Основни въпроси с трансгранично значение ........................................................................ 46 iv. Административна организация за изпълнение на националните политики в областта на енергетиката и климата ...................................................................................................................... 46 1.3. Консултации и участие на националните организации и организациите на равнището на Съюза и резултати от тях .................................................................................................. 48 i. Участие на националния парламент .......................................................................................... 48 ii. Участие на местните и регионалните органи ............................................................................ 48 iii. Консултации със заинтересовани страни, включително социалните партньори, и ангажиране на гражданското общество и широката общественост ............................................... 49 iv. Консултации с други държави членки ................................................................................... 59 v. Повтарящ се процес с участие на Комисията ............................................................................ 59 1.4. Регионално сътрудничество при подготвянето на плана ........................................... 59 i. Въпроси, които могат да бъдат предмет на съвместно или координирано планиране с други държави членки ........................................................................................................................ 59 ii. Обяснение как в Плана се разглежда регионалното сътрудничество .................................... 64 2. НАЦИОНАЛНИ ОБЩИ И КОНКРЕТНИ ЦЕЛИ ..........................................................65 2.1. Измерение „Декарбонизация“....................................................................................... 65 2.1.1. Емисии и поглъщане на парникови газове ..................................................................................... 65 i. Елементите, посочени в член 4, буква а), точка 1..................................................................... 65 ii. Ако е приложимо, други национални общи и конкретни цели, които са в съответствие с Парижкото споразумение и съществуващите дългосрочни стратегии. Ако е приложимо с оглед принос към цялостния ангажимент на Съюза за намаляване на емисиите на парникови газове, други общи и конкретни цели, включително секторни цели и цели за адаптиране към изменението на климата, ако има такива......................................................................................... 70 2.1.2. Енергия от възобновяеми източници .............................................................................................. 76 i. Елементите, посочени в член 4, буква а), точка 2..................................................................... 76 1 ii. Прогнозни криви за дела по сектори на енергията от възобновяеми източници в брутното крайно енергийно потребление от 2021 г. до 2030 г. в секторите на електроенергетиката, отоплението и охлаждането, а също и в сектора на транспорта .................................................... 77 iii. Прогнозни криви по технологии за възобновяема енергия, които дадена държава членка предвижда да използва, за да постигне общите и секторните криви за енергия от възобновяеми източници за периода 2020 – 2030 г., включително очакваното общо брутно крайно потребление на енергия за всяка технология и сектор в млн. т.н.е., както и общи планирани инсталирани мощности (разделени на нови мощности и увеличение на мощността на съществуващи инсталации) за всяка технология в MW ................................................................... 80 iv. Прогнозни криви за потреблението на енергия от биомаса, разпределени между топлинната и електрическата енергия и транспорта, и криви за осигуряването на биомаса от различни суровини, с посочване на произхода им (като се прави разграничение между национално производство и внос). За биомасата с произход от горското стопанство – оценка на произхода ѝ, както и оценка на въздействието върху въглеродните поглътители в областта на LULUCF .................................................................................................................................................. 84 v. Ако е приложимо, други национални криви и цели, включително дългосрочни или секторни (например дял на възобновяемата енергия в топлоснабдяването, използването на възобновяема енергия, възобновяема енергия, произведена от градовете, енергийните общности и самостоятелните потребители, енергия, добита от утайки, получени от пречистване на отпадни води) ................................................................................................................................. 86 2.2. Измерение „Енергийна ефективност“ ............................................................................ 86 i. Елементите, посочени в член 4, буква б)................................................................................... 86 ii. Ориентировъчните етапни цели за 2030 г., 2040 г. и 2050 г., установените на национално равнище измерими показатели за напредъка и техния принос за постигане на целите на Съюза в областта на енергийната ефективност, включени в пътните карти, определени в дългосрочните стратегии за саниране на националния фонд от жилищни и нежилищни сгради (частни и обществени), в съответствие с член 2а от Директива 2010/31/ЕС .................................. 87 iii. Ако е приложимо, други национални цели, включително дългосрочни цели или стратегии и секторни цели, както и национални общи цели в области като енергийната ефективност в транспортния сектор и по отношение на отоплението и охлаждането................. 88 2.3. Измерение „Енергийна сигурност“ ............................................................................. 90 i. Елементите, посочени в член 4, буква в)................................................................................... 90 ii. Национални общи цели по отношение на увеличаване на диверсификацията на енергийните източници и доставките от трети държави с цел повишаване на устойчивостта на регионалните и националните енергийни системи ......................................................................... 92 iii. Когато е приложимо, национални общи цели по отношение на намаляването на зависимостта от внос на енергия от трети държави, за да се повиши устойчивостта на регионалните и националните енергийни системи ......................................................................... 93 iv. Национални общи цели по отношение на увеличаването на гъвкавостта на националната енергийна система, по-специално посредством използването на собствени енергийни източници, оптимизацията на потреблението и съхранение на енергия .................................... 100 2.4. Измерение „Вътрешен енергиен пазар“ ....................................................................101 2 2.4.1. Междусистемна електроенергийна свързаност ..................................................................... 101 i. Нивото на междусистемна електроенергийна свързаност, което е определено от държавите членки като цел за 2030 г., като се отчита целта за 2030 г. за междусистемна електроенергийна свързаност от поне 15%, със стратегия с равнището от 2021 г. нататък, определено в тясно сътрудничество със засегнатите държави членки, като се отчита целта за 2020 г. за междусистемна електроенергийна свързаност от 10% и следните показатели за спешността на действие:................................................................................................................... 101 1) Разликата в цените на пазара на едро, превишаваща индикативен праг от 2 евро/мегават час между държавите членки, регионите или тръжните зони;..................................................... 101 2) Номинален капацитет за пренос на междусистемните електропроводи под 30% от върховото натоварване;.................................................................................................................... 101 3) Номинален капацитет за пренос на междусистемните електропроводи под 30% от инсталираното производство от възобновяеми източници. ......................................................... 101 2.4.2. Енергийна инфраструктура ....................................................................................................... 103 i. Основните проекти в областта на електропреносната и газопреносната инфраструктура и по целесъобразност проекти за модернизиране, които са необходими за постигането на общите и конкретните цели по петте измерения на стратегията за Енергийния съюз ............... 103 ii. Ако е приложимо, главни разглеждани инфраструктурни проекти, различни от проектите от общ интерес (ПОИ) ....................................................................................................................... 117 2.4.3. Интеграция на пазара................................................................................................................ 118 i. Национални общи цели, свързани с други аспекти на вътрешния енергиен пазар като например повишаване на гъвкавостта на системата, по-специално чрез насърчаване на цени на електроенергията, които се определят от конкуренцията съгласно съответното секторно законодателство, интегрирането и обединяването на пазари, с цел увеличаване на търгуемия капацитет на съществуващите междусистемни електропроводи, интелигентни мрежи, групиране, оптимизация на потреблението, съхранение, разпределено производство на електроенергия, механизми за разпределение, преразпределение или съкращаване и ценови сигнали в реално време, включително график за постигане на целите ....................................... 118 ii. Когато е приложимо, национални общи цели, свързани с недискриминационното участие на енергията от възобновяеми източници, оптимизация на потреблението и съхранение, включително чрез групиране, във всички енергийни пазари, включително график за постигане на целите ............................................................................................................................................ 125 iii. Когато е приложимо, национални общи цели с оглед да се гарантира, че потребителите участват в енергийната система и ползват собственото генериране на енергия и новите технологии, включително интелигентните измервателни уреди ................................................. 125 iv. Национални общи цели, свързани с осигуряване на адекватност на електроенергийната система, както и с повишаване на гъвкавостта на енергийната система във връзка с производството на енергия от възобновяеми източници, включително график за постигането на целите126 v. Когато е приложимо, национални общи цели за защита на потребителите на енергия и подобряване на конкурентоспособността на сектора на пазара на енергия на дребно ............ 127 2.4.4. Енергийна бедност .................................................................................................................... 127 3 i. Когато е приложимо, национални цели във връзка с енергийната бедност, включително график за постигането на целите ..................................................................................................... 127 2.5. Измерение „Научни изследвания, иновации и конкурентоспособност“...................131 i. Национални общи цели и конкретни цели за финансиране за публични и при наличност частни научни изследвания и иновации във връзка с Енергийния съюз, включително, ако е подходящо, график за постигане на целите.................................................................................... 131 ii. Когато са налице, национални цели за 2050 г., свързани с насърчаването на технологиите за чиста енергия и ако е подходящо, национални общи цели, включително дългосрочни конкретни цели (2050 г.) за въвеждането на нисковъглеродни технологии, в това число цели за декарбонизация на сектора на енергетиката и на енергийно и въглеродно интензивните промишлени отрасли, и ако е приложимо, цели за съответната инфраструктура за транспортиране и съхранение на СО2.............................................................................................. 132 iii. Когато е приложимо, национални общи цели по отношение на конкурентоспособността 133 3. ПОЛИТИКИ И МЕРКИ ..........................................................................................134 3.1. Измерение „Декарбонизация“......................................................................................134 3.1.1. Емисии и поглъщане на парникови газове ................................................................................... 134 i. Политики и мерки за изпълнение на целите съгласно Регламент (ЕС) 2018/842, посочени в точка 2.1.1, и политики и мерки за съобразяване с Регламент (ЕС) 2018/841, с които се обхващат всички основни източници и сектори за засилване на поглъщанията, с идея за дългосрочната визия и цел за икономика с ниски нива на емисии и постигане на баланс между емисии и поглъщания в съответствие с Парижкото споразумение............................................................... 134 ii. По целесъобразност регионално сътрудничество в тази област .......................................... 169 iii. Без да се засяга приложимостта на правилата за държавната помощ, финансовите мерки, в това число подкрепата от страна на Съюза и използването на фондовете на Съюза в тази област и на национално равнище, ако е приложимо ............................................................ 169 3.1.2. Енергия от възобновяеми източници ............................................................................................ 169 i. Политики и мерки за изпълнение на националния принос към обвързващата цел за 2030 г. на равнището на Съюза за възобновяема енергия и за кривите, посочени в член 4, буква а), подточка 2, и ако е приложимо или ако са налични — елементите, представени в точка 2.1.2, включително секторни мерки и мерки с оглед на конкретна технология ................................... 171 ii. По целесъобразност специфични мерки за регионално сътрудничество, както и при желание — очакван излишък на произведена енергия от възобновяеми източници, който може да бъде прехвърлен в други държави членки с цел да се постигнат целите за националния принос и кривите, представени в точка 2.1.2 ................................................................................. 180 iii. Специфични мерки за финансова подкрепа, когато е приложимо — включително подкрепа от страна на Съюза и използване на средства от фондовете на Съюза за насърчаване и използване на енергия от възобновяеми източници в електроенергетиката, отоплението и охлаждането и транспорта ............................................................................................................... 180 4 iv. Когато е приложимо, оценка на подкрепата за електроенергия от възобновяеми източници, която държавите членки трябва да извършат съгласно член 6, параграф 4 от Директива (ЕС) 2018/2001................................................................................................................. 181 v. Специфични мерки за въвеждане на една или повече точки за контакт, рационализиране на процедурите, осигуряване на информация и обучение, както и улесняване на прилагането на споразумения за покупка на електроенергия................................................................................. 181 vi. Оценка на необходимостта от изграждане на нова инфраструктура за районно отопление и охлаждане, получени от възобновяеми източници ................................................. 182 vii. Ако е приложимо, специфични мерки за насърчаване на използването на енергия от биомаса, особено за мобилизирането на нови ресурси от биомаса, като се взема предвид: .. 183 3.1.3. Други елементи на измерението ................................................................................................... 184 i. Когато е приложимо, националните политики и мерки, засягащи сектора на Схемата за търговия с емисии (СТЕ) на ЕС и оценката на взаимната допълняемост и въздействието на СТЕ на ЕС.................................................................................................................................................... 184 ii. Политики и мерки за постигане на други национални цели, ако е приложимо ................. 185 iii. Политики и мерки за постигане на мобилност с ниски емисии (включително електрификацията на транспорта) ................................................................................................... 185 iv. Когато е приложимо, планирани национални политики, крайни срокове и мерки за постепенно премахване на енергийните субсидии, по-специално по отношение на изкопаемите горива .......................................................................................................................... 185 3.2. Измерение „Енергийна ефективност“ ...........................................................................185 i. Схеми за задължения за ЕЕ и алтернативни мерки по членове 7а и 7б от Директива 2012/27/ЕС [версия, изменена в съответствие с предложение COM(2016)761] (предстои да се изготвят в съответствие с приложение II)) ...................................................................................... 186 ii. Дългосрочна стратегия за саниране с цел саниране на националния сграден фонд от жилищни и нежилищни сгради (обществени и частни), включително политики, мерки и действия за насърчаване на разходноефективно основно саниране и политики и действия, насочени към сегментите от националния сграден фонд с най-лоши характеристики, в съответствие с член 2а от Директива 2010/31/ЕС........................................................................... 196 iii. Описание на политиката и мерките за насърчаване на енергийните услуги в публичния сектор и мерки за премахване на регулаторните и нерегулаторните пречки, които възпрепятстват разпространението на договорите за енергоспестяване с гарантиран резултат и на други модели на услуги за енергийна ефективност .................................................................. 200 iv. Други планирани политики, мерки и програми за постигане на ориентировъчните национални приноси по отношение на енергийна ефективност за 2030 г., както и другите цели, посочени в точка 2.2 (като например мерки за насърчаване обществените сгради да служат за пример за енергийно-ефективни обществени поръчки, мерки за насърчаване на енергийни обследвания и системи за управление на енергията , мерки за информиране и обучаване на потребителите, както и други мерки за насърчаване на енергийната ефективност).................. 202 v. Когато е приложимо, описание на политиките и мерките за насърчаване на ролята на местните енергийни общности във връзка с приноса им в изпълнението на политиките и мерките, посочени в подточки i), ii), iii) и iv) ................................................................................... 214 5 vi. Описание на мерките за разработване на мерки за използване на потенциала за подобряване на енергийна ефективност на газопреносната и електропреносната инфраструктура.................................................................................................................................. 215 vii. Регионално сътрудничество в тази област, ако е приложимо .......................................... 219 viii. Финансови мерки, включително подкрепа от ЕС и използване на средства от фондовете на ЕС на национално равнище ......................................................................................................... 219 3.3 Измерение „Енергийна сигурност“.................................................................................220 i. Политики и мерки, свързани с елементите, посочени в точка 2.3 и 2.4 ............................... 220 ii. Регионално сътрудничество в тази област .............................................................................. 231 iii. Когато е приложимо, финансови мерки в тази област на национално равнище, включително подкрепа от Съюза и използване на средства от фондовете на Съюза ................ 231 3.4 Измерение „Вътрешен енергиен пазар“ ........................................................................238 3.4.1 Електроенергийна инфраструктура .............................................................................238 i. Политики и мерки за постигане на целевото равнище на междусистемна свързаност, посочено в чл. 4, буква г) .................................................................................................................. 238 ii. Регионално сътрудничество в тази област .............................................................................. 238 iii. Когато е приложимо, финансови мерки в тази област на национално равнище, включително подкрепа от Съюза и използване на средства от фондовете на Съюза ................ 239 3.4.2 Енергийна инфраструктура .............................................................................................................. 239 i. Политики и мерки, свързани с елементите, посочени в точка 2.4.2, включително, когато е приложимо, специфични мерки, позволяващи изпълнението на проекти от общ интерес (ПОИ) и други основни инфраструктурни проекти .................................................................................... 239 ii. Регионално сътрудничество в тази област .............................................................................. 239 iii. Когато е приложимо, финансови мерки в тази област на национално равнище, включително подкрепа от Съюза и използване на средства от фондовете на Съюза ................ 241 3.4.3 Интеграция на пазара ...................................................................................................................... 242 i. Политики и мерки, свързани с елементите, посочени в точка 2.4.3 ..................................... 242 ii. Мерки за повишаване на гъвкавостта на енергийната система по отношение на производството на възобновяема енергия, като интелигентни мрежи, групиране, оптимизация на потреблението, съхранение, разпределено производство, механизми за разпределение, преразпределение и съкращаване, ценови сигнали в реално време, включително въвеждането на свързване на пазарите в рамките на деня и трансграничните балансиращи пазар .............. 245 iii. Когато е приложимо, мерки за гарантиране на недискриминационното участие на възобновяемата енергия, оптимизацията на потреблението и съхранението, включително чрез групиране, във всички енергийни пазари ....................................................................................... 245 iv. Политики и мерки за защита на потребителите, по-специално уязвимите и когато е приложимо, потребителите в положение на енергийна бедност и за подобряване на конкурентоспособността и достъпността на пазара на дребно на електроенергия ................... 246 v. Описание на мерките за създаване на условия за оптимизация на потреблението и за нейното развитие, включително такива, които се отнасят до тарифи, подкрепящи динамично ценообразуване................................................................................................................................. 247 3.4.4 Енергийна бедност ........................................................................................................................... 247 6 i. Когато е приложимо, политики и мерки за постигане на целите, посочени в точка 2.4.4 . 247 3.5 Измерение „Научни изследвания, иновации и конкурентоспособност“ .......................249 i. Политики и мерки, свързани с елементите, посочени в точка 2.5 ........................................ 249 ii. Когато е приложимо, сътрудничество с други държави членки в тази област, включително по целесъобразност информация как целите и политиките на Стратегическия план за енергийните технологии са приспособени към съответния национален контекст ..................... 254 iii. Когато е приложимо, финансови мерки в тази област на национално равнище, включително подкрепа от Съюза и използване на средства от фондовете на Съюза ................ 255 4. ТЕКУЩО СЪСТОЯНИЕ И ПРОГНОЗИ ПРИ СЪЩЕСТВУВАЩИТЕ ПОЛИТИКИ И МЕРКИ 265 4.1 Прогнозно развитие на основните външни фактори, които въздействат върху развитието на енергийната система и емисиите на парникови газове ..................................................267 i. Макроикономически прогнози (БВП и прираст на населението) ......................................... 267 ii. Секторни промени, които се очаква да окажат въздействие върху енергийната система и емисиите на парникови газове ........................................................................................................ 269 iii. Глобални тенденции в енергетиката, международни цени на изкопаемите горива, цени на въглеродните емисии в СТЕ на ЕС ............................................................................................... 274 iv. Изменения на разходите за съответните технологии ........................................................ 276 4.2 Декарбонизация .............................................................................................................280 4.2.1 Емисии и поглътители на парникови газове .................................................................................. 280 i. Текущият дял на енергията от възобновяеми източници в брутното крайно потребление на енергия, а също и в различите сектори (топлинна енергия и охлаждане, електрическа енергия и транспорт), както и за всяка технология във всеки от секторите .................................................. 280 ii. Прогнози по сектори при съществуващите национални и европейски политики и мерки до 2040 г. (включително за 2030 г.) ....................................................................................................... 288 4.2.2 Енергия от възобновяеми източници ............................................................................................. 293 i. Текущият дял на енергията от възобновяеми източници в общото крайно енергийно потребление, а също и в различи сектори (отопление и охлаждане, електроенергетика и транспорт), както и за всяка технология в тези сектори ................................................................ 293 ii. Ориентировъчни прогнози за развитието при съществуващите политики за 2030 г. (с прогноза до 2040 г.) .......................................................................................................................... 296 4.3 Измерение „Енергийна ефективност“ ............................................................................304 i. Текущо първично и крайно енергийно потребление в икономиката и по сектори (включително промишленост, жилищен сектор, сектор на услугите и транспорт) ..................... 304 ii. Текущ потенциал за прилагането на високоефективно комбинирано производство на енергия и на ефективни районни отоплителни и охладителни системи ..................................... 306 iii. Прогнози при съществуващите политики, мерки и програми за енергийна ефективност съгласно описаното в точка 1.2, подточка ii) за първичното и за крайното потребление на енергия за всеки сектор най-малко до 2040 г. (включително за 2030 г.) ..................................... 306 7 iv. Оптимални по отношение на разходите нива на минимални енергийни характеристики, получени в резултат от националните изчисления в съответствие с член 5 от Директива 2010/31/ЕС ......................................................................................................................................... 307 4.4 Измерение „Енергийна сигурност“.................................................................................310 i. Настоящ енергиен микс, собствени енергийни източници, зависимост от внос, включително относими рискове ................................................................................................................................. 310 ii. Прогнози за развитието при съществуващите национални и европейски политики и мерки най- малко до 2040 г. (включително и за 2030 г.) ....................................................................................... 316 4.5 Измерение „Вътрешен енергиен пазар“ .......................................................................324 4.5.1. Взаимосвързаност между националните електроенергийни системи ...................................... 324 i. Текущо равнище на междусистемна свързаност между националните електроенергийни системи и основни междусистемни електропроводи ................................................................... 324 ii. Прогнози за изискванията за разширяване на междусистемните електропроводи (включително за 2030 г.) ................................................................................................................... 325 4.5.2 Електропреносна и газопреносна инфраструктура ....................................................................... 325 i. Основни характеристики на съществуващата инфраструктура за пренос на електроенергия и газ..................................................................................................................................................... 325 ii. Прогнози за изискванията за разширяване на мрежите най-малко до 2040 г. (включително за 2030 г.)............................................................................................................................................ 328 iii. Ориентировъчни прогнози за развитието при съществуващите политики за 2030 г. (с прогноза до 2040 г.) .......................................................................................................................... 331 4.5.3 Пазари на газ и електроенергия, енергийни цени ....................................................................... 331 i. Текуща ситуация на пазарите на газ и електроенергия, включително енергийни цени..... 331 ii. Прогнози за развитието при съществуващите политики и мерки най-малко до 2040 г. (включително и за 2030 г.) ................................................................................................................ 343 4.6 Измерение „Научни изследвания, иновации и конкурентоспособност“ .......................347 i. Текущото положение на сектора на нисковъглеродни технологии и доколкото е възможно, позицията му на световния пазар (този анализ трябва да се направи на равнището на Съюза или на световно равнище) ....................................................................................................................... 347 ii. Текущо равнище на разходите от публични и когато са налични, частни източници за изследвания и иновации в нисковъглеродните технологии, настоящ брой на патентите, настоящ брой на научните работници............................................................................................................ 348 iii. Разбивка по текущи ценови елементи, които съставляват трите основни ценови компонента (енергия, мрежа, данъци/такси) ................................................................................. 353 iv. Описание на енергийните субсидии, включително за изкопаеми горива ....................... 354 5. ОЦЕНКА НА ВЪЗДЕЙСТВИЕТО НА ПЛАНИРАНИТЕ ПОЛИТИКИ И МЕРКИ..................357 5.1 Въздействие на описаните в раздел 3 планирани политики и мерки върху енергийната система и емисиите и поглъщанията на парникови газове, включително сравнение с прогнозите, основани на съществуващите политики и мерки (посочени в раздел 4) .........357 8 i. Прогнози за развитието на енергийната система и емисиите и поглъщанията на парникови газове, както и по целесъобразност за емисиите на замърсители на въздуха в съответствие с Директива (ЕС) 2016/2284 при планираните политики и мерки най-малко в продължение на десет години след периода, обхванат от плана (включително последната година от периода, обхванат от плана), включително относимите политики и мерки на Съюза. .............................. 357 ii. Оценка на взаимодействието между политиките (между съществуващите политики и мерки и планираните политики и мерки в дадено измерение на политиката и между съществуващите политики и мерки и планираните политики и мерки от различните измерения) най-малко до последната година на периода, обхванат от плана, по-специално за изграждането на надеждна представа за въздействието на политиките за енергийна ефективност/енергийни спестявания върху мащабите на енергийната система и за намаляване на риска от блокирани инвестиции в енергийните доставки ............................................................................................... 359 iii. Оценка на взаимодействието между съществуващите политики и мерки и планираните политики и мерки и между тези политики и мерки и мерките на политиката на Съюза в областта на климата и енергетиката ............................................................................................................... 373 5.2 Въздействие на планираните политики и мерки, описани в раздел 3, на равнището на макроикономиката и доколкото е възможно, здравето, околната среда, заетостта и образованието, уменията и социалните въздействия, включително аспектите на справедливия преход (по отношение на разходите и ползите и на ефективността на разходите), най-малко до последната година от периода, обхванат от плана, включително сравнение с прогнозите, основани на съществуващите политики и мерки ........................373 5.3 Преглед на нуждите от инвестиции...............................................................................379 i. Съществуващи инвестиционни потоци и прогнозни предположения за инвестиране по отношение на планираните политики и мерки .............................................................................. 379 ii. Секторни или пазарни рискови фактори или пречки в национален или регионален контекст 391 iii. Анализ на допълнителното подпомагане с публични финанси или ресурси за преодоляване на недостатъците, установени в подточка ............................................................. 391 5.4 Въздействие на планираните политики и мерки, описани в раздел 3 върху другите държави членки и регионално сътрудничество най-малко до последната година от периода, обхванат от плана, включително сравнение с прогнозите, основани на съществуващите политики и мерки ................................................................................................................392 i. Въздействие върху енергийните системи в съседните и други държави членки в региона до възможната степен............................................................................................................................ 392 ii. По целесъобразност въздействие върху регионалното сътрудничество ............................. 393 1. ОБЩИ ПАРАМЕТРИ И ПРОМЕНЛИВИ..................................................................397 2. ЕНЕРГИЙНИ БАЛАНСИ И ПОКАЗАТЕЛИ ...............................................................398 2.1. Енергийни доставки...........................................................................................398 9 2.2. Електрическа и топлинна енергия ...................................................................398 2.3. Сектор преобразуване на енергия ....................................................................399 2.4. Енергийно потребление ....................................................................................399 2.5. Цени ....................................................................................................................399 2.6. Инвестиции ........................................................................................................399 2.7. Възобновяеми енергии.......................................................................................399 3. ПОКАЗАТЕЛИ ВЪВ ВРЪЗКА С ЕМИСИИТЕ И ПОГЛЪЩАНИЯТА НА ПАРНИКОВИ ГАЗОВЕ..........................................................................................................................400 10 Списък на използваните съкращения: АЕЦ Атомна електрическа централа АУЕР Агенция за устойчиво енергийно развитие АЯР Агенция за ядрено регулиране БВП Брутен вътрешен продукт БЕ Балансираща енергия БГХ Газов хъб Балкан БЕТП Българска енергийна търговска платформа БНБ Българска народна банка БНЕБ Българска независима енергийна борса БФИЕК Българска федерация на индустриалните енергийни консуматори ВЕИ Възобновяеми енергийни източници ВЕЦ Водноелектрическа централа ВИ Възобновяеми източници ВиК Водоснабдяване и канализация ВтЕЦ Вятърна електрическа централа ГГИ Големи горивни инсталации ГИС Географска информационна система ГРЦ Газ разпределителен център ДВ Държавен вестник ДПИ Доставчик от последна инстанция ЕБВР Европейска банка за възстановяване и развитие ЕЕ Енергийна ефективност ЕЕС Електроенергийна система ЕИБ Европейска инвестиционна банка ЕК Европейска комисия ЕП Електропровод ЕПС Електрически превозни средства ЕС Европейски съюз ЕСО Електроенергиен системен оператор 11 ЕФРР Европейски фонд за регионално развитие ЕЦ Електрическа централа ЕЦИХ Европейски цифров иновационен хъб ЗБР Закон за биологичното разнообразие ЗГ Закон за горите ЗЕ Закон за енергетиката ЗЕВИ Закон за енергията от възобновяеми източници ЗЕЕ Закон за енергийната ефективност ЗИД Закон за изменение и допълнение ЗОИК Закон за ограничаване изменението на климата ЗООС Закон за опазване на околната среда ЗОП Закон за обществените поръчки ЗПЗГС Земеползване, промени в земеползването и горското стопанство ЗПЗП Закон за подпомагане на земеделските производители ЗТЕЦ Заводски топлоелектрически централи ЗЧАВ Законът за чистотата на атмосферния въздух ИКТ Информационни и комуникационни технологии ИНПЕК Интегриран национален план енергетика-климат ИПУР Индустриални процеси и употреба на разтворители ИСИС Иновационна стратегия за интелигентна специализация ИТС Интелигентни транспортни системи КАВ Качество на атмосферния въздух КЕВР Комисия за енергийно и водно регулиране КЕП Крайно енергийно потребление КПЕТЕ Комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия КС Краен снабдител КТСП Контактната точка за строителни продукти КФ Кохезионен фонд ЛОС Летливи органични съединения МБТ Механично и биологично третиране МЕ Министерство на енергетиката 12 МЕФ МКИК МОСВ МРРБ МСП МТСП МФ МФК МФР НДФ НЕК НИРД НМЛОС НОПЕ НОПЗ НПВУ НПДЕВИ НПДЕГБ НПЕЕМЖС НПДИК НПКНИ НПО НПУО НСИ НСКП НССЗ ОВОС ООН ОПИК ОПНОИР ОПС Международен енергиен форум Междуправителствен комитет по изменение на климата Министерство на околната среда и водите Министерство на регионалното развитие и благоустройството Малки и средни предприятия Министерство на труда и социалната политика Модернизационен фонд Международен фонд „Козлодуй“ Многогодишна финансова рамка Национален декарбонизационен фонд Национална електрическа компания Научноизследователска и развойна дейност Неметанови летливи органични съединения Номинираните оператори на пазара на електрическа енергия Национален отчетен план за горите Национален план за възстановяване и устойчивост Национален план за действие за енергията от възобновяеми източници Национален план за действие за енергия от горска биомаса Национална програма за енергийна ефективност на многофамилни жилищни сгради Национален план за действие по изменение на климата Национална пътна карта за научна инфраструктура Неправителствена организация Национален план за управление на отпадъците Национален статистически институт Национален социален климатичен план Национална служба за съвети в земеделието Оценка на въздействие върху околната среда Организация на обединените нации Оперативна програма „Иновации и конкурентоспособност“ Оперативна програма „Наука и образование за интелигентен растеж“ Оператори на преносни системи 13 ОРУ ОСП ОЧИС п/ст ПАВЕЦ ПГ ПГХ ПДС ПЕП ПИТ ПКИП ПОИ ПРР ПРЧР ПС ПТС ПЧВ ПЧВЕ ПНИИДИТ РЗП РОУКАВ СНД СПРГС СТЕ ТАР ТБО ТЕЦ ТСП ТфЕЦ ФЕЦ ФИ Открита разпределителна уредба Обща селскостопанска политика Организация за черноморско икономическо сътрудничество Подстанция Помпено-акумулираща водноелектрическа централа Парникови газове Подземно газохранилище Пределно допустими стойности Първично енергийно потребление Програма за икономическа трансформация Програма „Конкурентоспособност и иновации в предприятията“ Проекти от общ интерес Програма „Развитие на регионите“ 2021-2027 Програма „Развитие на човешките ресурси“ Промишлена система Програма „Транспортна свързаност“ 2021-2027 г. Пакет за чистота на въздуха Програма за чист въздух за Европа Програма „Научни изследвания, иновации и дигитализация за интелигентна трансформация“ Разгъната застроена площ Район за оценка и управление на качеството на атмосферния въздух Структура за наблюдение и докладване Стратегически план за развитие на горския сектор Схема за търговия с емисии Трансадриатически газопровод Твърди битови отпадъци Термична/топлоелектрическа централа Териториален план за справедлив преход Топлофикационна електрическа централа Фотоволтаична електрическа централа Финансови инструменти 14 ФПЧ Фини прахови частици ФСП Фонд за справедлив преход ЦК Центрове за компетентност ЦП Цел на политика ЦПВ Център за върхови постижения ЦПДД Централизиран пазар на двустранни договори ЦК Центрове за компетентност CESEC Група на високо ниво за газовата междусистемна свързаност в Централна и Югоизточна Европа IBS Междусистемна газова връзка България-Сърбия IGB Междусистемна газова връзка Гърция-България IRENA Международна агенция за възобновяема енергия ITO Независим преносен оператор LNG Втечнен природен газ NTC Нетен трансферен капацитет RBP Регионалната платформа за резервиране на капацитет RDF Модифицирани горива, получени от отпадъци SET план Европейски стратегически план за енергийни стратегии FIT FOR 55 Подготвени за цел 55 Директива CAFE Директива 2008/50/ЕО относно качеството на атмосферния въздух и за по-чист въздух за Европа 15 ЧАСТ 1 ОБЩА РАМКА РАЗДЕЛ А: НАЦИОНАЛЕН ПЛАН 1. ПРЕГЛЕД И ПРОЦЕС НА ОПРЕДЕЛЯНЕ НА ПЛАНА 1.1. Резюме i. Политически и икономически контекст на плана, контекст по отношение на околната среда, социален контекст на плана Европейският съюз превърна изменението на климата в централен елемент на своята външна политика, като намаляването на въглеродните емисии е негова дългосрочна цел. Държавите от Европейския съюз (ЕС) работят заедно с глобалните партньори за засилване на международния ангажимент в областта на климата и постигане на напредък в международните усилия и инициативи. Съюзът играе централна роля по отношение на международните споразумения за политиката в областта на климата. В двустранните си отношения с трети държави ЕС споделя своя експертен опит и насърчава партньорите да предприемат решителни действия срещу глобалното затопляне, като при необходимост предоставя целенасочена подкрепа на най-засегнатите, за да подпомогне трансформацията на техните икономики. Като държава членка на Европейския съюз България споделя общата ценност за развитие на справедливо и благоденстващо общество с модерна, ресурсно ефективна и конкурентоспособна икономика, в която през 2050 г. няма нетни емисии на парникови газове. Формулирането на ясни цели относно климата позволява те да бъдат пренесени в законодателни актове и да допринесат за по-чисти води, почви и въздух, за модернизиране на домовете и по-ниски сметки за енергия, за по-екологичен и ефективен транспорт, за по-полезни храни и по-добро здраве на сегашното и бъдещите поколения. Бизнесът също ще спечели от открилите се възможности за развитие на зелената икономика и създаването на работни места в сектори като производството на енергия от възобновяеми източници и подобряването на енергийната ефективност на сгради. За по-ефективно изпълнение на климатичните политики и по-добра предвидимост за бизнеса декарбонизацията е обвързана със секторни политики с фокус върху енергетиката, индустрията, транспорта, сградите, селското стопанство и земеползването. 16 Целта на ЕС до 2030 г. е намаляване на емисиите на парникови газове с 55% и постигане на 0% нетни емисии на парникови газове през 2050 г. За да бъде постигната, Европейският съюз обновява законодателството си. Законодателният пакет, известен като „Подготвени за цел 55“, включва регулации относно търговията с емисии, националните цели за намаляване на емисиите в някои сектори, промените в земеползването, емисиите в транспорта и други области. Той включва законодателни предложения и изменения на съществуващото законодателство на ЕС, които ще допринесат за намаляването на нетните емисии на парникови газове в Съюза и декарбонизиране на икономиката за постигане на климатична неутралност по справедлив, разходоефективен и конкурентен начин. За да изпълни този ангажимент, ЕС определи следните обвързващи цели до 2030 г.: • Намаляване на нетните емисии на парникови газове (ПГ) с най-малко 55% в сравнение с 1990 г. до 2030 г.; • Намаляване на емисиите на парникови газове на ЕС с 40% до 2030 г. в сравнение с нивото от 2005 г. в секторите, които не са обхванати от европейската схема за търговия с емисии; • Намаляване на потреблението на енергия в ЕС с най-малко 11.7% през 2030 г. в сравнение с прогнозите на референтния сценарий на ЕС от 2020 г., така че крайното енергийно потребление на Съюза да не надхвърля 763 Mtoе. Постигане на поне 42.5% дял на енергия от възобновяеми източници в брутното крайно потребление на енергия в ЕС до 2030 г. със стремеж този дял да достигне 45% през 2030 г.; • Осигуряване на минимум 15% ниво на междусистемна електроенергийна свързаност между държавите членки. В изпълнение на член 14 от Регламент (ЕС) 2018/1999 Република България има ангажимент да представи в Европейската комисия (ЕК) проект на актуализиран Интегриран национален план за енергетика и климат (ИНПЕК) до 30 юни 2024 г., който следва да бъде одобрен от службите на ЕК. Изпълнението на ангажимента на Енергийния съюз за неутралност по отношение на климата в съответствие с Парижкото споразумение и постигането на целите за 2030 г. за енергетиката и климата изисква приноса на всяка държава членка (ДЧ). Следователно интегрираните национални планове за енергетика и климат (ИНПЕК), възложени от Регламента за управление на Енергийния съюз, служат за стратегическо планиране, като се фокусират върху периода 2021-2030 г., и същевременно отчитат по-дългосрочни перспективи. Държавите членки, след като първоначално представиха националните си планове за 2021-2030 г. през 2019-2020 година и проект на Плана през 2023 г., имат задачата да представят финализиран план до юни 2024 г., като надлежно се отчита развиващата се геополитическа динамика и политиките на ЕС, белязани с повишена амбиция. 17 В съответствие с договорното споразумение между Министерството на енергетиката на Р България и E3-Modelling S.A. относно Актуализиране на прогнозните сценарии за развитие на националната енергийна система за целите на ИНПЕК на Република България, бяха разработени два сценария - WEM (със съществуващи политики и мерки) и WАM (с допълнителни политики и мерки). В изпълнение на изискванията е предоставен цялостен преглед на сценариите, разработени в рамките на проекта за целите на Актуализирания ИНПЕК на Р България. Проектът на актуализиран ИНПЕК отразява по-високите цели, поставени с Европейската зелена сделка и Европейския закон за климата, Пакета „Готови за 55“, Плана RЕPowerEU, както и последния доклад за България в рамките на Европейския семестър. Актуализираният ИНПЕК дефинира амбициозните цели и мерки, свързани с: • Процеса за трансформация на националния енергиен микс; • Декарбонизация с устойчиво и достатъчно намаляване на емисиите в енергийния сектор благодарение на нови нисковъглеродни технологии и плавния преход към източници с ниски въглеродни емисии; • Приемане на национална цел за климатична неутралност до 2050 г. Постигането на заложените цели ще затвърди ангажиментите, които България поема, във връзка с изпълнение на Парижкото споразумение за климата и на Европейската зелена сделка. Реализацията чрез набор от мерки и дейности на амбициозните цели е изцяло съобразена с действащото европейско законодателство. От страна на България са стартирани законодателни инициатива за промяна в националната нормативна уредба, които да спомогнат осъществяването на поставените в ИНПЕК цели. Постигането на климатична неутралност на българската енергетика до 2050 г. е основна цел, която изисква дълбока трансформация на националния енергиен баланс към източници с ниски емисии на парникови газове. Високата енергийна интензивност на икономиката се дължи на специфичния профил на основни индустрии у нас и към тях следва да се насочат мерки за подкрепа на тяхната конкурентоспособност. Бавният напредък в постигането на целите за енергийна ефективност на сградния сектор изисква фокусирани политики и мерки. България продължава да е една от енергоемките икономики и с голям процент на емисии от парникови газове в ЕС. Високата енергийна интензивност на икономиката и бавният напредък в постигането на целите за енергийна ефективност оказват отрицателно въздействие върху производителността и конкурентоспособността ѝ. Съществуват възможности за значително спестяване на енергия чрез целенасочени инвестиции в някои индустриални приложения, транспортния и жилищния сектор, както и за увеличаване на инвестициите в инфраструктура за нискоемисионно енергийно производство. Водородът и електрическата енергия от възобновяеми източници и подобряването на енергийната ефективност са основни елементи от 18 крайната цел на Европейския съюз, по която интензивно се работи и в България, като това ще спомогне за изграждането на климатично неутрална енергийна система. Затова България разглежда необходимостта от въвеждането на облекчения при планирането, провеждането на административни процедури, присъединяването към съответни мрежи и експлоатацията на енергийни обекти за производство на енергия от възобновяеми източници и свързаната с тях инфраструктура, като в определени случаи те ще се разглеждат като такива от по-висш обществен интерес, освен в случаите когато има ясни доказателства, че конкретен проект има значителни неблагоприятни последици за околната среда, които не могат да бъдат смекчени или компенсирани или при наличие на други специфични обстоятелства. Сектор „Енергетика“ е структуроопределящ отрасъл и в основата на бъдещото му развитие са ефективното използване на конвенционални и алтернативни енергийни ресурси, развитието на енергийния пазар и на интелигентните системи, прякото ангажиране на гражданите и обществото в енергийния преход, както и активното участие на потребителите на пазара на електрическа енергия. Основното предизвикателство в предстоящата енергийна трансформация е успешното реализиране на реформите в регионите с въглеродно интензивен енергиен сектор. Преходът на тези райони изисква комплексни хоризонтални мерки, високо ниво на инвестиции и не на последно място - активна социална политика. Устойчивото преминаване към нисковъглеродна енергетика ще бъде извършено поетапно, чрез плавна замяна на изкопаемите горива с нови нискоемисионни технологии по начин, по който да не бъде изложена на риск системната адекватност. Основните цели, заложени в ИНПЕК са: • Стимулиране на нисковъглеродно развитие на икономиката; • Развитие на конкурентоспособна и сигурна енергетика; • Повишаване на енергийната ефективност и намаляване на въглеродните емисии, вкл. чрез използване на пълния потенциал на природния газ като енергоизточник и преходно гориво; • Намаляване зависимостта от внос на горива и енергия; • Гарантиране на енергия на достъпни цени за всички потребители. Националните приоритети в областта на енергетиката и климата могат да бъдат обобщени, както следва: Енергетика: • Повишаване на енергийната сигурност и диверсификация на доставките на енергийни ресурси; • Развитие на интегриран и конкурентен енергиен пазар; 19 • Оползотворяване на потенциала за смяна на горивната база от твърди горива към природен газ за намаляване на въглеродните емисии и повишаване на енергийната ефективност; • Ускоряване на процеса по въвеждане на производството и потреблението на енергия от ВИ, насърчаване на потреблението на собствена енергия от ВИ, развитието на общности за възобновяема енергия и на свързаната с тези процеси енергийна инфраструктура за пренос, разпределение и съхранение на енергия от ВИ, развитие на мрежите; • Повишаване на енергийната ефективност чрез развитие и прилагане на нови технологии за постигане на модерна и устойчива енергетика; • Защита на потребителите чрез гарантиране на честни, прозрачни и недискриминационни условия за ползване на енергийни услуги. Климат: • Постигане на климатична неутралност до 2050 г.; • Съгласно Регламент (ЕС) 2023/857 (Регламент за споделяне на усилията) България трябва да ограничи своите емисии на парникови газове за секторите извън търговията с емисии с -10% в сравнение с емисиите си през 2005 г.; • България трябва да гарантира, че сумата на емисиите и поглъщанията на парникови газове в сектора LULUCF, постигната през 2030 г., не надвишава поглъщанията, след прилагане на гъвкавостта, предвидена в регламента, целта е от – 9 718 ктона CO2 екв. За изготвянето на актуализирания Интегриран план за енергетика и климат са използвани следните национални стратегически документи (и проекти на документи в процес на съгласуване): • Проект на Стратегия за устойчиво енергийно развитие до 2030 г., с хоризонт до 2050 г.; • Пътна карта за климатична неутралност на Република България; • Национална стратегия за развитие на минната индустрия до 2030 г.; • Стратегия за участието на България в Четвъртата индустриална революция; • Дългосрочна национална стратегия за подпомагане обновяването на националния фонд от жилищни и нежилищни сгради с хоризонт на изпълнение 2050 г.; • Дългосрочна стратегия за смекчаване на изменението на климата до 2050 г. на Република България; • Иновационна стратегия за интелигентна специализация; • Национална програма за енергийна ефективност на многофамилни жилищни сгради; 20 • Национална рамка за политика за развитието на пазара на алтернативни горива в транспортния сектор и за разгръщането на съответната инфраструктура; • Интегрирана транспортна стратегия в периода до 2030 г.; • Национален план за действие за енергия от горска биомаса 2018–2027 г.; • Национална стратегия за адаптация към изменението на климата на Република България и План за действие; • Национална стратегия за развитие на научните изследвания в Република България 2017-2030 г.; • План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2023-2032 г.; • Десетгодишен план за развитие на мрежите на „Булгартрансгаз“ ЕАД за периода 2023-2032 г.; • Национална пътна карта за подобряване на условията за разгръщане на потенциала за развитие на водородните технологии и механизмите за производство и доставка на водород. Актуализираният Интегриран план е разработен въз основа на следните основни допускания и стратегически цели: • Макроикономически растеж и секторна добавена стойност, проектиращи съответния растеж на търсенето и предлагането на енергия; • Съвкупност от мерки за енергийна ефективност за постигане на намаляваща крива на енергоемкост на икономиката; • Интегриран подход за моделиране на използваната енергия, развитие на икономиката и околната среда, основани на исторически данни и прогнози, насочени към отразяване на възможно най-реалистично развитие на икономиката и обществото на страната; • Включване на приложимите политики и ограничения на ЕС в областта на околната среда в моделирането и планирането на производството на енергия; • Развитие на енергийния, и по-специално на електроенергийния сектор с акцент върху националната и регионалната енергийна сигурност; • Интеграция на вътрешния пазар, развитие на междусистемната свързаност с електроенергийните системи на съседните на България страни и балансиране на енергийния микс чрез осигуряване на различни национални и вносни енергийни източници; • Поддържане на устойчиво ниво на външна зависимост от вноса на енергийни ресурси под средното за ЕС; 21 • Продължаване на либерализацията на енергийните пазари при ангажираност за управление на възможните социални рискове и отрицателни въздействия върху уязвимите социални групи; • Устойчиво развитие на производството на електрическа енергия от възобновяеми източници на пазарни основи; • Определяне на цели за енергийна ефективност, отговарящи на дневния ред и препоръките на ЕК; • Включване на производство на енергия от нови ядрени мощности в националния енергиен микс след 2030 г.; • Развитие на водородната енергетика и насърчаване на инвестициите във водородна инфраструктура. ii. Стратегия, свързана с петте измерения на Енергийния съюз Стратегическите цели и приоритети в областта на енергетиката и климата на България обхващат петте измерения на Енергийния съюз – декарбонизация, енергийна ефективност, енергийна сигурност, вътрешен енергиен пазар и научни изследвания, иновации и конкурентоспособност. За изпълнение на целите се извършват комплексни и координирани действия във всички икономически области, като усилията са насочени към развитие и насърчаване използването на нискоемисионни източници на енергия, както и внедряване на нови и иновативни технологии за производство на енергия. ДЕКАРБОНИЗАЦИЯ По измерението „Декарбонизация“ България насърчава и подкрепя увеличението на дела на енергия от възобновяеми източници (ВИ) в брутното крайно потребление на енергия и намаляване на емисиите на парникови газове. Определената национална цел за дял на ВИ в брутното крайно потребление на енергия до 2030 г. е 34.48%. За сектор електрическа енергия е определен 55.51% дял енергията от ВИ в брутното крайно потребление на електрическа енергия. Прогнозите са този дял да бъде постигнат чрез увеличаване на потреблението на електрическа енергия от новоизградени мощности след 2020 г., използващи енергия от ВИ (основно вятърна и слънчева енергия), с до 7 673 MW. Важно за постигането на целта в сектор електрическа енергия е насърчаване на инвестициите за развитие на електропреносната и електроразпределителните мрежи на страната, което ще позволи техническото присъединяване и интегриране на произведената електрическа енергия от ВИ, при спазване на критериите за сигурност на електроенергийната системата. Предвиденото въвеждане на системи за съхранение 22 на енергия ще позволи бързо внедряване на нови мощности, използващи ВИ с непостоянно производство, и адресира проблемите с претоварването на електрическите мрежи, балансирането и изкривяването на пазара. Също така в случай на необходимост за постигането на поставените цели след 2025 г. е възможно провеждането на търгове за допълнителен капацитет за енергия от ВИ при отчитане на пазарните условия. Сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане е от ключово значение за ускоряване на декарбонизацията на енергийната система. Бъдещото развитие на топлоснабдяването в страната ще отчита необходимостта от промяна на горивната база, повишаване на капацитета за високоефективно комбинирано производство и подобряване на енергийната ефективност, както и използването на енергията от възобновяеми източници. За сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане е определен дял от 43.66% на енергията от ВИ в брутното крайно потребление на топлинна енергия и енергия за охлаждане през 2030 г. Предвижда се използването на биомаса в дългосрочен период да продължи, като потреблението ще бъде съобразено с критериите за устойчивост и критериите за намаление на емисиите на парникови газове. В следващите години се очаква ускоряване използването на енергията от околната среда и геотермалната енергия чрез внедряване на термопомпи, с което ще се увеличи оползотворяването на все още недостатъчно използвани в страната ВИ и ще се подобри ефективността в крайното потребление на енергия. Предвидените промени в сектор транспорт касаят насърчаване въвеждането и използването на електрически и хибридни превозни средства в пътния транспорт и създаване на нискоемисионни зони в големите градове. През следващите години ще продължи използването на биогорива, като постепенно ще бъде увеличаван делът на използваните биогорива от ново поколение. Тези мерки ще допринесат за значително намаляване на емисиите на парникови газове в България. За сектор транспорт е определен дял от 29.66% на енергията от ВИ в крайното потребление на енергия в транспорта през 2030 г. Същевременно като иновация е предвидено потребление на зелен водород, произведен чрез използване на електрическа енергия от ВИ (вятърна и слънчева енергия). ЕНЕРГИЙНА ЕФЕКТИВНОСТ Приоритет на Република България е извеждането на принципа „енергийната ефективност на първо място“, което означава прилагането на най-ефективното енергийно решение във всички икономически сектори. По измерение „Енергийна ефективност“ усилията на България са насочени към постигане на енергийни спестявания в крайното енергийно потребление чрез подобряване на енергийните характеристики на сградите и насърчаване изпълнението 23 на мерки за енергийна ефективност в производството, преноса и разпределението на енергия. Енергийната ефективност заема важно място за подобряване на енергийната сигурност на страната чрез намаляване на зависимостта от внос на енергия, за намаляване разходите за енергия на бизнеса и домакинствата, за създаване на повече работни места, за подобряване качеството на въздуха и за намаляване емисиите на парникови газове и повишаване качеството на живот на гражданите. В тази връзка са определени национални цели за постигане на 11.6% намаление на потреблението на първична енергия и 10.7% намаление на крайното потребление на енергия до 2030 г. спрямо референтния сценарий 2020. България поставя акцент върху алтернативните политики и мерки за насърчаване на енергийната ефективност. Като такива могат да бъдат упоменати финансови стимули за изпълнението на проекти за енергийна ефективност, договори с гарантиран резултат (ЕСКО договори) и обновяване на съществуващия сграден фонд с оглед увеличаване на броя на сградите с близко до нулево потребление на енергия. ЕНЕРГИЙНА СИГУРНОСТ Основен приоритет на България за гарантиране на енергийната сигурност е диверсификация на източниците и маршрутите за доставка на природен газ, повишаване на капацитетите на ПГХ „Чирен“ и точките на междусистемно свързване, участие в проекти за нови терминали за втечнен природен газ в региона, ефективно използване на местните енергийни ресурси и развитие на енергийната инфраструктура. България насърчава стартиралите проучвания за добив на нефт и природен газ в Черно море, като с решение на Народното събрание се възлагане на министъра на енергетиката да проведе преговори за условията и реда, при които „Български енергиен холдинг“ ЕАД да придобие до 20% дял в консорциума, титуляр на договора за търсене и проучване на нефт и природен газ в площ „Блок 1-21 Хан Аспарух“. Газопреносната инфраструктура в България е добре развита, но в синергия с целите за повишаване на енергийната сигурност, диверсификация на източниците и маршрутите за доставка на природен газ, както и в отговор на нарастващото търсене на природен газ от алтернативни източници в страната и региона, има необходимост от допълнително разширение за осигуряване на нарастващите потоци от юг на север. Усилията са насочени към развитие, цифровизация на мрежите и осигуряване на гъвкавост на електроенергийната система, в т.ч. допълнително развитие на електропреносната мрежа на напрежение 400 kV и 110 kV. ВЪТРЕШЕН ЕНЕРГИЕН ПАЗАР По измерението „Вътрешен енергиен пазар“ България развива конкурентен пазар, като предприема действия за пълна либерализация на пазара и интеграцията му в регионалния и общоевропейския пазар. Основен елемент в процеса по пълна 24 либерализация е защитата на енергийно бедните и уязвимите клиенти. В съответствие с препоръката на ЕК за развитие на конкурентоспособни пазари на едро и дребно България поетапно премахва регулираните цени на електрическа енергия, като прогнозите са този процес да приключи до края на 2025 г. Други политики и мерки, насочени към развитието на вътрешния енергиен пазар в съответствие с целите на Енергийния съюз са оптимизация на потреблението, стимулиране създаването на енергийни общности за производство и потребление на възобновяема енергия и стимулиране по-активната роля на потребителите. НАУЧНИ ИЗСЛЕДВАНИЯ, ИНОВАЦИИ И КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТ Относно измерението „Научни изследвания, иновации и конкурентоспособност“ България се ангажира да насърчава научния напредък в иновативни енергийни технологии, включително за производство на чиста енергия. Ще бъдат разработени важни проекти за насърчаване на бизнес иновациите и дигитализацията. България планира да участва в множество програми в тази област. iii. Обща таблица с ключовите цели, политики и мерки на плана Приносът на България за постигане на целите на Европейския съюз до 2030 г. е представен в таблицата по-долу, която беше преразгледана в съответствие с препоръките на Европейската комисия: Таблица 1: Цели на България до 2030 г. 1 Дял на електрическата енергия от ВИ в брутното крайно потребление на електрическа енергия 2 Дял на топлинната енергия и енергията за охлаждане от ВИ в брутното крайно потребление на топлинната енергия и енергията за охлаждане 3 Дял на енергията от ВИ в крайното потребление на енергия в сектор транспорт 25 Преглед на целите за 2030 г. Възобновяеми енергийни източници Национална цел за дял на енергия от ВИ в брутното крайно потребление на енергия до 2030 г. 34.48% 1 ВИ - Е 55.51% 2 ВИ-ТЕ и ЕО 43.66% 3 ВИ – транспорт 29.66% Енергийна ефективност Намаляване на първичното енергийно потребление спрямо референтния сценарий 2020 11.6% Намаляване на крайното енергийно потребление на енергия спрямо референтния сценарий 2020 10.7% Първично потребление на енергия 12 397 ktoe 1.2. Преглед на настоящата ситуация в областта на политиките i. Енергийната система на национално равнище и на равнището на Съюза и контекст на политиките по националния план Република България води прозрачна енергийна политика в защита на държавния и обществения интерес. Енергийната политика на страната цели утвърждаване на пазарните принципи в енергийния сектор, гарантиране на енергийната независимост, устойчиво енергийно развитие на страната, ефективно използване на енергията и енергийните ресурси, задоволяване потребностите на обществото от електрическа енергия, топлинна енергия и енергия за охлаждане, природен газ и горива и е насочена към: • Поддържане на сигурна, стабилна и надеждна енергийна система; • Диверсификация на източниците и маршрутите на доставките на природен газ; • Разширяване на газопреносната инфраструктура и повишаване на капацитета за пренос и съхранение на природен газ; • Установяване на пълноценен, интегриран и либерализиран пазар на природен газ; • Създаване на условия за подобряване на достъпа до втечнен природен газ; • Декарбонизация на електроенергийния сектор чрез промяна на горивната база с горива с по-нисък въглероден интензитет; • Устойчиво използване на местните енергийни ресурси; 26 Крайно потребление на енергия 8 423 ktoe Емисии на парникови газове Национална цел за намаляване на емисиите на ПГ до 2030 г. спрямо 2005 г. за секторите извън ЕСТЕ (сграден фонд, селско стопанство, отпадъци и транспорт) съгласно Регламент (ЕС) № 2023/857 за задължителните годишни намаления на емисиите на парникови газове за държавите членки през периода 2021—2030 г. -10% Национална цел в сектор Земеползване, промените в земеползването и горското стопанство съгласно Регламент (ЕС) № 2023/839 за периодите 2021—2025 г. емисиите на ПГ да не надхвърлят поглъщанията, изчислени като сбора на общите емисии и на общите поглъщания на нейна територия общо във всички отчетни категории площи, и национална годишна цел за нетните поглъщания в периода от 2026 г. до 2030 г. от – 9 718 ктона CO екв. 2 Ниво на междусистемна електроенергийна свързаност 15% • Модернизиране и разширяване на енергийна инфраструктура, в т.ч. електропреносната и електроразпределителните мрежи; • Изграждане на инфраструктура за пренос на водород; • Развитие на ядрената енергетика съобразно съвременните изисквания за надеждност, безопасност и икономичност; • Подобряване на енергийната ефективност и повишаване използването на енергията от ВИ в брутното крайно потребление на енергия; • Активно участие на страната в изграждането на единен и стабилен европейски енергиен пазар; • Развитие на конкурентен енергиен пазар и политика, насочена към осигуряване на енергийните нужди и защита на интересите на потребителите; • Осигуряване на равнопоставен достъп до мрежата на всеки потребител при ясни и недискриминационни правила; • Постигане на баланс на количество, качество и цена на енергията за крайните потребители. При провеждането на енергийната политика на страната са възприети основните цели на енергийната политика на Европейския съюз, а именно сигурност на доставките, конкурентоспособност и устойчивост, като същата е съобразена с петте взаимно свързани измерения на Европейския енергиен съюз: енергийна сигурност, солидарност и доверие; напълно интегриран европейски енергиен пазар; енергийна ефективност; допринасяща за ограничаване на потреблението; декарбонизация на икономиката и научни изследвания, иновации и конкурентоспособност. ii. Настоящите политики и мерки в областта на енергетиката и климата, свързани с петте измерения на Енергийния съюз 1) Декарбонизация Представените в ИНПЕК секторни политики и мерки са формулирани по начин, който да отговаря на основната цел на плана – намаляване на ПГ в България и изпълнение на действащото европейско законодателство в областта на изменение на климата. Обособени са приоритетни оси за развитие на дадения сектор и съответните мерки към всяка приоритетна ос. Мерките са групирани в две направления – такива с измерим ефект върху намалението на ПГ и мерки с косвен ефект, при които също се постига намаление на емисиите, но то е по-трудно измеримо. За всяка мярка са предложени инструменти, които са необходими за нейното прилагане. Те могат да бъдат законодателни изменения, прилагане на законови и подзаконови актове, програми, планове, схеми и др., както и въвеждане на механизми за стимулиране, провеждане на информационни кампании, обучения и др. За всяка мярка са посочени целевите групи, отговорните 27 институции за докладване на изпълнението ѝ, стартирането и срокът за изпълнение, както и необходимият финансов ресурс и източниците за финансиране. Най-голям дял в общите емисии на ПГ в страната има сектор „Енергетика“, което определя и неговата първостепенна важност за изпълнение на националните цели за намаляването им. Производството на електрическа и топлинна енергия от въглища допринася за над 90% от емитираните ПГ в сектора, където е съсредоточен и основният потенциал за намаление на емисии. Особено значим сектор с изключително голям потенциал за намаление на емисии е сектор „Отпадъци“. Секторът се явява един от главните източници на ПГ в три основни направления – емисии от депониране на отпадъци, третиране на отпадъчни води и изгаряне на отпадъци. Мерките са съсредоточени основно в подсектора „Депониране на отпадъци“, който е с най-голям дял в нивата на емисии. Голяма част от предвидените мерки в този сектор могат да се постигнат с прилагане на съществуващото законодателство без влагането на особено голям финансов ресурс, което ги прави високо ефективни. Важността от предприемане на мерки в сектор „Транспорт“ се обуславя от факта, че той е един от най-големите емитери на ПГ, бележещ постоянен растеж, но до голяма степен пренебрегван доскоро по отношение на влиянието му върху изменението на климата. През последните десетилетия въздушният транспорт изпълнява жизненоважна роля за икономиката на ЕС и в ежедневието на гражданите като един от най-добре функциониращите и най-динамичните сектори в икономиката на Съюза. Той е мощен стимул за икономическия растеж, заетостта, търговията и туризма, както и за свързаността и мобилността и на предприятията, и на гражданите, и най-бързия начин за връзка между отдалечени райони в национален и международен план. Функционирането на сектора на въздушния транспорт в Съюза се определя от неговия трансграничен характер в рамките на целия ЕС и от неговото глобално измерение. Авиационният пазар е един от най-интегрираните сектори на вътрешния пазар, уреден от единни правила за достъпа до пазара и условията за функциониране. Пазарът на въздушния транспорт е обект на силна конкуренция между стопанските субекти в световен мащаб и в целия Съюз, поради което еднаквите условия на конкуренция са абсолютно необходими. Стабилността и просперитетът на пазара на въздушния транспорт и неговите стопански субекти зависят от ясна и хармонизирана рамка на политиката, при която операторите на въздухоплавателни средства, летищата и други участници във въздухоплаването могат да извършват дейност въз основа на равни правила и възможности, водещи до жизнеспособност на сектора и възможности за работа. По-специално е важно да се гарантират еднакви условия на конкуренция на целия пазар на въздушния транспорт в Съюза по отношение на авиационното гориво, което съставлява значителна част от разходите на операторите на въздухоплавателни средства, като същевременно се стимулира декарбонизацията на въздушния транспорт чрез насърчаване на устойчиви авиационни горива (УАГ). 28 В тази връзка основните мерки в сектора са насочени към оптимален баланс в използване потенциала на различните видове транспорт и са обособени в четири приоритетни оси: • Намаляване на емисиите от транспорта; • Намаляване на потреблението на горива; • Диверсификация на превозите; • Информиране и обучение на потребителите. Понастоящем България провежда целенасочена политика за развитието на сектор енергия от ВИ. През годините са въведени различни схеми за подкрепа, за да се гарантира, че производството и потреблението на енергията от ВИ ще се развие, така че значително да допринесе за сигурността и разнообразието на енергийните доставки, конкурентоспособността, опазването на околната среда и климата, регионалното развитие и използването на нови технологии. За насърчаване производството и потреблението на енергията от ВИ са въведени комплекс от регулаторни, административни и финансови мерки. Законът за енергията от възобновяеми източници (ЗЕВИ) е основния нормативен акт, който урежда обществените отношения в областта на енергията от ВИ. С този закон и подзаконовата нормативна уредба към него са транспонирани изискванията на Директива (ЕС) 2018/2001 на Европейския парламент и на Съвета от 11 декември 2018 г. за насърчаване използването на енергия от възобновяеми източници (Директива (ЕС) 2018/2001). Със ЗЕВИ се въвеждат мерки, насочени към насърчаване на производството и потреблението на електрическа енергия, топлинна енергия и енергия за охлаждане от ВИ, биогаз и зелен водород, енергия от ВИ в транспорта, с цел създаване на условия за постигане на устойчива и конкурентна енергийна политика и икономически растеж чрез иновации, внедряване на нови продукти и технологии и повишаване на жизнения стандарт на населението чрез икономически ефективно използване на енергията от ВИ. Въведени са ясни срокове по отношение на присъединяването на енергийни обекти за производство на електрическа енергия от ВИ и мерки за ускоряване на процедурите по присъединяване при модернизация на обекти за производство на електрическа енергия от ВИ. Също така се създават условия за развитието на потребители на собствена електрическа енергия и общности за възобновяема енергия, с което да се повиши интересът и да се активира участието на местното население да произвежда и потребява чиста енергия. Очаква се това да доведе до увеличаване на инвестиционната активност, положително възприемане на възобновяемата енергия, по-голям избор на потребителите и по-активно участие на гражданите в енергийния преход. 29 Предвидено е да бъде разработен План за определяне на приоритетни зони за развитие на обекти за производство на електрическа енергия от вятърна енергия. В приоритетните зони административните процедури за изграждането, реконструкцията и въвеждането в експлоатация на енергийните обекти ще се осъществява в по-кратки срокове. За улесняване на инвестиционния процес към всяка община са създадени специални центрове за административно обслужване, които да предоставят указания и информация и да организират процедурите, свързани с изпълнението на инвестиционни намерения за производство на енергия от ВИ, включително и при реконструкция и модернизация на съществуващи енергийни обекти и съоръжения за производство на енергия от ВИ. Създаването на подкрепяща законодателна, регулаторна и финансова среда за разширяване, модернизация и дигитализация на електроразпределителната мрежа е от ключово значение за изпреварващи инвестиции в тази насока с оглед бързо присъединяване на ВЕИ и отключване на различните възможности за гъвкавост, предоставяни от крайните потребители. Изключително важен за ускоряване на декарбонизацията е и сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане. Потенциалът за декарбонизация на топлоснабдяването е чрез увеличаване на енергийната ефективност и използването на енергия от ВИ. Отчитайки това в ЗЕВИ е регламентирано за периодите 2021–2025 г. и 2026–2030 г. делът на енергията от ВИ в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане да се увеличава с 1.3 процентни пункта средно за година за съответния период, изчислен въз основа на постигнатия през 2020 г. дял на енергията от ВИ в този сектор. Това увеличение следва да се осигури чрез увеличаване дела на енергията от ВИ и от отпадна топлина и студ в районните отоплителни и охладителни системи с поне един процентен пункт средно за година. В тази връзка се осигурява възможност топлопреносното предприятие да разработи план за развитие на районната отоплителна или охладителна система и превръщането ѝ в ефективна районна отоплителна или охладителна система. Възприемайки принципа, че биогоривата, течните, твърдите и газообразните горива от биомаса следва да се произвеждат по устойчив начин, в ЗЕВИ е въведено изискване тези горива задължително да отговарят на критериите за устойчивост и за намаляване на парниковите газове, когато се включват за отчитане на националната цел за дял на енергията от ВИ в брутното крайно потребление на енергия, а така също и на секторните цели. Спазването на тези критерии е задължително изискване при прилагането на схеми за подпомагане. 2) Енергийна ефективност Политиката в областта на енергийната ефективност е много съществен елемент от националната и европейската енергийна политика и политиката в областта на климатичните промени. Процесът на преминаване към енергетика с ниски нива на вредни емисии изисква повишаване на енергийната ефективност, увеличаване 30 използването на енергия от възобновяеми източници в брутното крайно потребление на енергия, подобряване на енергийното управление, развитие на енергийната инфраструктура и изграждането на вътрешния пазар, както и разработване на различни концепции и внедряване на нови технологии и услуги. В съответствие с приоритетите на ЕС енергийната ефективност е първият приоритет в енергийната политика и е от основно значение за изпълнението на целите за периода 2020– 2030 г. Нормативната уредба в областта на енергийната ефективност е приведена в съответствие с европейското законодателство, като основният документ, осигуряващ изпълнението на политиката в тази област, е Законът за енергийната ефективност (ЗЕЕ). Основните приоритети и цели в политиката на България в областта на енергийната ефективност са следните: • Реализиране на кумулативни спестявания на енергия при крайното потребление за периода 2021—2030 г., еквивалентни на нови годишни спестявания от поне 0.8% от крайното потребление на енергия; • Предприемане на мерки за подобряване на енергийните характеристики на поне 5% от общата разгъната застроена площ на всички отоплявани и/или охлаждани сгради – държавна собственост, използвани от държавната администрация; • Увеличаване броя на сградите с близко до нулево потребление на енергия; • Осигуряване на сигурна и достъпна енергия за всички; • Свеждане до минимум нежеланите последствия от използването на енергията върху здравето на хората и околната среда; • Повишаване жизнения стандарт на населението; • Повишаване на конкурентоспособността на българската икономика. Предвидените политики и мерки осигуряват взаимовръзка между съществуващите и планираните политики и мерки в рамките на измерението „Декарбонизация“, както и между съществуващите и планираните политики и мерки по останалите измерения на Енергийния съюз до 2030 г. Поради спецификата и взаимозависимостта на ефекта и очакваните резултати, мерките и политиките в областта на енергията от ВИ са комплексно съчетани с тези от измерение „Енергийна ефективност“. Положени са усилия за постигане на координация на националните политики в областта на климата и енергетиката, като се използват и възможностите за регионалното сътрудничество с други държави членки, така че да бъдат привлечени необходимите за тяхното изпълнение инвестиции. Политиките и мерките надграждат обхвата и същността на сега действащите, с оглед по-широко разгръщане и по-добра интегрираност на възобновяемата енергия при постигане на основните показатели за финансово достъпна, безопасна, конкурентоспособна, сигурна и устойчива енергийна система. 31 3) Енергийна сигурност ➢ Сигурност в областта на електроенергийния сектор Политиката за сигурността в областта на електроенергийния сектор на страната може да бъде обобщена в две приоритетни оси: • Ефективно използване на местните енергийни ресурси; • Повишаване на междусистемната свързаност. В съответствие с член 10 от Регламент (ЕС) 2019/941 на Европейския парламент и на Съвета от 5 юни 2019 година за готовност за справяне с рискове в електроенергийния сектор и за отмяна на Директива 2005/89/ЕО е разработен „Национален план за действие за справяне с рискове в електроенергийния сектор на република България“. Планът за готовност за справяне с рисковете в електроенергетиката, определя процедурите, които ще бъдат следвани от участниците в електроенергийния сектор по време на кризисни ситуации, за да се сведат до минимум смущенията, причинени на клиентите. България използва в максимална степен съществуващия потенциал на местните въглища при спазване на екологичните изисквания за поддържане на адекватността на ЕЕС и гарантиране на сигурността на доставките. Във връзка с чл. 4, ал. 4, т. 1 от Закона за запасите от нефт и нефтопродукти се предоставя информация от МЕ за запасите от нефтопродукти по видове и количества, създадени и поддържани от енергийните предприятия по реда на чл. 85, ал. 1 и чл. 128 от Закона за енергетиката. Електропреносната мрежа на България включва електропроводни линии с обща дължина 15 964.93 km, в това число 400 kV – 3 031.73 km, 220 kV – 2 710.9 km, 110 kV – 10 177.17 km и 60 kV – 11.84 km и кабелни електропроводи 400 kV – 0.3 km, 220 kV – 3.24 km и 110 kV – 29.75 km. Мрежата включва още и 299 електрически подстанции, в това число подстанции 400/220/110 kV – 8 бр., 400/220/31.5 kV – 1 бр., възлова станция 400/20 kV – 1 бр., подстанции 400/220/110/31.5/20/10 kV – 4 бр., 400/220/110/31.5/20 kV – 1 бр., 400/220/20/10 kV – 1 бр., 400/110/31.5/20 – 3 бр., 400/110/38.5/10.5 kV – 1 бр., 400/110/31.5 kV – 2 бр., 400/110/20 kV – 1 бр., 220/110/20/10 kV – 9 бр., 220/110/20 kV – 4 бр., 220/110/10 kV – 1 бр., 220/110/38.5 kV – 1 бр. 220/110 kV – 1 бр., 110/20/10 kV – 22 бр., 110/20/6 kV – 16 бр., 110/10 kV – 9 бр., 110/20 kV – 209 бр., 110/6 kV – 1 бр., възлови станции 100 kV – 7 бр., възлова станция 20 kV – 1 бр., 20/110 kV – 1 бр., 110/6/6 kV – 1 бр., 110/35/10 kV – 1 бр. и ОРУ ТЕЦ „Република“ 110 kV. Към днешна дата на територията на България действат четири лицензирани оператора на електроразпределителни мрежи (ОЕРМ): „Електроразпределителни мрежи Запад“ ЕАД, „Електроразпределение Юг“ ЕАД, „Електроразпределение Север“ АД и „Електроразпределение Златни Пясъци” АД. Тези дружества са оператори на електроразпределителната мрежа и собственици на активите в съответните райони на страната. Те управляват електроразпределителната мрежа в България и работят в 32 тясно сътрудничество със системния оператор по аспектите на текущата експлоатация, обмена на информация и плана за защита на системата. Електроразпределителната мрежа на България включва електропроводни линии СрН с обща дължина 68 204 km, в това число въздушни електропроводни линии – 49 921 km, кабелни електропроводни линии – 18 283 km и трансформаторни постове СрН/НН – 46 256 бр. Към настоящия момент в ЕЕС на страната е наличен енергиен микс от генериращи източници, в който сигурността и устойчивостта се осигуряват само от конвенционалните електроцентрали със синхронни генератори от системно значение. Енергийните блокове на „ТЕЦ Марица Изток 2" ЕАД, ТЕЦ „AES-ЗС Марица Изток 1" ЕООД, ТЕЦ "Контур Глобал Марица Изток 3" АД, ТЕЦ „Варна“ ЕАД и ТЕЦ „Бобов дол“ ЕАД са с обща инсталирана брутна базова генерираща мощност от 3 848 MW, а 2 686 MW се регулират в денонощен разрез и се използват като базова или подвърхова генерираща мощност, както и за реализация на следните особено важни и задължителни задачи, изпълнявани от генериращите мощности на една обединена електроенергийна система за: - Участие в първичното регулиране на честотата на континентална Европа; - Участие във вторичното регулиране на честотата и обменните мощности на българската ЕЕС; - Поддържане нивата на напрежение в основните възли на ЕЕС; - Поддържане на запаса по устойчивост на ЕЕС; - Поддържане на общия запас по инерция на ЕЕС на страната; - Участие в защитния и във възстановителния план на ЕЕС. В заключенията от извънредното заседание на Европейския съвет на 30 и 31 май 2022 г. се отбелязва значението на местните енергийни източници за сигурността на доставките в рамките на краткосрочен приоритет за по-нататъшно диверсифициране на източниците и маршрутите за доставка и осигуряване на енергийните доставки на достъпни цени. В одобрените на 14 февруари 2023 г. заключения на Съвета на ЕС по Специален доклад № 22/2022 на Европейската сметна палата относно „Подкрепа от ЕС за въгледобивните региони - ограничен фокус върху социално-икономическия и енергийния преход“ се споделя становището на ЕК по констатациите и препоръките в доклада на Сметната палата и по-специално, че след нашествието на Русия в Украйна през февруари 2022 г. се приема в краткосрочен план, че държавите може да имат нужда да увеличат използването на въглища, преди да преминат към възобновяеми източници на енергия, при условие че целите в областта на климата и енергетиката за периода до 2030 г. се спазват. 33 България разчита на производството на електрическа енергия от лигнитни въглища в периода на енергиен преход, преди постепенно то да бъде преустановено до края на 2038 година. Устойчивото преминаване към нисковъглеродна енергетика изисква етапност и плавна замяна на въглищните централи с нови нискоемисионни технологии, така че да не бъде изложена на риск системната адекватност. Тези процеси следва да се реализират, като се запазят достатъчно дълго работоспособни мощности в ТЕЦ и въгледобивни участъци и същевременно се ускори затихването на минните дейности. Комплексът „Марица-изток“ е един от най-засегнатите от прехода във връзка със структуроопределящата му роля за електропроизводството и за икономиката на областите Стара Загора, Хасково, Сливен и Ямбол. В тази връзка най-съществените задачи за решаване по време на енергийния преход в тези региони са: • Навременни инвестиции за развитие на енергийната инфраструктура и ефектът върху сигурността на доставките; • Използване на потенциала за икономическа диверсификация и съответните възможности за развитие; • Създаването на качествени нови работни места и осигуряване на възможности за повишаване на квалификацията; • Реализация на проекти за развитие на конкурентоспособни индустрии с висока добавена стойност в областта на чистите технологии; • Подкрепа на инвеститорите, включително и нефинансова, за внедряване на иновации в различните сфери на енергетиката. В допълнение на гореспомената значимост на комплекса „Марица-изток“ следва да се добавят и важни преимущества като: - Голямата консолидирана площ земя; - Силнo развитите електропреносни и електроразпределителни мрежи – 6/20/110/220/400 kV; - Високите технически умения на работната сила; - Силно развитата и разнообразна транспортна инфраструктура; - Висока степен на готовност за инвестиции в енергийна инфраструктура, включително и от настоящи инвеститори в този регион; - Изключително ценното стратегическо местоположение и други. Тези активи трябва да помогнат на региона да се превърне във въглеродно неутрален индустриален център - както по отношение на процесите с нулеви нетни емисии, така и по отношение на индустриите, свързани с бъдещата въглеродна неутралност. Процесът по затихване на добивните дейности е обвързан с новия план за водене на минните работи и реализирането на дейности, свързани с него, като: - Намаляване на ъглите на работните и насипищните бордове с около 0.50 m до 1.00 m с цел осигуряване на т. нар. „дълговременна устойчивост“; 34 - Изчисляване на нов баланс на насипищна вместимост и свързаното с това отчуждаване на нови площи за външни насипища след приключване на тяхното надграждане; - Тампониране на разкритите въглищни пластове с минимум 5 m подходящ глинест материал при необходимите за целта характеристики на степента на уплътнение; - Засипване на извозните траншеи на рудниците „Трояново – 1“ и „Трояново – север“; - Засипване на площите на първите откривни и насипищни хоризонти на трите рудника със свободно отсипан насип с цел неутрализиране влиянието на сярата, съдържаща се в лигнитните прослойки в черните глини, от които са изградени. Стартът на този процес ще започне в тези зони, в които вече е приключила работата по тампониране на въглищните стъпала. Насипването ще засегнe площите на първите откривни и насипищни хоризонти, както и тампонираните котловани на ниво +10 m. Реализирането на тези дейности ще допринесе за минимизиране на екологичните рискове и ще създаде предпоставки за развитие на нови индустриални дейности. АЕЦ „Козлодуй“ като базова централа има своята основна роля за поддържане устойчивост на електроенергийната система. Тя осигурява около 33% от производството на електрическа енергия в страната и е гарант за енергийната сигурност на България. Мерките по програмата за продължаване срока на експлоатация на 5-и и 6-и блок на АЕЦ „Козлодуй" са приключили. Резултатите от реализираните мерки от комплексната програма за дългосрочна експлоатация дават основание да се смята, че двата блока могат да работят при спазване на изискванията за безопасност - до 2047 г. за блок 5 и до 2051 г. за блок 6. В съответствие с националното законодателство от Агенцията за ядрено регулиране са продължени лицензиите за експлоатация на двата блока с максимално допустимия десетгодишен срок, съответно – за блок 5 до 2027 г. и за блок 6 до 2029 г. В резултат от реализацията на Проекта за удължаване срока на експлоатация са определени и планирани за изпълнение редица дейности (мерки), като тези от тях, имащи отношение към безопасността, са включени в обхвата на Интегрираните програми на блоковете. Интегрираните програми обединяват няколко групи мерки, произтичащи от изпълнението на: - Периодичен преглед на безопасността на съответния блок; - Проект за дългосрочна експлоатация на блоковете; - Привеждане на състоянието на блока в съответствие с изискванията на Наредбата за осигуряване на безопасността на ядрени централи от 2016 г.; - Препоръки от проведените „стрес тестове“ на ядрените съоръжения. 35 ➢ Повишаване на междусистемната свързаност България разполага с разнообразен електропроизводствен микс и добре развита енергийна инфраструктура, които гарантират сигурността на доставките на електрическа енергия за страната и региона. Страната ни има важна балансираща роля за електроенергийната система на Югоизточна Европа. Сред приоритетните за CESEC въпроси е интеграцията на електроенергийните пазари и в това направление България реализира редица проекти за въвеждане на пазарни обединения със съседни страни, включително Гърция, Румъния и Република Северна Македония. Очаква се да започне по-интензивна работа и по отношение интеграцията на вятърните централи, водорода и нисковъглеродните газове. С цел увеличаване на съществуващия капацитет за междусистемен обмен на електрическа енергия са завършени следните проекти: • Междусистемна въздушна линия (122 км на българска територия) подстанция „Марица Изток“ и подстанция „Неа Санта“ На 30.06.2023 г. междусистемният електропровод е свързан и поставен под напрежение. • Вътрешна въздушна линия (94 км) между подстанция „Марица Изток“ и подстанция „Пловдив“ Всички строително-монтажни дейности са изпълнени, обектът е въведен в експлоатация на 01.11.2022 г. • Вътрешна въздушна линия (13 км) между подстанция „Марица Изток“ и ОРУ на ТЕЦ „Марица Изток 3" Обектът е въведен в експлоатация с разрешение за ползване № СТ-05-260/ 26.03.2021 г. • Вътрешна въздушна линия между подстанция „Марица Изток“ и подстанция „Бургас“ Обектът е въведен в експлоатация с разрешение за ползване № СТ-05-256/ 26.03.2021 г. • Вътрешният електропровод 400 kV, свързващ подстанции Варна и Бургас Обектът е въведен в експлоатация през юли 2021 г. • Клъстер България-Румъния за увеличаване на капацитета („Коридор Черно море“), който включва вътрешен електропровод 400 kV между Добруджа и Бургас Обектът е въведен в експлоатация с разрешение за ползване №СТ-05-596/ 30.07.2021 г. Хидро-помпено акумулиращ проект в България – Яденица 36 Прединвестиционните дейности са изпълнени с безвъзмездна помощ от Механизма за свързване на Европа. Решението по ОВОС е влязло в сила на 21.12.2018 г. и е одобрен ПУП-окончателен проект от министъра на регионалното развитие и благоустройството; актуализиран е работният проект с приключени съгласувателни процедури; изготвен е финансов анализ и оценка на риска. Предприети са мерки във връзка с процедурите по издаването на разрешителни за строеж за проект „Яденица“. ➢ Сигурност в областта на доставките на природния газ Газовата система на България обхваща всички дейности по добива, преноса, съхранението, разпределението и доставката на природен газ за осигуряване нуждите на клиентите. Тя се състои от обекти и съоръжения за извършване на дейностите добив, пренос, съхранение и разпределение на природен газ на територията на страната, които са свързани помежду си, функционирайки в единна газотранспортна система с общ режим на работа. Газовата система на България се състои от газопреносна мрежа с обща дължина 3 594 km, в т. ч. 151 km от газопровода IGB на българска територия, и подземно газохранилище в Чирен (ПГХ „Чирен”), като има точки на междусистемно свързване с всички съседни страни – с Румъния (Негру Вода/Кардам и Русе/Гюргево), Гърция (Кулата/Сидирокастро и Стара Загора/ Комотини), Република Северна Македония (Кюстендил/Жидилово), Сърбия (Киреево/Зайчар и Калотина/Димитровград) и Турция (Странджа/Малкочлар и Странджа 2/Малкочлар). На територията на Република България лицензии за дейността „пренос на природен газ“ притежават „Булгартрансгаз“ ЕАД и „Ай Си Джи Би“ АД. Газопреносната мрежова инфраструктура на „Булгартрансгаз“ ЕАД се състои от 3 443 km газопроводи и газопроводни отклонения, както и единадесет компресорни станции – КС „Кардам-1”, КС „Кардам-2”, КС „Вълчи дол”, КС „Полски Сеновец”, КС „Расово“, КС „Провадия”, КС „Нова Провадия”, КС „Лозенец”, КС „Странджа”, КС „Ихтиман” и КС „Петрич” с приблизителна обща инсталирана мощност в размер на около 389 МW, система за електрохимична защита, очистни съоръжения, комуникационна система, информационна система и други съпътстващи съоръжения. Газопреносната инфраструктура на „Ай Си Джи Би“ АД се състои от 182.6 km газопровод, от които 151 km на българска територия, система за електрохимична защита, очистни съоръжения, комуникационна система, информационна система и други съпътстващи съоръжения. В контекста на предизвикателствата в енергийния сектор, свързани с руската инвазия в Украйна, и благодарение на стратегическото си местоположение и добрата свързаност със съседните страни България играе важна роля за газовата сигурност в Югоизточна Европа. Усилията на страната за разширяване и оптимизиране на газовата инфраструктура в региона способстваха реализацията и пълноценното функциониране на междусистемните връзки с всички съседни страни. Постигането на високо ниво на сигурност на доставките на природен газ изисква достъп до разнообразни и надеждни източници по независими маршрути. Стремежът, 37 залегнал в плана REPowerEU, за увеличаване на дела на втечнения природен газ (LNG) в енергийния микс на ЕС и амбициите на държавите от Югоизточна Европа за диверсификация стимулират изграждането на нови LNG терминали в региона. 3 Наличният капацитет за регазификация в региона, възлизащ на над 35 млрд. м годишно, и планираните нови терминали, основно в Гърция, както и увеличаването на потоците от Каспийския регион ще доведат до значително увеличаване на газовите потоци от юг на север през територията на България. Нарастващата интеграция на пазарите и повишаване ролята на спотовата търговия в региона обуславят необходимостта от разширение на газовата инфраструктура за постигане на достатъчно високи капацитети за пренос, отчитайки търсенето в целия регион. Планирането на новата газова инфраструктура като „готова за бъдещето" (пригодна за водород) няма да доведе до ефект на „заключване към въглеродни горива". Същевременно в страните от региона са налице нарастващо търсене и предлагане на значителни количества природен газ от надеждни източници, които ще гарантират високо ниво на сигурност и устойчивост на снабдяването в дългосрочен план. Основни фактори за сигурността на доставките на природен газ и енергийната сигурност в страната са диверсификацията на източниците и маршрутите, както и осигуряването на значителен капацитет за пренос на природен газ. С цел гарантиране на енергийната сигурност България изпълнява и планира редица ключови проекти и мерки в областта на природния газ, които имат значение не само за нашата страна, но и за целия регион:  Междусистемна газова връзка Гърция-България (IGB) Междусистемната газова връзка Гърция-България (IGB) е ключова част от проекта за развитие на Вертикалния газов коридор. На 1 октомври 2022 г. стартира търговската експлоатация на IGB. Газовата връзка е важна инфраструктура, която осигурява диверсификация на източниците и маршрутите за доставка на природен газ за България и региона чрез достъп до терминалите за втечнен природен газ край Александруполис и Южния газов коридор. Междусистемната връзка способства и за осигуряване на газови доставки от терминала за втечнен природен газ до Александруполис от производители на втечнен природен газ като САЩ, Катар, Алжир, Нигерия и др., а в бъдеще от Израел, Египет и др.  Междусистемна връзка България-Сърбия (IBS) Друг проект, свързан с диверсификация на източниците и маршрутите за доставка на природен газ, е междусистемната газова връзка България-Сърбия. Проектът осигурява допълнителен достъп на България до източници на газ от Западна Европа по изцяло нов маршрут, а на Сърбия - до терминалите за втечнен природен газ и други алтернативни източници от региона. 3 Техническият капацитет за пренос на природен газ е 1.8 млрд. м /г. Търговската експлоатация на IBS стартира през декември 2023 г. 38  Проект за LNG терминал до Александруполис Проектът за изграждане на терминал за ВПГ край Александруполис, в който българската страна участва с 20% дял от акционерния капитал на „Газтрейд“ С.А. чрез „Булгартрансгаз“ ЕАД, е важен за oсигуряването на нови количества природен газ от алтернативен източник за българския и регионалния газов пазар. Проектът ще осигури достъп на България и целия регион до глобалния пазар на втечнен газ. 3 Терминалът ще разполага с капацитет за регазификация в размер на 5.5 млрд. м /г. 3 и капацитет за съхранение от 153.5 хил. м . България е изразила интерес за участие в новия проект за изграждане на терминал за ВПГ „Тракия“ и/или други проекти за LNG терминали в региона. Плаващият терминал за приемане, складиране и повторно регазифициране на втечнен природен газ е въведен в търговска експлоатация през март 2024 г.  Разширяване капацитета на ПГХ „Чирен” В процес на изпълнение е проектът за разширение на газовото хранилище в Чирен, който ще допринесе за гарантиране сигурността на доставките на природен газ в страната и региона, както и за подобряване на конкуренцията и достъпа до природен газ от алтернативни източници. В ход е изпълнението на проекта от общ интерес (ПОИ 6.20.2) за разширение на капацитета на ПГХ „Чирен“, който цели значително увеличаване на техническите 3 3 капацитети за съхранение от 550 млн. м до 1 млрд. м и за добив и нагнетяване до 8- 3 10 млн. м . Новите капацитетни възможности ще осигурят по-голяма сигурност на снабдяването и ще стимулират доставките на газ, в т.ч. LNG, от алтернативни източници за България и региона. Изпълнението на всички елементи от проекта е възложено от „Булгартрансгаз“ ЕАД и е в ход. Очаква се до края на 2024 г. изграждането на новата инфраструктура да приключи и обектите да бъдат въведени в експлоатация. „Булгартрансгаз“ ЕАД, съвместно с газопреносните оператори Desfa S.A. и Transgaz S.A., провежда процедура за добавен капацитет, съгласно глава V от Регламент (ЕС) 2017/459, с цел реализация на проекти за допълнително повишаване на техническите капацитети за пренос по Вертикалния газов коридор в IP Кулата/Сидирокастро и IP Негру Вода 1/Кардам. С реализацията на проектите ще бъдат създадени условия за пренос на значително по-големи количества природен газ от надеждни източници от юг на север, повишавайки енергийната сигурност на България и страните в региона; • „Булгартрансгаз“ ЕАД и „Ай Си Джи Би“ АД провеждат процедура за добавен капацитет за IP Стара Загора. От страна на „Ай Си Джи Би“ АД е планиран проект за повишаване на техническия капацитет за пренос до 159.7 GWh/d в посока от Гърция към България. След като бъде взето окончателно инвестиционно решение от „Ай Си Джи Би“ АД, „Булгартрансгаз“ ЕАД също ще предприеме необходимите действия за осигуряване на общ технически капацитет от 159.7 GWh/d до 2025 г.; 39 • Газопреносната инфраструктура на „Булгартрансгаз“ ЕАД е в пълно съответствие със стандарта за инфраструктура N-1, съгласно изискванията на Регламент (ЕС) 2017/1938 на Европейския парламент и на Съвета от 25 октомври 2017 година относно мерките за гарантиране на сигурността на доставките на газ и за отмяна на Регламент (ЕС) № 994/2010. Стандартът N-1 определя способността на техническия капацитет на газовата инфраструктура да задоволи цялото търсене на газ в района на изчислението в случай на прекъсване на най-голямата единична газова инфраструктура в ден с изключително високо търсене, настъпващ със статистическа вероятност веднъж на 20 години. Дружеството разполага с алтернативни маршрути за доставка на природен газ, които позволяват, независимо един от друг, да бъде напълно задоволено търсенето на природен газ в страната. Планът за действие при извънредни ситуации на Република България е актуализиран през м. март 2024 г. в съответствие с чл. 10, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2017/1938 на Европейския парламент и на Съвета от 25 октомври 2017 година относно мерките за гарантиране на сигурността на доставките на газ. В Плана за действие при извънредни ситуации са включени мерките, които трябва да бъдат предприети за отстраняване или смекчаване на въздействието от прекъсване на доставките на природен газ в България. Същият е съобразен с Националната оценка на риска (НОР) на Република България, съгласно изискването на чл. 10, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2017/1938. Планът за действие отразява настъпилите съществени изменения в снабдяването с природен газ на България, произтичащи от промяната при входните точки на националната газопреносна система и новите транзитни потоци.  Изграждане на добре функциониращ, напълно интегриран и либерализиран пазар на природен газ В допълнение към наличието на инфраструктура с високо ниво на междусистемна свързаност установяването на пълноценен, интегриран и либерализиран пазар на природен газ изисква търговска среда, функционираща по прозрачен и стандартизиран начин. В България функционира лицензиран борсов пазар на природен газ, действащ в пълно регулаторно съответствие, имащ достатъчно опит в поддържането на комуникация и интерфейси със системи на ОПС, предлагащ широка гама от продукти и услуги в пълно съответствие с изискванията на Регламент 1227/2011 относно прозрачността на пазара и докладването на данни. „Газов Хъб Балкан" ЕАД е лицензиран оператор на напълно функционална електронна платформа, която предлага както дългосрочни, така и краткосрочни продукти. Операторът разполага с възможност за провеждане на специални аукциони и за непрекъсната търговия. Дейността на платформата е изцяло съобразена с европейските цели за изграждане на взаимосвързан и единен общоевропейски газов пазар. 40 Българска енергийна търговска платформа АД (БЕТП) притежава Лицензия № Л-533- 11 от 25.03.2021 г. за осъществяване на дейността „Организиране на борсов пазар на природен газ“ за срок от 35 години. БЕТП АД е основано с цел създаване, развитие и функциониране на надежден и стабилен единен регионален газов пазар, като допринася за повишаване на прозрачността и ликвидността на пазара на природен газ в региона на Югоизточна Европа. Повишаването на нивото на сигурност за пазарните участници на платформата ще намали рисковете и допълнително ще увеличи ликвидността на пазара. Подходящата мярка за постигането на стратегическата цел/подцел за постигане на напълно интегриран, надежден и добре функциониращ регионален газов пазар включва въвеждане на услуги по клиринг на извършените на платформата сделки, което ще осигури допълнителна сигурност и ще доведе до повишаване на ликвидността на пазара. 4) Вътрешен енергиен пазар Либерализация на електроенергийния пазар Пазарът на електрическа енергия в Република България е в процес на поетапна либерализация, стартирала още през 2004 г. и продължаваща и до днес. Той се състои от два сегмента – сегмент с регулирани цени и сегмент със свободно договорени цени, или т. нар. свободен пазар. Регулиран пазар На регулирания пазарен сегмент крайните снабдители (свързани лица с операторите на електроразпределителни мрежи), в рамките на лицензионните си територии, доставят електрическа енергия на битовите крайни клиенти по регулирани цени, които се определят от Комисията за енергийно и водно регулиране (КЕВР). От 1 октомври 2020 г. всички небитови крайни клиенти излязоха на свободния пазар и по този начин с право да купуват електрическа енергия по регулирани цени останаха само битовите клиенти, които също имат право да изберат да купуват електрическа енергия от друг доставчик (търговец) по свободно договорени цени. С приетия на 17.11.2023 г. Закон за изменение и допълнение (ЗИД) на Закона за енергетиката (ЗЕ) и с последващи приети изменения се извършват следните основни промени: 1) Осъществява се пълна либерализация на пазара на едро на електрическа енергия от 1 юли 2025 г. при запазване правото на битовите крайни клиенти да купуват електрическа енергия на регулиран пазар до края на 2025 г. В предвидените изменения и допълнения отпада ролята на „Национална електрическа компания“ ЕАД (НЕК) като обществен доставчик и съответно се премахват определяните квоти на производители за регулиран пазар. В законопроекта е прието крайните снабдители на електрическа енергия да бъдат в ролята на доставчици на универсална услуга и са задължени да снабдяват битовите клиенти без последните да 41 са длъжни да сменят своя доставчик. В преходния период (1 юли 2025 – 31 декември 2025 г.) крайните снабдители ще снабдяват битови крайни клиенти по регулирани цени. Премахва се териториалният принцип при лицензирането на краен снабдител. Като общо правило е предвидена възможност за диференцирано компенсиране на част от разходите за закупуване на електрическа енергия по регулирани цени в зависимост от потреблението на битовите клиенти до края на 2025 г. Либерализацията на регулирания пазар на електрическа енергия е съобразена изцяло с решение на Народното събрание от 11.11.2022 г., съгласно което битовите крайни клиенти на електрическа енергия остават на регулиран пазар до 31 декември 2025 г., след което се осигурява постепенно пълно дерегулиране на цените на дребно за битовите клиенти, успоредно с пълната възможност за смяна на доставчика. 2) Регламентирани са нови участници на пазара на електрическа енергия - граждански енергийни общности, активни клиенти и агрегатори. Също така се допълват мерки за защита на потребителите на енергийни услуги чрез възможност за сключване на договори с фиксиран срок и на фиксирана цена и на договори с динамична цена на електрическата енергия – за клиенти с инсталирано интелигентно средство за търговско измерване. 3) Регламентират се взаимоотношенията по дългосрочните договори за изкупуване на електрическа енергия, сключени между НЕК ЕАД в качеството му на обществен доставчик с производители на електрическа енергия от въглищни централи, след отпадане на функцията му, както и реализацията на закупената по тези договори електрическа енергия на свободния пазар. Не се допуска да бъдат удължавани сроковете на действие на съществуващите дългосрочни договори след тяхното изтичане съответно през 2024 г. и 2026 г., както и да се сключват други дългосрочни договори с такива производители. 4) Въведени са дефиниции и критерии за определяне на „домакинства в положение на енергийна бедност" и на „уязвими клиенти за снабдяване с електрическа енергия“ за целите на либерализацията на пазара на електрическа енергия и прилагане на мерки за подпомагане на домакинствата в положение на енергийна бедност, в т. ч. и приоритетното им третиране при прилагане на програми за повишаване енергийната ефективност на жилищни сгради. Свободен пазар На свободния сегмент клиентите могат да сменят своя доставчик на електрическа енергия, без географското им местоположение да влияе на това. Потребителите продължават да заплащат цени за пренос и достъп до мрежата, към която са присъединени (преносна или разпределителна). Енергията за свободния пазар се закупува от търговците, крайните небитови клиенти и мрежовите оператори (за технологични разходи) по свободно договорени цени и/или от платформите на Българската независима енергийна борса (БНЕБ). КЕВР има единствено роля на регулатор, който осъществява контрол над пазарните участници. Комисията има правомощията да определя Правилата за търговия с електрическа енергия (ПТЕЕ), 42 размера на мрежовите цени и цена „Задължения към обществото“. С изменения в Закона за енергетиката всички производители от ВЕИ и високоефективно комбинирано производство (ВЕКП) с инсталирана мощност по-голяма или равна на 500 kW трябва задължително да предлагат произведената от тях електрическа енергия си на организиран борсов пазар. В съответствие с процеса на либерализация вътрешният електроенергиен пазар бе изграден върху модела на двустранни договори и балансиращ пазар. Потребителите сключват договори с търговците за доставка на електрическа енергия, а от своя страна търговците закупуват необходимите количества за нуждите на своите клиенти от производителите. Когато се появи несъответствие между заявените количества енергия и фактическото потребление или производство, ЕСО като оператор на балансиращия пазар покрива небалансите – разликите между предварително заявените и реално потребените/произведени количества. Произхождащите от това разходи се начисляват на съответните пазарни участници под формата на цени за балансираща енергия. В началото на 2016 г. стартира Българската независима енергийна борса. През същата година благодарение на приета от КЕВР „Инструкция за реда и условията за смяна на доставчик на електрическа енергия за клиенти притежаващи обекти, за които се прилагат стандартизирани товарови профили (СТП)“ се даде възможност на битовите и небитовите клиенти, които нямат електромери с почасово измерване, да излязат на свободния пазар. Тези промени, както и задължението от 01.10.2020 г. сделките с електрическа енергия за всички небитови клиенти да са част от свободния пазар, съществено измениха структурата на пазара на електрическа енергия. Излизането на свободния пазар не носи рискове от допълнителни такси или несигурност на снабдяването. Както и досега, съответният оператор на електроразпределителна мрежа ще продължи да отговаря за поддръжката на инфраструктурата и качеството на електрическата енергия, независимо от това кой е избраният доставчик на свободен пазар. От 1 юли 2021 г. небитовите крайни клиенти, които не са избрали свой доставчик на електрическа енергия, са снабдявани от служебен доставчик на географски принцип, т.нар. доставчик от последна инстанция (ДПИ). В условия на либерализиран (свободен) пазар цените се определят от пазара – от търсенето и предлагането. Различните фактори, както и комбинации от тях, могат да имат различни ефекти върху пазара. Едни от най-съществените условия, които повлияват на българския пазар, са свързани с цените на електрическата енергия на регионалния пазар (Гърция, Румъния, Унгария). Той от своя страна се влияе от нивата на пазарите в Западна Европа. По този начин ценовите нива, постигнати на развитите пазари в Западна Европа, оказват влияние и на цените на електрическата енергия на свободния пазар в България. Фактори, пряко отговорни за промяната в цените на електрическата енергия на световните пазари, които са относими и за България, са: 43 промени в търсенето и предлагането, промени в цените на основните енергийни ресурси (нефт, газ, въглища и др.), цени на въглеродни емисии, метеорологични условия, планирани (ремонти) и извънредни събития (аварии, забрани за внос/износ, фалити), политики в сферата на енергетиката и други. Либерализация на пазара на природен газ Газоразпределението на територията на България се осъществява от частни регионални и локални компании, работещи в условията на лицензионен режим, и ценова регулация за дейността разпределение. Дружествата с най-голям пазарен дял в страната са „Овергаз Мрежи” АД, „Ситигаз България” ЕАД и „Аресгаз” АД. В настоящия момент България има две действащи лицензирани газови борси. Издадените лицензии са за максималния срок от 35 години. Двете газови борси работят с една и съща търговска платформа - Trayport Global Vision Trading System, продукт на компанията Trayport Limited UK, която е разработила най-разпространения и прилаган в световен мащаб софтуер за целите на администриране на сделки. Създадената през 2019 г. компания „Газов хъб Балкан“ ЕАД (БГХ ЕАД) изгражда, оперира и отговаря за функционирането на организирания пазар за търговия с природен газ на БГХ ЕАД. Електронната платформа със сегмент и за двустранна търговия предлага съвременни физически продукти, в т.ч. продукти за смяна на собствеността на борсов принцип на виртуална търговска точка (VTP) и на някои от физическите точки на мрежите. Платформата осигурява равен достъп, пазарно формирани цени, повишена прозрачност, както и подобрена конкуренция на пазара на природен газ в България. Краткосрочният сегмент (спот) на платформата включва стандартизирани продукти „в рамките на ден“, „ден напред“, както и времеви и локални продукти за нуждите на балансиране на мрежата на ОПС. Търговията се осъществява на анонимен принцип според разпоредбите на Регламент (ЕС) № 312/2014. Дългосрочният сегмент на платформата за търговия предлага продукти, търгуеми на средносрочна и дългосрочна база - седмични, месечни, тримесечни и годишни. Сегментът за предлагане на количества по Програмата за освобождаване на газа (Gas Release Program) към края на 2022 г. приключи своето действие с приетия §10 от Преходните и заключителните разпоредби на Закона за изменение и допълнение на Закона за корпоративното подоходно облагане (обн. ДВ, бр. 99 от 2022 г.), с който са отменени текстовете на чл. 176а, ал. 1, т. 4 и 5 от Закона за енергетиката, съгласно които общественият доставчик бе задължен да предложи на организирания борсов пазар определени количества природен газ през 2023 г. и 2024 г. Дългосрочният договор на „Булгаргаз“ ЕАД не е действащ, считано от 31.12.2022 г., като доставките по него са преустановени на 27.04.2022 г. Поради прекратените доставки възниква необходимост за „Булгаргаз“ ЕАД да осигури алтернативни източници, както за обезпечаване на дейността си като обществен доставчик, така и по двустранните си договори и количествата по програмата. Формиралият се недостиг по Програмата се компенсира от алтернативни доставчици при пазарни условия. Лицензирани са над 90 44 търговци, имащи право свободно да търгуват с природен газ на организирания борсов пазар. В този смисъл „Булгаргаз“ ЕАД се конкурира на пазара заедно и наравно с тях за закупуване на природен газ. Същевременно цените по програмата са регулирани от КЕВР за съответния период. Предвид липса на предвидимост по отношение на количества и ценови нива, както и невъзможността подобни количества да бъдат освобождавани на организирания борсов пазар при условия, различни от заложените принципи в Регулаторното споразумение, се създават условия за формиране на ценови дефицити за „Булгаргаз“ ЕАД и изкривяване на пазара. Допълнително негативно влияние върху този процес създават смущенията в доставките на общоевропейския пазар и повишеното търсене на природен газ, което влияе отрицателно върху изпълнението на Програмата от обществения доставчик. Към декември месец на 2023 г., „Газов Хъб Балкан“ ЕАД има над 90 регистрирани компании, 40% чуждестраннни и 60% от България, включително двата оператора „Булгартрансгаз“ ЕАД и ICGB, както и газопреносния оператор на Република Северна Македония – Nomagas JSC Skopje. Пазарът на природен газ е напълно либерализиран, като чрез пълно транспониране на разпоредбите на Директива 2009/73/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 година относно общите правила за вътрешния пазар на природен газ и прилагането на Регламент (ЕО) № 715/2009 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 година относно условията за достъп до газопреносни мрежи за природен газ в националното законодателство, е създадена подходяща регулаторна рамка за гарантиране защитата на потребителите и осигуряване на равен достъп до газоразпределителна инфраструктура и услуги. С § 23 от преходните и заключителни разпоредби на Закона за изменение и допълнение на Закона за енергетиката от 2012 г. са разписани задължителни изисквания в унисон с описаните европейски актове, като дейностите, свързани с разпределение на природен газ, следва да се отделят в юридическо и организационно отношение от снабдяването с природен газ на крайни клиенти и от другите дейности на газоразпределителните дружества, когато към съответната разпределителна мрежа са присъединени не по-малко от 100 хил. крайни клиенти на природен газ. Предвид значително по-малкия брой присъединени крайни клиенти на природен газ към съществуващите разпределителни мрежи, за България не е приложимо посоченото изискване, респ. дейностите по снабдяване и разпределение на природен газ се извършват от едни и същи лица, отговарящи на изискванията и получили лицензия за дейността на съответната лицензионна територия. Приоритетно се разглеждат и прилагат мерки за рехабилитация, модернизация и разширение на съществуващата газопреносна инфраструктура и развитие на междусистемната свързаност, като тези дейности осигуряват допълнителни възможности за повишаване използването на природен газ в страната със съответните икономически, социални и екологични ползи. С оглед на геополитическите процеси в последните години, спрените доставки на природен газ от Русия към Европа и войната в Украйна, Министерството на 45 енергетиката и „Булгаргаз“ ЕАД предприеха сериозни действия за осигуряване на диверсификация на доставките на природен газ за страната и запълване на подземното хранилище „Чирен“ с цел гарантиране енергийната сигурност на страната. В съответствие с Регламент (ЕС) 347/2013, приоритетен коридор: Връзки север-юг между газопреносните мрежи в Централна източна и Югоизточна Европа (NSI East Gas) от „Булгартрансгаз" ЕАД е изготвен проект за разширение на подземното газохранилище „Чирен”. Чрез реализацията му се предвижда поетапно увеличаване на капацитета на газохранилището с цел постигане на по-големи обеми съхраняван газ, в т.ч. повишени налягания в газовия резервоар, както и по-големи средни денонощни дебити за добив и нагнетяване. „Булгартрансгаз“ ЕАД спазва изискванията на Третия енергиен пакет, като прилага Регионалната платформа за резервиране на капацитет (RBP) съгласно Регламент (ЕС) № 984/2013 за установяване на Мрежов кодекс относно механизмите за разпределение на капацитет в газопреносни системи. iii. Основни въпроси с трансгранично значение В изпълнение на европейската политика за изграждане на общ енергиен пазар България осъществява редица проекти с европейско и регионално значение, подробно разгледани в т. 2.4.2. Основните са за повишаване на енергийната междусистемна свързаност на страната със съседните държави от региона, както и с обединението на енергийните пазари. Целта е повишаване на енергийната сигурност на страната и на региона, гарантиране сигурността на доставките и диверсификация на източниците, маршрутите и развитието на пазар на електрическа 3енергия и природен газ. Това ще гарантира конкурентоспособността на българския бизнес и развитие на икономиката в страната и региона. iv. Административна организация за изпълнение на националните политики в областта на енергетиката и климата Съгласно чл. 3 и чл. 4 от ЗЕ държавната политика в енергетиката се осъществява чрез Народното събрание и Министерския съвет и се провежда от министъра на енергетиката. В съответствие с чл. 11, ал. 1, от Закона за енергийната ефективност дейностите по провеждане на държавната политика за повишаване на енергийната ефективност се изпълняват от изпълнителния директор на Агенцията за устойчиво енергийно развитие (АУЕР). По ЗЕВИ изпълнителният директор на АУЕР е отговорен за изпълнението на държавната политика за насърчаване производството и потреблението на електрическа енергия, топлинна енергия и енергия за охлаждане от възобновяеми източници, производството и потреблението на биогаз и зелен водород, както и производството и потреблението на енергия от възобновяеми източници в транспорта, възобновяеми течни и газообразни транспортни горива от небиологичен произход и рециклирани горива в транспорта. Министерството на околната среда и водите провежда държавната политика в областта на околната среда, като основните ѝ аспекти са свързани с изпълнение на секторните политики в областта на климата. 46 Министерството на икономиката и индустрията осъществява държавната политика за изграждане на конкурентоспособна нисковъглеродна икономика, за насърчаване и ускоряване на инвестициите, иновациите и конкурентоспособността. Министерството на транспорта и съобщенията провежда държавната политика в областта на транспорта, развитието на пътната инфраструктура и електронните съобщения и пощенските услуги. Министерството на регионалното развитие и благоустройството е отговорно за провеждане на реформата в регионалното развитие на страната, устройството на територията, изграждането на основните мрежи и съоръжения на техническата инфраструктура и изпълнява Националната програма за енергийна ефективност на многофамилни жилищни сгради. Министерството на земеделието и храните провежда държавната политика в областта на селското стопанство, земеделието, горите и храните. Министерството на труда и социалната политика разработва, координира и провежда политика в областта на социалното подпомагане. Агенцията за социално подпомагане осъществява дейност по предоставяне на социални помощи, включително и целева помощ за отопление. Министерството на финансите поддържа устойчиви и прозрачни публичните финанси на страната, подпомагайки правителството в изграждането на ефективен публичен сектор и създаването на условия за икономически растеж. „Българска независима енергийна борса" ЕАД притежава десетгодишна лицензия за дейността „Организиране на борсов пазар на електрическа енергия" в Република България. Едноличен собственик на капитала на дружеството е „Българска Фондова Борса – София“ АД, като 50 % от капитала на БФБ е собственост на Министерство на финансите. Министерството на външните работи ръководи, координира и контролира осъществяването на държавната политика на Република България в отношенията й с други държави, като осигурява поддържането и развитието на външнополитическия диалог, политиката на сигурност и двустранното, регионалното и многостранното сътрудничеството. Осъществява общата координация в областта на външната политика и международната дейност на Република България. Министерството на образованието и науката реализира държавната политика в областта на образованието и научните изследвания. Министерството на иновациите и растежа работи за изграждане на конкурентоспособна икономика, която ще осигури растеж и развитие на регионите в България, насърчава и ускорява иновациите и инвестициите в цялата страна и във всички сектори на икономиката. Комисията за енергийно и водно регулиране е независим специализиран държавен орган, който осъществява регулирането на дейностите в енергетиката в съответствие с разпоредбите на ЗЕ и на ЗЕВИ и извършва мониторинг на пазара на електрическа енергия и природен газ. 47 Държавното регулиране на безопасното използване на ядрената енергия и йонизиращите лъчения и на безопасното управление на радиоактивните отпадъци и отработеното гориво се осъществява от председателя на Агенцията за ядрено регулиране. 1.3. Консултации и участие на националните организации и организациите на равнището на Съюза и резултати от тях i. Участие на националния парламент Държавната политика в енергетиката се осъществява чрез Народното събрание и Министерския съвет съгласно чл. 3 от ЗЕ. ii. Участие на местните и регионалните органи Бяха проведени консултации с всички заинтересовани министерства, като те бяха активно ангажирани в процеса по разработването на актуализацията на Плана. Компетентния орган за провеждане на държавната политика в областта на околната среда и климата - Министерството на околната среда и водите, разработи целите, политиките и мерките в част „Декарбонизация“ и исторически данни за емисиите на ПГ и предполагаемите тенденции. МОСВ предостави информация относно управлението на отпадъците, кръговата икономика, замърсяването на въздуха и биоразнообразието и управлението на обектите по Натура 2000. Министерството на регионалното развитие и благоустройството предостави информация по отношение на енергийната ефективност във връзка с Националната програма за обновяване съгласно Директивата за енергийна ефективност. За да се гарантира координация и привеждане в съответствие между различните стратегически документи, резултатите от моделирането за целите на настоящия План следва да бъдат взети предвид в Националната програма за обновяване, тъй като настоящият документ предхожда програмата. Министерството на транспорта и съобщенията предостави информация по отношение на плановете и политиките за транспортния сектор. Основните насоки за развитие и стратегическите цели на националната транспортна система са установени в Интегрираната транспортна стратегия в периода до 2030 г. Стратегията е одобрена с решение № 336/23.06.2017 г. на Министерския съвет. Националната рамка за политика за развитието на пазара на алтернативни горива в транспортния сектор и за разгръщането на съответната инфраструктура е одобрена с решение на МС № 87 от 26.01.2017 г. и изменена с решение на МС № 323 от 11.05.2018 г., като обхваща периода до 2020 г. с хоризонт 2030 г. Министерството на транспорта предостави информация по отношение на планираните политики и мерки в сектор транспорт. Министърът на транспорта и съобщенията е утвърдил Годишна програма за изграждането, поддържането, ремонта, развитието и експлоатацията на железопътната инфраструктура за 2020 г., както и Програма за развитието и експлоатацията на железопътната инфраструктура 2020 – 2024 г. 48 Министерството на земеделието и храните предостави прогнози за развитието на сектора и на наличните стратегически документи, политики и мерки. Тъй като към настоящия момент единственият стратегически документ в сектора след 2020 г. е Националният план за действие за енергия от горска биомаса 2018-2027 г., при моделирането за целите на настоящия План са включени историческите данни от Националния план и на тази основа са направени прогнозите. Министерството на труда и социалната политика разработва, координира и провежда политика в областта на социалното подпомагане. Агенцията за социално подпомагане осъществява дейност по предоставяне на социални помощи, включително и целева помощ за отопление. Министерството на иновациите и растежа предостави информация относно Иновационната стратегия за интелигентна специализация 2021-2027 г., както и Националната пътна карта за подобряване на условията за разгръщане на потенциала за развитие на водородните технологии. Министерството на финансите предостави информация относно макроикономическите показатели и тенденции, както и източници на финансиране във връзка с прилагането на политиките и мерките, заложени в настоящия актуализиран План. Министерство на енергетиката, Министерство на околната среда и водите и компетентните ведомства, изброени в чл. 4, ал. 1 от Закона за ограничаване изменението на климата, чрез свои представители участват активно в междуинституционалния диалог с местната власт в областта на климатичния преход като членове на постоянно действащи работни групи или работни групи с конкретна задача, представляващи съответните ведомства в различни форуми, кръгли маси и инициативи. Чрез участие в междуведомствена работна група към Столична община за сформиране на Звено за преход към климатична неутралност се осъществява част от интензивния обмен за изпълнение на инициативата Мисия за 100-те климатично неутрални и интелигентни града на бъдещето до 2030 г. (включваща гр. София и гр. Габрово). Допълнително, в хода на предварителните обществени консултации, е потърсено и становище от Националното сдружение на общините в Р България. iii. Консултации със заинтересовани страни, включително социалните партньори, и ангажиране на гражданското общество и широката общественост Българските власти, отговорни за подготовката на ИНПЕК, взеха участие в различни конференции, срещи, кръгли маси и форуми със заинтересованите страни, на които бяха обсъждани теми, свързани с ИНПЕК. Проектът на ИНПЕК беше публикуван за предварителни обществени консултации на официалните интернет страници на МЕ и МОСВ на 22.12.2023 г. и всички заинтересовани страни имаха възможността да представят своите коментари и препоръки по него в едномесечен срок на специално създадена за целта електронна поща necp@me.government.bg, като същата се поддържа и е отворена за предложения 49 и след приключване на посочения срок. След представянето на проекта на ИНПЕК министерствата продължиха да получават допълнителни становища и препоръки от различни заинтересовани страни. Писмени становища по проекта на ИНПЕК са получени от социалните партньори, неправителствените организации, частни и държавни енергийни компании, индустриални асоциации, икономически институти, граждани и др. Коментарите на заинтересованите страни се отнасят до всички раздели на проекта на ИНПЕК. Последващият преглед представлява обобщение на основните коментари и препоръки: Констатации от общ характер В общите коментари за Плана е получено становище с изразена принципна подкрепа за настоящия проект на ИНПЕК с очакване в прогнозното моделиране на развитието на енергийното потребление по сектори и реалните допускания и анализи да се планира намаляването на емисиите по сектори. Друг участник в обсъждането е споделил, че в Плана не се реферира нито веднъж към European Strategy For Energy System Integration от 2020 г. Постъпило е становище за преразглеждане и преработване на основните предварителни допускания, сценарии за развитие, прогнози за енергийно потребление, енергийна и въглеродна интензивност, вкл. на национално и секторно ниво, енергийна ефективност, енергиен микс, дял на ВЕИ в крайното енергийно потребление, дългосрочен енергиен баланс и др. Изпратените становища от общ характер съдържат разсъждения относно посоките на развитие на енергетиката в страната, като са направени следните препоръки за допълнения при окончателното разработване на Плана: • Отделяне на специално внимание върху основните параметри на тяхното структуриране и функциониране, особено за Социалния климатичен план и Националния декарбонизационния фонд; • Залагане на политики за подмяна с интелигентни измервателни уреди с цел почасово измерване на консумацията и възможности за управление на потреблението и реална информация за техния профил; • Запознаване с книгата "Методология за стратегическо планиране на националната енергетика" на проф. д-р инж. Димо Георгиев Стоилов от Технически университет – София, както и с методическа рамка за оценка на ИНПЕК, изработена от Reform Institute в партньорство с Фондация "БлуЛинк"; • Конкретизиране на цел за дял, политики и програми за стимулиране развитието на енергийните общности и не само в контекста на електроенергетиката, но и по линия на отопление и охлаждане; 50 • Отчитане на разходите в рамките на жизнения цикъл на нови мощности в АЕЦ Козлодуй, като се заложат реалистични срокове за строителство и се даде алтернатива какво ще предприеме страната в случай на сериозно забавяне; • Разширяване на програмите за замяна на отоплителни уреди до достигане национален мащаб, като същите да се прилагат в комплект с мерки за повишаване на енергийната ефективност; • Отразяване и развиване на териториалните и дистрибутивни (разпределителни) аспекти на справедливия преход към нисковъглеродна икономика, с крайна цел климатична неутралност до 2050 г.; • Допълване с данни за очаквания енергиен баланс през 2030 г. по сектори и енергоизточници и количествена оценка за ефекта от планираните политики по петте измерения; • Изготвяне на сравнителен анализ на вариантни решения за постигане на целите за нисковъглеродна икономика до 2030 и въглеродно неутрална до 2050 г. Възобновяеми енергийни източници Възобновяемите енергийни източници са широко застъпени в коментарите на заинтересованите страни. Те засягат най-вече възможностите за внедряване на ВЕИ на либерализирания енергиен пазар и необходимостта от допълнителни механизми за развитие на ВЕИ, активните потребители и енергийните общности. Акцентът е поставен върху мерките за подкрепа и насърчаване на новите и съществуващите хидроенергийни мощности и тяхната интеграция в националната енергийна система. Отправени са препоръки за модернизиране на мрежата и разработване на интелигентни мрежи; осъществяване на поетапна подмяна на конвенционалните енергийни източници (въглища, дърва и пр.) с въглеродно неутрални алтернативи и в приемане на законодателство, регламентиращо и стимулиращо развитието на производството, преноса и потреблението на въглеродно неутрални газове и газови смеси. Отправени са искания да се потърсят и анализират предложения от общински администрации, свързани с потенциални местни проекти за ВЕИ. В много коментари е изразено желание производството на биогорива да бъде заложено като приоритет в енергийната стратегия на страната. Направени са предложения в сектор Транспорт освен електрификацията на превозните средства да се търсят и други варианти, в т.ч. внедряването на синтетични горива, нисковъглеродни горива, биогорива, водород, както и хибридно задвижване; да се предвидят мерки за декарбонизация на тежкотоварния транспорт и финансови стимули за използване на електрически превозни средства; да се стимулира изграждане на зарядни станции (електричество, водород) и прилежаща 51 инфраструктура за осигуряване на чиста енергия (малки фотоволтаични и/или вятърни инсталации и др.). Има предложения да бъдат предвидени мерки за насърчаване развитието и използването от населението на градския и железопътния електротранспорт, както и мерки за използване на възобновяеми течни и газообразни горива от небиологичен произход и рециклирани горива в транспорта, в т.ч. в общинския транспорт. Отправено е искане да не се допуска изграждането на ветрогенераторни паркове в земи, които могат да се ползват в селското стопанство - трета и четвърта категория, плодородни, обработваеми земеделски земи. Енергийна ефективност Енергийната ефективност се обсъжда подробно с конкретни коментари и предложения, в голяма част от които се отправят искания за увеличаване ролята и значимостта на ЕЕ в ИНПЕК. В някои коментари са отправени искания да бъдат поставени конкретни количествени цели за намаляване на енергийния интезитет и подобряване съотношението КЕП/ПЕП, така че до 2035 г. България да се изравни по тези показатели със средните за ЕС нива; заложените в ИНПЕК цели да се коригират и допълнят в съответствие с прогнозата за развитие на крайното енергийно потребление до 2030 г., като се обмислят по- амбициозни цели за енергийна ефективност и намаляване на емисиите на парникови газове; да се определи национален ангажимент за енергийна ефективност, който да надхвърля минималното намаление по формулата на Директивата за енергийна ефективност, възлизащо на не повече от 13.71. Отправени са препоръки за иновативен подход при търсенето на формула за подобрена енергийна ефективност и по-добро балансиране на локалното потребление, регионалното потребление и междусистемната свързаност. Предложено е също да се използва потенциала на енергийните и екологични експерти от браншовите организации, за да се допълни ИНПЕК и да се изпълнят изискванията на ЕК и ЕП по зелената сделка и енергийните политики на ЕС. Друго предложение е свързано с разширяване обхвата на енергийната ефективност за да се включат всички съществуващи технологии, в т.ч. и технологиите в индустрията, които имат принос за изпълнението на националната цел за ЕЕ, както и да се разработят политики за въвеждане на интелигентни измервателни уреди за почасово измерване на консумацията и възможности за управление на потреблението. Направено е предложение санирането на публичния сграден фонд да бъде определено като приоритет, да бъде с по-кратки срокове и да бъдат формулирани междинни индикатори за изпълнение. Отправени са искания за включване в експлицитен вид на всички основни исторически данни и прогнозни параметри, сценарии и прогнози и ясно представен използван методологичен апарат, в съответствие с указанията на ЕК. 52 Предложено е програмите за замяна на отоплителни уреди да бъдат разширени и да достигнат национален мащаб като се комбинират с мерки за повишаване на енергийната ефективност; да се заложат мерки с фокус върху електрификация на отоплението и внедряване на енергийно-ефективни термопомпи в комбинация с ВЕИ и мерки за съхранение; да бъдат включени иновативни системи за дългосрочно съхранение на енергия с експлоатационен живот над 20 г., които са в състояние да координират автономно балансирано съхранение и връщане на електрическа енергия в мрежата. Като пропуски са отбелязани липсата на рефериране на ИНПЕК към Европейската стратегия за интеграция на енергийната система от 2020 г., разглеждаща взаимовръзките между използването на енергия в различни сектори и подсектори, отсъствието на амбициозност и иновативност, недостатъчното внимание към електрификацията. Национални и общи енергийни цели В становищата относно актуализирания ИНПЕК се посочва необходимостта от ясна идентификация на годишните енергийни цели и необходимостта от отделяне на достатъчно внимание на сектор „Електрическа енергия“ предвид прогнозите за електрификация на транспорта, производството на зелен водород и очакваното нарастване на потреблението на електрическа енергия, особено след 2030 г. Посочено е също, че моделът на крайното енергийно потребление на страната и прогнозата до 2030 г. следва да бъдат съобразени с описаните в Плана политики и мерки, както и с други такива, които са пропуснати в този вариант на актуализирания план, като не се забравя и демографската ситуация. Получени са конкретни предложения за повишаване на целта за дял на ВЕИ в крайното енергийно потребление от 29.9% до най-малко 33%, съгласно формулата от приложение II към Регламент (ЕС) 2018/1999, съгласуване на прогнозите за първично и крайно потребление на енергия с референтния сценарий на ЕК - 2020 (15 600 ktoe за първичното и 10 000 ktoe за крайното потребление на енергия) и уточняване целта за крайно енергийно потребление за 2030 г., която би следвало да възлезе на 8476.7 ktoe и залагане изискваните от ЕК исторически и прогнозни данни за ръст на БВП, на чиято основа са изготвени основните прогнози за брутно и крайно енергийно потребление на национално и секторно ниво и други производни ключови параметри на енергийния сектор и национален енергиен баланс до 2030 г. Според част от участниците в обсъждането е необходимо да бъдат дефинирани конкретни цели на съоръжение за съхранение на енергия съобразно различното им приложение – без отдаване към мрежата, за производство за собствено потребление и за продажба, като самостоятелен обект на потребление и производство и към производител, както и конкретизиране на целите, политиките и мерките за намаляване на енергийната бедност, като повечето политики и мерки следва да са насочени към дългосрочното и разработване на дългосрочна програма за намаляване на енергийната бедност. Получено е предложение при необходимост да се инициират 53 промени в основните стратегически и секторни документи и в предвидените мерки и стимули в отделните области за да бъдат синхронизирани с по-амбициозни цели (НПР 2030) за конвергенция към средните нива на производителност и доходи в ЕС 27. Енергийна сигурност По отношение на измерение „Енергийна сигурност" е констатирано липсващи текстове, касаещи поддържане и осигуряване на работата на критичната енергийна инфраструктура, предоставяща възможности за реагиране при пиково потребление и в извънредни ситуации и гарантира необходимата статична и динамична устойчивост на електро енергийната система. Постъпилите в тази област становища съдържат предложения за изготвяне на Национален енергийно - мощностен баланс по години за периода до 2038 г., с който да се определи стратегическата рамка за работещите мощности и мощностите в резерв в дългосрочен период и разработването на Национален план (процедура) за поддържане на необходимия състав от синхронно работещи и резервни генериращи източници, като основен елемент от критичната енергийна инфраструктура и националната енергийна сигурност. Отправени са препоръки за включване на „ТЕЦ Марица изток 2" ЕАД в механизъм за осигуряване на надеждността на енергийната система и въвеждане на механизъм за капацитет под формата на стратегически резерв по примера на редица европейски държави, както и за запазване на водещото място в енергийния сектор на българската рафинерия в Бургас и обезпечаване изграждането на петролопровод от Средиземно море и по- специално по оста „Александруполис - Бургас". Според някои участници в обсъждането е необходимо допълване с още една мярка за създаване на подходящи регулации за производството и употребата на алтернативни горива от неопасни отпадъци, както и насочване на финансови средства в приоритетните области производство и използване на електрическа енергия, произведена от ВЕИ, подобряване на енергийната ефективност и съхранение на енергия и модернизация на енергийни мрежи. В областта на хидроенергетиката са постъпили предложения за адекватна оценка на ролята на ВЕЦ като водеща производствена технология, която придобива още по- голяма важност, за обръщане на особено внимание на възможностите за подкрепа и насърчаване на новите и съществуващите хидроенергийни мощности с цел оптимизиране на структурата на генериращите мощности, за прецизиране на разпоредбите на съществуващото законодателство относно изграждане и експлоатиране на хидротехнически съоръжения за производство на електрическа енергия и за стимулиране инвестициите в дългосрочната поддръжка и модернизация на хидроенергийните съоръжения чрез предвиждане на подходящи мерки и разумни преференциални механизми. С цел гарантиране на енергийната сигурност са постъпили предложения за включване в актуализирания ИНПЕК на следните проекти: 54 → Увеличаване на обема на долния изравнител на помпено-акумулираща водноелектрическа централа „Чаира“ с изграждането на язовир Яденица и реверсивен напорен тунел за връзка с язовир „Чаира“ (накратко проект „Яденица“); → Изграждане на помпено-акумулираща водноелектрическа централа (ПАВЕЦ) “Батак“ при вече изградени язовири от каскада „Баташки водносилов път“ (накратко ПАВЕЦ „Батак“); → Изграждане на помпено-акумулираща водноелектрическа централа (ПАВЕЦ) „Доспат“ при вече изградени язовири от каскада „Баташки водносилов път“ (накратко ПАВЕЦ „Доспат“). Декарбонизация Декарбонизацията на сектор Енергетика, като основен източник на парникови газове, е от съществено значение за постигане на заложените в актуализирания ИНПЕК цели. В тази връзка са получените становища с препоръки за поставяне на цел за декарбонизация на топлофикационните мрежи и обръщане на достатъчно внимание на потенциала за развитие на нискотемпературни топлофикационни мрежи. Други предложения обуславят необходимостта от идентифициране на областите и производствата, в които се планира прилагане на мерки, вкл. теоретичния потенциал за икономически ефективно намиране на място за депозит на уловените емисии или на последващо производство, както и от изследване на пазарния потенциал на индустриалните възможности за премахване на парникови газове чрез улавяне, съхранение или преработването им в продукти с висока добавена стойност и резултатите да бъдат включени в математическото моделиране. Относно енергийните мрежи са постъпили предложения за предвиждане на конкретни мерки за развитие на преносната мрежа, както и уточняване съдържанието на „преносна мрежа" (дали се има предвид само електропреносната мрежа на страната или се включват и електроразпределителните мрежи), както и за предвиждане на мерки, специално насочени към развитието на разпределителните мрежи с цел участие на крайния клиент на пазара, вкл. дигитализация чрез въвеждане и интегриране на различни смарт технологии, съответно и развитие на подходяща регулаторна рамка, отразяваща новата роля на операторите. В същата област са и препоръки за разглеждане на развитието на разпределителните мрежи като самостоятелна, отделна тема, предвид нарастващия дял на ВЕИ (и най- вече на слънчевата енергия) и необходимостта от значителни инвестиции за нейното разширяване и дигитализация и за изготвяне на индикативна финансова оценка за необходимите инвестиции за развитие на мрежовата инфраструктура за разпределение и за интегриране на децентрализираното производство на енергия от ВИ при отчитане на темпа на неговото увеличаване. Природен газ В областта на природния газ са получени становища с предложения и препоръки за приоритетно развитие на газопреносната мрежа до точки извън градовете, 55 дефиниране на конкретни мерки за достигане на сигурни и достъпни източници на енергия и залагане на инвестиции в изграждане на магистрални газопреносни отклонения и на газоразпределителни мрежи, както и за допълване с проекти за междусистемна газова връзка Р България – Р Северна Македония (Петрич - Неготино), за разширяване инфраструктурата на „Булгартрансгаз" ЕАД и за оптимизиране участието на „Булгартрансгаз" ЕАД в „Газтрейд" С.А. Получени са и препоръки за преосмисляне на газификацията като решение за домакинствата и вместо това залагане на мерки с фокус върху електрификация на отоплението и внедряване на енергийно-ефективни термопомпи в комбинация с ВЕИ и мерки за съхранение и за формиране на национален пазар за квоти на парникови газове. Енергиен пазар В становищата относно енергийния пазар в страната е изведена констатацията, че балансиращият пазар не трябва да е стимул към инвеститорите, а вместо това следва да се провеждат търгове за балансиране. В друга констатация е отразена липсата на SWOT анализ и cost-benefit, като и че не се отчита как реформите в Европейската система за търговия с въглеродни емисии и новата такава от 2028 г. (ЕСТЕ 2) ще се отразят на процеса и какъв би бил техният принос. Също така е отразено, че в текстовете за енергийния пазар има елементи, касаещи диверсификацията, а не либерализацията. Конкретните предложения в този сегмент визират необходимостта от отчитане на съществения статут и задължения на „ТЕЦ Марица изток 2" ЕАД съгласно действащото законодателство и въвеждане на механизъм за капацитет под формата на стратегически резерв по примера на други европейски държави, а също и въвеждане на нормативно нова услуга „Устойчивост на електроенергийната система", която да гарантира работата на определен брой синхронни турбогенератори на топлоцентралите. Получено е предложение за допълване на Плана с потенциал на съществуващите газоразпределителни мрежи и с ясен план и за пълно либерализиране на газовия пазар до 2030 г. по модел подобен на този за пазара на електрическа енергия, както и с формулиране на основни цели – еднакво третиране на всички участници на пазара на природен газ, поетапна либерализация на всички пазарни сегменти и дерегулация на дейностите, приемане и прилагане на законодателство, регламентиращо и стимулиращо развитието на производство, преноса и потреблението на въглеродно неутрални газове и газови смеси. Според някои от участниците в обсъждането е необходимо да бъдат заложени крайни срокове, които да отразяват голямото забавяне на страната за премахване на регулирания сегмент на пазара, които не следва да превишават 3 години По отношение на топлофикационния сектор е получено предложение за изготвяне на визия за развитие на пазара на топлинна енергия и достъп на малки производители до топлофикационните мрежи. 56 Транспорт По отношение на сектор транспорт са постъпили разнообразни предложения за включване в Плана при окончателното му разработване като субсидиране за гражданите, които желаят да закупят електрически превозни средства, както и за изграждане на зарядни станции, допълване с основните цели на политиката за намаляване на емисиите на парникови газове в областта като насърчаване на производството, потреблението и търсенето на екологични превозни средства и ускорено разгръщане на инфраструктурата за зареждане. Постъпила е препоръка да не се разчита единствено на електрификация на превозните средства, а да се заложи на различни варианти като синтетични и нисковъглеродни горива, биогорива, водород и хибридното задвижване. Предложенията включват и допълване, че в програмите следва да бъдат предвидени мерки за насърчаването развитието и използването от населението на градския и железопътния електротранспорт чрез мерки за използване на енергия от ВИ и природен газ и допълване с мерки за декарбонизация на тежкотоварния транспорт. Местни енергийни ресурси Значително внимание от участниците в обсъждането на Плана е насочено към местните енергийни ресурси, рефлектирало в представените становища с препоръки за развитие на местния добив на природен газ чрез проучвания за нови находища на нефт и природен газ, очертаване на ролята на правителствените решения и плановете за издаване на лицензи за проучване и добив на нефт и газ в дълбоки води в Черно море и посочване необходимостта от залагане на стандарти и регулации за безопасни операции на съоръженията и инфраструктурата в шелфа на Черно море и изготвяне на ясен план за това кои земи ще бъдат засегнати от бъдещия въгледобив в затихващата по стопански причини въгледобивна дейност и преустановяване на всички мерки, имащи за цел обезлюдяване на селата Бели бряг и Трояново. Обозначена е необходимостта от конкретика за извършване на дейности по рекултивация на терените – срокове, финансова отговорност, площи на увредените терени, необходимо финансиране, изработване на работни проекти и нова нормативна база за рекултивация за нарушени територии с бъдещо индустриално предназначение и разработване на подробни планове за развитието на добива на въглища, които да се синхронизират с останалите основополагащи документи за развитието на енергетиката (Пътна карта за климатична неутралност, проект за Енергийна стратегия до 2030 и т.н). В едно от становищата е отправена препоръка за въвеждане на стандарт за качество на горивата за въглища (в национален мащаб), сурогатни мерки за намаляване на съдържанието на влага в използваните в общини дърва за огрев, които не отговарят на критериите за качество на въздуха PM10 и, евентуално, на максимален стандарт на съдържание на влага за дърва за огрев, в съответствие с Националния контрол на замърсяването на въздуха Програма 2020-2030 г. 57 Научни изследвания, иновации и конкурентоспособност В измерение „Научни изследвания, иновации и конкурентоспособност“ са постъпили препоръки за включване на иновативни технологии за улавяне и оползотворяване на въглеродните емисии от индустриална дейност, на иновативни системи за дългосрочно съхранение на енергия с експлоатационен живот над 20 г., които са в състояние да координират автономно балансирано съхранение и връщане на електрическа енергия в мрежата и на стимули за внедряване на иновативни технологии за намаляване и оползотворяване на въглеродните емисии от индустриална дейност и гравитационни системи за съхранение на енергия. Част от становищата са да не се ограничава държавната подкрепа за трансфер на технологии само до финансирането на бъдещата водородна долина в Стара Загора, а да бъде допуснато и за проучвания на рентабилността на инвестиции на ранен етап от развойната дейност и за минимизирането на рисковете, свързани с въвеждането на нови технологии, както и средствата за публична подкрепа, предназначени за публичния и частния сектор, да бъдат разпределяни след консултация с научните среди и индустрията, по разработена методология и ключови индикатори за оценка на проектите за финансиране. Оценка на мерките за икономия на енергия В една от препоръките към Плана е посочено, че при описанията и оценките на мерките следва ясно да бъдат показани връзките им със съответните политики и цели, като се използват еднакви мерни единици за енергия, и ясно да се демонстрира приносът на всяка една мярка за постигане на съответната цел. При актуализацията на ИНПЕК, съгласно друго становище, освен оценка на потенциалната икономия на енергия и на намалението на емисиите, е необходимо да се направи и финансова оценка на инвестициите и ползите. Необходимо е да се определи финансова рамка за периода на Плана, спрямо която да се прецени дали поставените цели може да бъдат изпълнени, какви приоритети да се формулират, както и кои мерки може да останат, кои трябва да отпаднат и с какви нови трябва да бъдат заменени. Консултации и обществено обсъждане Част от становищата предлагат след представянето на следващата версия на плана да бъде организирана нова процедура за обществени консултации с цел да се изпълнят изискванията на ЕК и ЕП по зелената сделка и енергийните политики на ЕС. В тази връзка са отправени предложения за използване на потенциала на енергийните и екологични експерти и от браншовите организации, търсене и анализиране на предложения от общински администрации, свързани с потенциални проекти на техните територии и предоставяне на поне 8 седмици време за обществено обсъждане преди срока за изпращане към ЕК през юни 2024 г. Предложенията са за възможно най-скоро започване на качествен процес на публични консултации и пълноценно участие и мобилизация на социалните партньори и участие 58 на гражданското общество и на всички заинтересовани страни в процеса на обсъждане и приемане на актуализирания ИНПЕК. По отношение на екологичната оценка на Плана, Министерство на енергетиката изпрати уведомление до Министерство на околната среда и водите в изпълнение на Наредбата за условията и реда за извършване на екологична оценка на планове и програми. В отговор, МОСВ се позова на чл. 8 от Закона за ограничаване изменението на климата и § 1 от Допълнителните разпоредби на Закона за опазване на околната среда, съгласно които възложител на актуализацията на ИНПЕК и респ. на екологичната оценка се явява МОСВ. В тази връзка, компетентния орган, в чиито правомощия са както възлагането, така и извършването на екологична оценка на актуализирания план, е именно МОСВ. iv. Консултации с други държави членки Предвид разпоредбите на чл. 12, пар. 4 от Регламент (ЕС) 2018/1999, при участие на Република България в международни форуми, кръгли маси и различни инициативи чрез свои представители, са представяни многократно основните моменти от настоящата актуализация на Плана, като част от националния принос към общите европейски цели. v. Повтарящ се процес с участие на Комисията В Регламент (ЕС) 2018/1999 се предвижда постоянен процес на консултации с ЕК, състоящ се в оценка на ИНПЕК от страна на Комисията, както и актуализация на плановете и изготвянето на доклади за напредък от страна на държавите членки. 1.4. Регионално сътрудничество при подготвянето на плана i. Въпроси, които могат да бъдат предмет на съвместно или координирано планиране с други държави членки В съответствие с амбицията на Европейската зелена сделка за неутралност по отношение на климата до 2050 г. и като основа на прехода към чиста енергия са установените цели в областта на енергетиката в рамките на пакета „Подготвени за цел 55“. Тези цели са допълнително повишени с плана RePowerEU на ЕК за намаляване на енергийната зависимост на ЕС в контекста на продължаващия военен конфликт в Украйна, като целта е изграждане на по-независима енергийна система на ЕС. С RePowerEU се предлагат допълнителни действия за спестяване на енергия, диверсификация на доставките на горива, бързо заместване на изкопаемите горива чрез ускоряване на прехода към чиста енергия, увеличаване на производството на електрическа енергия от възобновяеми източници, интелигентно съчетаване на инвестиции и реформи. Успоредно с това съществуващите мощности, използващи въглища, също биха могли да се използват по-дълго от първоначално очакваното при спазване на екологичните изисквания. Важна роля има и ядрената енергия като доказан нискоемисионен източник. Международното напрежение в геополитически контекст и нестабилните нива на енергийните цени повишиха необходимостта от укрепване на регионалното 59 сътрудничество в ЕС чрез установяване на последователни политики и по-голяма степен на солидарност между държавите членки по отношение на измерението, свързано с енергийната сигурност, постигане на диверсифицирани енергийни доставки, както и на по-устойчив Енергиен съюз. Развитието на регионалното сътрудничество е от значение за осигуряване на последователно планиране и справяне с рисковете, свързани със сигурността на енергийните доставки, с оглед осигуряване на изграждането на енергийна инфраструктура и насърчаване на пазарната интеграция. Промените в енергийната политика показват необходимостта регионалното сътрудничество да допринася за повишаването на устойчивостта и подготвеността на енергийната система и за ускоряване на прехода към чиста енергия. България е активен участник във водещи европейски енергийни инициативи като Инициативата за енергийна свързаност в Централна и Югоизточна Европа, Европейската платформа за закупуване на газ, Енергийната общност, Съюза за Средиземноморието и Международната агенция за възобновяема енергия, както и международни енергийни инициативи като Организацията за черноморско икономическо сътрудничество и Международния енергиен форум. България е страна съучредител на Международната агенция за атомна енергия и е пълноправен член от създаването ѝ. Инициатива за енергийна свързаност в Централна и Югоизточна Европа (CESEC) Регионалното сътрудничество в областта на енергетиката в Югоизточна Европа се осъществява чрез CESEC. Основната причина за създаването на CESEC е историческата уязвимост на региона на Югоизточна Европа към сигурността на доставките на енергия, по-специално на природен газ. CESEC допринася за укрепването на региона по отношение на сигурността на доставките чрез приоритизиране изпълнението на нови междусистемни инфраструктурни проекти. Редица инфраструктурни проекти, които са централни за България, са идентифицирани в плана за действие на CESEC, а именно Трансадриатическият газопровод, газовите връзки със съседните на България страни, включително Гърция, Румъния и Сърбия, както и укрепването на газопреносната мрежа на България. Освен това в рамките на CESEC се обсъждат и оперативни теми, свързани с обратните потоци, трансграничните тарифи и разпределението на капацитета. Дейността на CESEC е съсредоточена върху оперативната и инфраструктурната страна на регионалното сътрудничество в областта на природния газ. Изпълняват се редица проекти за пазарни обединения като част от плана за действие на CESEC, чийто обхват беше разширен извън природния газ. България участва в осъществяването на обединение на борсовия пазар „ден напред“ с Гърция и Италия; разработване на методология за изчисляване на общ капацитет в региона на Югоизточна Европа с 60 Румъния и Гърция; осъществяване на обединение на борсовия пазар „ден напред“ с Република Северна Македония, Хърватия и Сърбия. Редица проучвания за развитието на енергията от ВИ в региона на Югоизточна Европа показват наличието на неизползван икономически потенциал. Тази тема е част от плана на CESEC за оценка на потенциала енергията от ВИ (до 2030 и 2050 г.), както и за насърчаване на разработването на инструменти за финансиране на енергията от ВИ. CESEC разглежда енергийната ефективност като приоритетна политика, в това число и ролята ѝ в борбата с енергийната бедност, в рамките на обмен на информация и най-добри практики. Европейска платформа за закупуване на газ Платформата е създадена, за да се координира работата по диверсифицирането на доставките на газ в ЕС чрез доброволен механизъм за закупуване на газ и водород от възобновяеми източници за ЕС, като се използва оптимално колективната политическа и пазарна тежест на ЕС. С приетия на 19 декември 2022 г. Регламент (ЕС) 2022/2576 на Съвета за засилване на солидарността чрез по-добро координиране на закупуването на газ, трансграничния обмен на газ и надеждни референтни ценови показатели се предоставя правна рамка за Енергийната платформа на ЕС за подпомагане на държавите членки в подготовката за зимата 2023/24 г. и по-специално за запълването на техните съоръжения за съхранение. Създадени са пет регионални групи, които да определят нуждите и възможностите за общо използване на енергийна инфраструктура и потенциалните нови доставчици. Посредством процес по агрегиране на данни за необходимите количества газ, които да бъдат заявени за закупуване, проведени срещи с представители на заинтересовани страни, включително индустрията, съвместните покупки стартират през м. май 2023 г. Регионална група за Югоизточна Европа, част от Европейската платформа за закупуване на газ Регионалната група за Югоизточна Европа идентифицира различните проблеми по отделните стълбове в региона (потребление, суапови сделки на електрическа енергия и природен газ, инфраструктура, споразумения за междусистемна свързаност, доставки, съставяне на план за действие, финансиране). Регионалната група си сътрудничи с договарящите се страни от Енергийната общност и Секретариата на Енергийната общност в усилията си за цялостно повишаване на енергийната сигурност в региона на Югоизточна Европа. Енергийна общност Енергийната общност е международна организация, която обединява Европейския съюз и неговите съседи, за да създаде интегриран общоевропейски енергиен пазар. Организацията е основана с Договора за създаване на Енергийната общност, подписан през октомври 2005 г. в Атина, Гърция, в сила от юли 2006 г. Основната цел на 61 Енергийната общност е да разшири правилата и принципите на вътрешния енергиен пазар на ЕС към страните от Югоизточна Европа, Черноморския регион и извън него въз основа на правно обвързваща рамка. Съюз за Средиземноморието Съюзът за Средиземноморието е междуправителствена организация, която обединява 43 държави за укрепване на регионалното сътрудничество и диалог чрез конкретни проекти и инициативи в областта на енергетиката и климата с цел справяне с предизвикателствата в тези области в региона, като същевременно се подпомага напредъкът към по-сигурни и устойчиви енергийни модели. Международна агенция за възобновяема енергия (IRENA) IRENA е водеща глобална междуправителствена агенция за енергийна трансформация, която служи като основна платформа за международно сътрудничество, подкрепя държавите в техните енергийни преходи и предоставя най- съвременни данни и анализи за технологии, иновации, политика, финанси и инвестиции. IRENA стимулира широкото приемане и устойчивото използване на всички форми на възобновяема енергия, включително биоенергия, геотермална, водна, океанска, слънчева и вятърна енергия в стремежа към устойчиво развитие, достъп до енергия и енергийна сигурност, за икономическа и социална устойчивост и просперитет и устойчиво климатично бъдеще. Организация за черноморско икономическо сътрудничество (ОЧИС) ОЧИС е регионална икономическа организация за сътрудничество в региона на Черно море. Основната задача на ОЧИС е да служи като модел за многостранна политическа и икономическа инициатива, която да хармонизира действията на страните членки, да осигури мира, сигурността и развитието на Черноморския регион в духа на приятелските взаимоотношения. Една от първостепенните сфери на сътрудничество в рамките на ОЧИС е сектор Енергетика. България е активен член на ОЧИС, като в рамките на своите четири председателства работи активно както за развитие на секторното сътрудничество, така и за засилване на връзките на региона на Черно море с Европейския съюз. Международен енергиен форум (МЕФ) МЕФ предоставя една от най-значимите платформи за открит диалог по въпросите на енергетиката между 72 правителства, които членуват в него, както и с голям брой заинтересовани международни и национални енергийни компании. МЕФ способства диалога между международните организации с цел задълбочаване на сътрудничеството и укрепване на управлението на енергийните пазари в световен мащаб. В основата на това е тристранната програма за работа между МЕФ, Международната енергийна агенция (МЕА) и Организацията на страните износителки на петрол (ОПЕК). В допълнение МЕФ има широк мандат да разглежда различни енергийни въпроси, свързани с нефт и газ, възобновяема енергия, устойчивост и 62 енергиен преход, нови технологии и прозрачност на данните. Важен фокус на организацията е и въпросът за енергийната бедност. Международна агенция за атомна енергия Международната агенция за атомна енергия е основният междуправителствен форум за научно и техническо сътрудничество в ядрената област. МААЕ помага на страните да използват ядрената наука и технологии за мониторинг на емисиите и промените в околната среда в океана и екосистемите, да намалят емисиите парникови газове от производството на енергия и използването на земята и да се адаптират към новите климатични реалности, включително недостига на храна и вода и загубите на екосистеми. Тристранна декларация между Република България, Република Гърция и Румъния за развитие на възобновяемата енергия в региона На 19.01.2024 г. в Атина е подписана декларация, с която трите страни се ангажират да си сътрудничат в подготовката на съвместни трансгранични проекти в областта на офшорната вятърна енергия, водород от възобновяеми енергийни източници и инфраструктура за зареждане на електрически превозни средства. Документът предвижда България, Гърция и Румъния да подкрепят и насърчат обща инициатива за проучване и развитие на устойчивото използване на офшорния вятърен потенциал в Черно и Егейско море. Трите страни ще кандидатстват съвместно за трансграничен статут на ВЕИ в рамките на текущата покана по Механизма за свързване на Европа. Обмисля се и сътрудничество по съвместен проект по поканата за трансгранични инициативи за възобновяема енергия. Също така инициативата ще спомогне за картографиране на офшорния вятърен потенциал в Югоизточна Европа и ще се постави основа за разработването на хармонизирана регулаторна рамка. Предвижда се и създаване на регионален клъстер за водород от възобновяеми енергийни източници с участието на правителствата на трите държави, операторите на преносни системи и индустрията. Ще се търси както получаването на трансграничен статут в рамките на текущата покана по Механизма за свързване на Европа, така и възможност за съвместен проект между трите държави. Регионалният клъстер ще разработи трансгранични проекти за стимулиране на възобновяемата енергия, включително вятърна и слънчева, интегрирането ѝ в система за производство на нискоемисионен и възобновяем водород за енергийния, индустриалния и транспортния сектори, както и за развитието на специална водородна инфраструктура. Декларацията предвижда страните да могат да разширят сътрудничеството и в други области по взаимно съгласие, както и да засилят диалога и сътрудничеството помежду си. Разработването на проекти от регионален и общностен интерес е насочено към постигането на справедлив преход към декарбонизирана и неутрална по отношение на климата икономика. 63 ii. Обяснение как в Плана се разглежда регионалното сътрудничество С Регламент (ЕС) 2018/1999 относно управлението на Енергийния съюз и на действията в областта на климата се установява гъвкава и стабилна система за прозрачно и взаимно-засилващо се сътрудничество между държавите членки на ЕС и Европейската комисия. Това помага да се осигури последователен подход между политиките в областта на енергетиката и климата и координирани действия в държавите членки. В тази връзка и при осъществяване на европейската политика за изграждане на общ енергиен пазар се изпълняват редица проекти с европейско и регионално значение. Основните проекти са за повишаване на енергийната междусистемна свързаност със съседните страни от региона, както и обединението на енергийните пазари. Целта е повишаване на енергийната сигурност на страната и региона, гарантиране сигурността на доставките и диверсификация на енергийните източници и маршрути. Идентифицирането и развитието на потенциала на механизмите за сътрудничество в областта на възобновяемите енергийни източници и енергийна ефективност ще ускори процеса и ще допринесе за осъществяването на съвместни проекти с цел осигуряване на „европейска добавена стойност“. В контекста на зеления преход от съществено значение е реализирането на плавен процес на декарбонизация на съществуващия газов пазар и поетапно установяване на конкурентен, разходооправдан и прозрачен пазар на ЕС за водород. Предвиденото насърчаване на внедряването на иновативни технологии следва да предоставя възможности за модернизация на съществуващата газова инфраструктура, както и за навлизане на нисковъглеродни газове, в съчетание с достатъчен преходен период. От съществено значение е засилването на потенциала на публично-частните партньорства, насочени към инициативи за ускоряване развитието на нови технологии за осъществяване на зеления преход и съхранението на енергия. Използват се възможностите за провеждане на ефективно регионално сътрудничество в областта на енергетиката чрез дейности за подготовката и изпълнението на меморандуми и договори за сътрудничество за изграждане на партньорства в регионален, общоевропейски и международен план. Активно се участва в координирането на общи послания и европейски инициативи с ключови партньори за утвърждаване в международен аспект на инициативите на ЕС с действия за осигуряване на последователна позиция по отношение на регионалните и глобалните енергийни въпроси в рамките на международни енергийни форуми и платформи. 64 2. НАЦИОНАЛНИ ОБЩИ И КОНКРЕТНИ ЦЕЛИ 2.1. Измерение „Декарбонизация“ 2.1.1. Емисии и поглъщане на парникови газове i. Елементите, посочени в член 4, буква а), точка 1 Европейският съвет прие на 12 декември 2019 г. цел за постигане на климатична неутралност на Съюза до 2050 г. На 10 декември 2020 г. се прие повишение на колективната климатична цел на ЕС до 2030 г. от 40% на „най-малко 55%“. Двете климатични цели, както и необходимостта от принос на всички сектори са закрепени в законодателството на Съюза с приемането на 5 май 2021 г. на т. нар. Регламент за Европейски закон за климата - рамков акт, гарантиращ участието на всички сектори в постигането на целите. Регламентът поставя цел за намаление на емисиите на ЕС от „поне 55%“ до 2030 г., ограничаване ролята на погълтителите за постигането ѝ, климатична неутралност на Съюза до 2050 г. и на негативни емисии след това, залагане на индикативни въглеродни бюджети и допълнителен европейски научен орган. На 14 юли 2021 г. ЕК представи 15 законодателни акта от т.нар. пакет „Подготвени за цел 55“ („Fit for 55”), които представят предложенията на Комисията за постигането на повишената климатичната цел от „най-малко 55%“, залагайки пътя към климатична неутралност до 2050 г. и отчитайки нуждата от принос от всички сектори. За противодействие на климатичните промени и въздействието им върху икономиката България изготви Национална стратегия за адаптация към изменението на климата и План за действие към нея, приета с решение на Министерския съвет през 2019 г. Документът очертава стратегическата рамка и приоритетите по отношение на адаптацията към изменението на климата до 2030 г. Целта е да се намали уязвимостта на страната спрямо последиците от изменението на климата и да се подобри капацитетът за адаптация на екологичните, социалните и икономическите системи към въздействията на изменението на климата. Националната стратегия за адаптация към изменението на климата обхваща девет сектора, както следва: сектор „Селско стопанство“, сектор „Гори“, сектор „Биологично разнообразие и екосистеми“, сектор „Води“, сектор „Енергетика“, сектор „Транспорт“, сектор „Градска среда“, сектор „Човешко здраве“ и сектор „Туризъм“. Към нея е включен и анализ на макроикономическите последици от изменението на климата и оценка на сектор „Управление на риска от бедствия“. Със стратегията се запълва празнота в политиката на България по изменение на климата, като се очертава подходът на страната за адаптиране на ключовите сектори на икономиката към променящия се климат. Част от документа е и разработеният План за действие, в който са определени целите и приоритетите за подобряване на капацитета за адаптация. В плана детайлно са 65 разписани дейности за всеки от секторите, в това число необходим финансов ресурс, очаквани резултати, отговорни институции за тяхното прилагане. Обхватът на вариантите за адаптиране за секторите отразява обхвата и сложността на въздействията на изменението на климата. Мерките са насочени основно към: укрепване на политиката и правната рамка за включване на адаптацията към изменението на климата; изграждане на адаптивен капацитет и разработване на финансови, социални и политически насоки за управление на риска; подобряване управлението на знанията, научните изследвания, образованието и комуникацията със заинтересованите страни. Основната категория, която допринася за премахването на парникови газове, е горският сектор. Всички останали категории (обработваема земя, населени места, водни площи) са източници на емисии на CO2. Основната причина за общите постоянни резултати за поглътителите се дължи на намаляването от поглъщането от горския сектор и лекото увеличение на емисиите от обработваеми земи, населени места и водни площи. За осигуряването на необходимата биомаса България разчита не само на горската биомаса съгласно Националния план за действие за енергията от горската биомаса 2018-2027 г., но и използва неоползотворения потенциал на биологично разградимата част от продуктите, отпадъците и остатъците от биологичен произход от селското стопанство, включително растителни и животински отпадъци, от горското стопанство и свързаните с него промишлености заедно с рибарство и аквакултури, както и биоразградимата част от отпадъците, включително промишлените и битовите отпадъци от биологичен произход, отговарящи на критериите за устойчивост, посочени в член 29 от Директива (ЕС) 2018/2001 от 11 декември 2018 г. за насърчаване на използването на енергия от възобновяеми източници (Директива RED II). За снабдяването с конвенционални биогорива площта на земята, необходима за производството им, ще намалее между 2020 г. и 2030 г. Допълнителните площи, необходими за производството на биогорива от ново поколение, поради въвеждането на допълнителни мерки, стимулиращи използването на биогорива от ново поколение от 2020 г., ще бъдат компенсирани от общото намаление на площите, необходими за конвенционалните биогорива. Електроцентралите във въглищни региони произвеждат значителна част от електрическата енергия в страната. Тези електроцентрали използват лигнитни и кафяви въглища и нямат достъп до подходяща газопреносна инфраструктура с високо налягане с достатъчен капацитет, която да позволи промяна на горивната база с горива с по-нисък въглероден интензитет като природен газ, който може да се използва като преходно гориво към постигането на въглеродна неутралност. Предприети са действия за изграждане на нова довеждаща газопреносна инфраструктура с високо налягане за пренос на природен газ до топлоелектрическите централи и други потенциални потребители във въглищни региони. 66 По този начин ще бъдат създадени условия на пазарен принцип за модернизация на горивните инсталации на ТЕЦ и други енергийни потребители, въвеждане на по- нискоемисионни горива в енергийния микс, значително намаляване на емисиите на парникови газове от горивните процеси, включително от производството на електрическа енергия от твърдо гориво в тези региони. Това ще създаде необходимите условия за гъвкава и ефективна експлоатация на инсталациите след модернизацията им в съответствие с ангажиментите за декарбонизация на енергийния сектор и постигане на нетна въглеродна неутралност. Допълнителни икономически, социални и екологични ползи ще бъдат реализирани чрез повишаване ефективността на преобразуване на енергията, намаляване на разходите за квоти за емисии на парникови газове и редуциране на емисиите на вредни вещества – серни и азотни оксиди и фини прахови частици. Принос към намаляване на емисиите ще има развитието на технологиите за улавяне, преработване и съхранение на парникови газове, които подлежат на отделни изисквания и като такива трябва да бъдат разглеждани самостоятелно и съответно отделно моделирани. След приемането на законодателното предложение за индустрия с нетно нулеви емисии споменатите технологии (CO2 - transport and carbon capture, utilization, and storage technologies) ще имат статут на стратегически и проектите, свързани с тях, ще бъдат преференциално разглеждани при съкратени разрешителни режими. Проектите за съхранение на CO2 са икономически жизнеспособни само когато има бизнес интерес по цялата верига на стойността, включително транспорта. В тази връзка е важно да бъде изследван пазарният потенциал на индустриалните възможности за премахване на парникови газове чрез улавяне, съхранение или преработването им в продукти с висока добавена стойност. Изпълнението на целите за декарбонизация в индустриалния отрасъл може да се реализира като се отчетат характеристиките на съществуващия модел на индустриална симбиоза и по-специално на индустрията за рециклиране на метали, която има основен принос както за кръговата икономика, така и за политиката в областта на климата, спестявайки първични ресурси, енергия и CO2. Рециклирането на метали ще намали депонирането и ще спести до 20 пъти (т.е. между 60-95%) необходимата енергия в сравнение с извличането на тези метали от руди. Производството на метали от вторични суровини значително намалява емисиите на CO2 в сравнение с първичното им производство (т.е. добив), а също така намалява полученото въздействие върху водата и земята. Улавяне и съхранение на въглерод (CCS) Улавянето и съхранението на въглерод (CCS) е опция за намаляване на емисиите на CO2. Може да включва улавяне въглероден диоксид от изкопаеми горива или абсорбиране на въглероден диоксид от атмосферата чрез използване на биоенергия, 67 свързана с CCS (биоенергийно улавяне и съхранение на въглерод, BECCS) и директно улавяне и съхранение на въглерод във въздуха (DACCS). Използването на CCS е необходимо, защото позволява декарбонизация на индустриални сектори, където емисиите на въглероден диоксид са неизбежна част от производствен процес. CCS и CCUS са технологии, които могат да допринесат значително за намаляване на въглеродните емисии, особено в трудни за намаляване на промишлените сектори. Първият проект за улавяне, използване и складиране на въглеродни емисии в България е проектът ANRAV на Хайделберг Цимент Груп (Девня Цимент) одобрен за финансиране по Фонда за иновации. Проектът ще предложи безопасно съхранение на въглероден диоксид в изчерпано газово находище в Черно море, като свърже съоръжението за улавяне на въглероден диоксид в завода на Девня Цимент с находището посредством съществуващата система от тръбопроводи на сушата и във водата. Целта е да се постигне максимална чистота на въглероден диоксид, да се използва минимално количество енергия, да се увеличи максимално процентът на уловения въглероден диоксид от пещта и да се намалят техническите рискове в съществуваща пещна линия, за да се осигури висока способност за модернизация. Проектът ANRAV ще доведе до избягване на 7.8 млн. тона въглероден диоксид през първите десет години на експлоатация и по този начин ще се справи с 8.3% от българските промишлени емисии. Началната дата на проекта е 01.01.2023г., а датата на въвеждане в експлоатация е 01.04.2028 г., с капацитет да улавя по 800 хил. тона въглероден диоксид годишно. Проектът е замислен да бъде разширен и към други индустрии в района. През 2024 г. за финансиране по Фонда за иновации е иницииран и проектът „Beli Net Zero“ на „Холсим България АД“ за улавяне, пренос и подземно съхранение на въглероден диоксид. При успешното му реализиране, това ще бъде първият проект за наземно (а не офшорно) съхранение на въглерод в Източна Европа. До момента проучваните геоложките условия в региона имат значителен потенциал за разширение на капацитета, което би позволило създаването на регионален хъб/CCS-клъстер за съхранение на въглероден диоксид, както и възможност за внос на въглероден диоксид от трети страни. Прогнози за емисиите и поглъщанията на парникови газове по сценарий с допълнителни мерки и политики (WAM) При условията на сценария WAM, нетните емисии на ПГ през 2030 г. намаляват с 82% в сравнение с 1988 г., достигайки нетната нула през 2050 г. 68 Фигура 1: Емисии на ПГ по източници и поглъщания на ПГ в България, исторически данни (1990-2022) и (B)EST WAM прогнози (2025-2050), (ktn CO2-eq) Източник: МОСВ; (B)EST model, E3-Modelling Енергийният сектор, който е отговорен за приблизително три четвърти от емисиите на ПГ в периода 1988-2022 г., показва най-голямото намаление в рамките на прогнозния период, постигайки средно годишно намаление на емисиите на ПГ от 14.8%. Както търсенето, така и предлагането допринасят за намаляването на свързаните с енергийния сектор емисии на парникови газове чрез комбинирано преминаване към чисти енергийни технологии и намаляване на крайното търсене на енергия. Остатъчните емисии на парникови газове през 2050 г. се намаляват чрез улавяне и съхранение на въглерод (CCS). Фигура 2: Свързани с енергетиката емисии на ПГ в България исторически данни (2022 г.) и (B)EST WAM прогнози (2025-2050 г.), (Mtn CO2-eq) Източник: МОСВ; (B)EST model, E3-Modelling 69 Фокусирайки се върху свързаните с енергията емисии на CO2, всички сектори допринасят за наблюдаваните намаления. Независимо от значителните усилия от страна на търсенето (със средно годишно намаление на емисиите на CO2 в периода 2022-2050 г. между 9.5% и 11.0%), емисиите на CO2 в енергийния сектор са основният фактор в средносрочен и дългосрочен план (отговорен за 65.5% от свързаните с енергията емисии на CO2 през 2022 г. и за 89% от постигнатото намаление на емисиите на CO2 през 2030 г. в сценария WAM). Фигура 3: Емисии на CO2 в енергетиката по сектори в България исторически данни (2022 г.) и прогнози (B)EST WAM (2025-2050 г.), (Mtn CO2-eq) Източник: МОСВ; (B)EST model, E3-Modelling ii. Ако е приложимо, други национални общи и конкретни цели, които са в съответствие с Парижкото споразумение и съществуващите дългосрочни стратегии. Ако е приложимо с оглед принос към цялостния ангажимент на Съюза за намаляване на емисиите на парникови газове, други общи и конкретни цели, включително секторни цели и цели за адаптиране към изменението на климата, ако има такива Дългосрочна стратегия за смекчаване на изменението на климата до 2050 г. на Република България Дългосрочната стратегия за смекчаване на изменението на климата до 2050 г. на Р България (Дългосрочната стратегия) е визия за постигане на климатична неутралност до 2050 г. и представя възможните пътища за развитие на енергийната система след 2030 г. като не ангажира със специфични цели. 70 Дългосрочната стратегия описва различни сценарии, които България може да избере за постигане на целите за намаляване на емисиите на парникови газове до 2050 г. Идентифицирани са три различни сценария въз основа на голямо количество данни и достоверни допускания, възможни линии на развитие и цели за намаляване на емисиите на парникови газове от области на действие, зададени в дефиницията на целта: • Сценарий със съществуващи политики и мерки (WEM); • Сценарий с допълнителни политики и мерки (WAM); • Сценарий за декарбонизация (WAM+). Наличните (и приемливи) технологични решения в националния контекст на България е избягване на един-единствен избор на технология, за да може мерките да се прилагат гъвкаво в зависимост от технологичния прогрес и структурата на крайното потребление на енергия по сектори след 2030 г. Адаптация – цели, рискове и уязвимости България е разположена в един от регионите, който е особено уязвим към изменението на климата (главно чрез повишаване на температурата и интензивни валежи) и към нарастващата честота на екстремни събития, свързани с изменението на климата, като суши и наводнения. Рисковете, причинени от явления, свързани с изменението на климата, могат да доведат до загуба на човешки живот или да причинят значителни щети, засягащи икономическия растеж и просперитета както на национално, така и на трансгранично равнище. Основните климатични рискове и уязвимости за България, изведени в изготвеното през 2023 г. от НИМХ проучване „Променящият се климат на България – данни и анализи“, включват горещи вълни, екстремни валежи, наводнения, суша и слани. В голяма част от страната сезонните температури и валежният режим са се променили значително след средата на ХХ век. Промените на температурата включват както повишение на средните сезонни температури, така и по-чести температурни екстремуми. Преминаването към по-топъл (и сух в някои райони) климат се съгласува с наблюдаваното в глобален и регионален мащаб дългосрочно повишение на средногодишните и сезонните температури. В периода 1991–2020 г. средногодишната температура в България нараства с 0.8 ºC в сравнение с периода 1961–1990 г. Затоплянето в планините като цяло е по-слабо, докато в някои високи полета, крайдунавски райони и отделни места по долините на реките (предимно в Северна България) разликата е над 1.0°C. Има и ясно изразена тенденция на нарастване на честотата на горещите вълни през последните десетилетия. Най-тежките горещини, свързани с продължителното задържане на много високи температури, са регистрирани през 2007 г., следвани от тези през 2000 и 2012 г. В условията на променящ се климат се очаква още по-отчетливо нарастване на честотата и екстремността на опасните метеорологични явления през следващите десетилетия. 71 Очаква се продължителността и пространственият обхват на екстремните горещини да се увеличат значително до края на века. При режима на валежите се наблюдават промени и в сезонните количества, и в разпределението на слабите, умерените и силните валежи. Като цяло в проектния бъдещ климат се очаква намаляване на количеството валеж, но също така промени във валежния режим – по-малко обилни валежи и по-продължителни сухи периоди. Най-големите промени в броя на случаите на екстремни конвективни валежи се очакват в крайбрежните и планинските райони, като увеличението на броя на случаите не изключва намалението на общото количество на валежите в тези райони. Това може да се обясни с увеличаването на периода, през който са възможни тези валежи, поради повишаването на температурите. Интензивните валежи, водещи до поройни и дъждовни наводнения, са причина за 77% от регистрираните в архива на НИМХ наводнения в периода 2016-2022 г. Регионът на Средиземноморието и Югоизточна Европа се счита за един от най- уязвимите на континента, а прогнозираното бъдещо лятно затопляне се очаква да надхвърли глобалните нива с 40%. Климатичните прогнози за наводнения и засушавания в Европа при глобално затопляне с +2 °C спрямо прединдустриалната епоха показват нарастващ интензитет и продължителност. Очаква се интензивните валежи да се увеличат значително над целия континент, включително и на Балканския полуостров. Сушите в някои райони ще станат по-интензивни и по-продължителни главно поради по-малкото общо количество валежи и по-голямото изпарение. Промените в хидроложкия цикъл ще доведат както до увеличаване на сушите, така и до повече наводнения. В условията на променящ се климат прогнозирането на наводненията е една от основните мерки за намаляване на риска и смекчаване на последиците от тях и изискват международно сътрудничество при управлението на риска от наводнения на ниво речен басейн. В рамките на проекта DAREFFORT, в който България е участник, се създава платформа за стандартизиран международен обмен на хидрометеорологични данни, посредством която да се повиши качеството на прогнозите и ефективността на националните прогностични центрове. България разработи Национална стратегия за адаптация към изменението на климата и план за действие до 2030 г. (Решение № 621 от 25.10.2019 г. на Министерски съвет). В нея е направена оценка на рисковете, свързани с изменението на климата в девет икономически сектора: селско стопанство, биоразнообразие и екосистеми, енергетика, гори, човешко здраве, туризъм, транспорт, градска среда и води. Областите, които са проучени, включват управление на риска от бедствия и макроикономически последствия от изменението на климата. Националната стратегия има визия „да се развие най-високото възможно ниво на устойчивост на страната срещу изменението на климата, като се вземат всички необходими и изпълними мерки и по този начин се гарантира безпрепятствено функциониране на икономическите сектори на страната, защита на здравето и благосъстоянието на населението и опазване на природните богатства“. 72 Дългосрочната цел на Стратегията е „Проактивни действия към постигане на дългосрочна и високо-ефективна икономическа, социална и екологична устойчивост и гъвкавост, за да могат българските граждани, частният сектор и държавните институции да се подготвят и защитят по подходящ начин от уязвимостта, произтичаща от изменението на климата“. Крайната цел е природната среда, сградите и инфраструктурите, здравеопазването и спешната помощ, както и ключовите икономически сектори да станат не само устойчиви на рисковете, но и готови да се възползват максимално от възможностите. Стратегията залага няколко генерални стратегически цели както следва: • Приобщаване и интегриране на адаптирането към изменението на климата. Това включва укрепване на политиката и правната рамка за адаптиране и включването на съображенията за адаптация в съществуващите национални и секторни планове и програми; • Изграждане на институционален капацитет за адаптиране към изменението на климата. Това включва изграждане на експертни познания, обучение, база от знания, мониторинг и изследвания, за да се активират и подкрепят действията за адаптиране; • Повишаване на осведомеността относно адаптирането към изменението на климата. Това включва повишаване на образованието и осведомеността на обществеността относно въпросите, свързани с адаптиране към изменението на климата и необходимостта от действия за адаптиране, които да бъдат осъществени в България, за да се изградят обществено приемливи политики и участие в действията, свързани с адаптацията; • Изграждане на устойчивост към изменението на климата. Това включва подобрено управление на инфраструктурата и активите и защита на природния капитал, което обхваща инфраструктурата на водните системи, инфраструктурата за доставка на енергия и опазването и подобряването на екосистемните услуги, включително тези, предоставяни от горските ресурси. Заложени са и стратегически цели за всеки сектор, които произтичат от специфичния секторен контекст и нуждите от адаптиране. Като част от Стратегията са разработени 9 секторни доклади за оценка, които съдържат конкретни оперативните цели, свързани със стратегическите цели: Сектор „Селско стопанство“ • Устойчиво управление на селскостопанските практики за адаптиране към изменението на климата; • Насърчаване на капацитета за адаптиране и информираност в селскостопанския сектор; • Насърчаване на научните изследвания и иновациите за адаптиране към изменението на климата; • Укрепване на политиката и правната рамка за адаптиране на селскостопанския сектор; 73 Сектор „Биологично разнообразие и екосистеми“ • Подобряване управлението на екосистемите; • Подобряване на управлението на знанията и комуникацията със заинтересованите страни относно адаптацията на екосистемите; • Създаване на пространство за биологично разнообразие и екосистеми; • Укрепване на устойчивостта към климатичните промени чрез намаляване на натиска, който не е свързан с изменението на климата; • Устойчиво използване на регулиращите и културни екосистемни услуги за адаптация. Сектор „Енергетика“ • Изграждане на институционален капацитет, познаване и използване на данни за адаптиране; • Включване на съображенията за промяна на климата в политиките, плановете и финансовите механизми в енергийния сектор; • Включване на устойчивостта към климатичните промени в проектирането и инженеринга; • Увеличаване устойчивостта на енергийните доставки. Сектор „Гори“ • Подобряване на базата от знания и повишаване на осведомеността за адаптиране към изменението на климата; • Подобряване и защита на горските ресурси; • Подобряване на потенциала за устойчиво използване на горските ресурси. Сектор „Човешко здраве“ • Подобряване на управлението за адаптиране; • Създаване на база от знания и осведоменост относно адаптацията; • Адаптиране на външната среда за намаляване въздействието на климатичните промени върху здравето. Сектор „Туризъм“ • Приобщаване на адаптирането към изменението на климата в процеса на разработване на политики и правната рамка за туристическия сектор; • Повишаване на осведомеността и базата от знания за адаптиране към изменението на климата в туристическия сектор; • Изграждане на адаптивен капацитет в туристическия сектор; • Разработване на специфични адаптивни действия за туристическия сектор. Сектор „Транспорт“ • Изграждане на институционален капацитет и база от знания в транспортния сектор; • Включване на въпросите за адаптиране към изменението на климата в ключовите процеси на планиране и вземане на решения. Сектор „Градска среда“ 74 • Укрепване на политиката и правната рамка за включване на адаптацията към изменението на климата; • Изграждане на капацитет за адаптиране; • Разработване на финансови, социални и политики за управление на риска с оглед адаптиране към изменението на климата; • Подобряване управлението на знанията, научните изследвания, образованието и комуникацията със заинтересованите страни относно адаптирането. Сектор „Води“ • Подобряване на управлението за адаптиране; • Укрепване на базата от знания и осведоменост относно адаптацията; • Подобряване на адаптивното управление на инфраструктурата на водната система. Към Стратегията е разработен План за действие, който описва какви действия за адаптация следва да бъдат предприети по икономически сектори, като се посочват потенциални последици за бюджета и източници на финансиране, предвидената продължителност и очакваните резултати, показателите за изпълнение и отговорните институции. Отделни фактологични справки за всеки сектор разглеждат планирането на действията по сектори. Планът за действие следва да се разглежда като развиващ се документ, като обхватът и детайлността на действията, подкрепящи всяка стратегическа цел, следва да бъдат подобрени с течение на времето, както е предвидено в процедурата за мониторинг и докладване. В съответствие с Регламента за управление на Енергийния съюз, докладване по изпълнението на националните действия за адаптация се извършва на всеки две години, считано от 2021 г. Оценка на напредъка по изпълнение на мерките, предвидени в Плана за действие към Стратегията, се извърши в междинен и финален доклади, които ще бъдат представени на Министерски съвет съответно през 2025 г. и 2031 г. Всички доклади се представят на Координационния съвет по изменение на климата (вж. т. 3.1.3.) за одобрение. Въз основа на междинния доклад през 2025 г. Координационният съвет ще прецени необходимостта от преразглеждане/актуализиране на стратегията и при необходимост ще направи подходящи препоръки за актуализиране (заедно с конкретни крайни срокове). За да се осигури ефективен и ефикасен напредък по отношение на всички общи и секторни стратегически цели и свързаните с тях планове за действие по адаптиране, се изисква висока степен на координация между съответните министерства и агенции във всички сектори. Това е особено необходимо, за да се насърчи включването и интегрирането на съображенията за адаптиране към изменението на климата в съществуващите национални и секторни планове и програми. 75 4 2.1.2. Енергия от възобновяеми източници i. Елементите, посочени в член 4, буква а), точка 2 Националната цел за дял на енергията от възобновяеми източници в брутното крайно потребление на енергия от възобновяеми източници, която Република България определя до 2030 г. е 34.48%. Така определената национална цел е по-висока от 5 определена за България 33% цел в COM/2023/796final . Съгласно допусканията по сценарии WAM за изпълнението на посочената цел се очаква брутното крайно потребление на енергия от възобновяеми източници да достигне 3.31 Mtoe през 2030 г. В перспектива до 2050 г. по сценарии WAM е планирано да бъде достигнат 84.08% дял от енергията от ВИ в брутното крайно потребление на енергия в страната, за което ще е необходимо потреблението на енергията от ВИ да достигне 6 170 ktoe. Фигура 4: Индикативна траектория за дела на енергията от ВИ в брутното крайно потребление на енергия в страната за периода 2020-2050 г., сценарии WAM и WEM Източник: Eurostat, SHARES, (B)EST model, E3-Modelling България разполага с подходящи климатични условия за развитие на сектора на възобновяемата енергия, но са налице някои обективни ограничения, свързани с 4 За периода 2020-2022 г. са използвани констативни данни от продукта SHARES tool 2020, SHARES tool 2022, Eurostat 5 COMMUNICATION FROM THE COMMISSION TO THE EUROPEAN PARLIAMENT, THE COUNCIL, THE EUROPEAN ECONOMIC AND SOCIAL COMMITTEE AND THE COMMITTEE OF THE REGIONS EU wide assessment of the draft updated National Energy and Climate Plans An important step towards the more ambitious 2030 energy and climate objectives under the European Green Deal and RePowerEU 76 определени местности, в които не могат да бъдат изграждани съоръжения за производство на енергия от ВИ. В периода на действие на ИНПЕК развитието на енергията от ВИ ще бъде съобразено с всички изисквания, произтичащи от екологичното законодателство, включително по отношение на защитените зони и Натура 2000. Всички проекти за изграждане на енергийни обекти за производство на енергия от ВИ ще бъдат реализирани при спазване разпоредбите на Закона за опазване на околната среда, Закона за биологичното разнообразие и др. нормативни актове в областта на екологичното законодателство. В съответствие с промените, извършени с чл. 3 на Директива (ЕО) 2018/2001, България определя индикативна цел за иновативни технологии за енергия от ВИ до 2030 г. от 6.2%, изчислена спрямо новоинсталираните мощности от ВИ. Таблица 2: Индикативна цел за иновативни технологии за производство на енергия от ВИ Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling Предвижда се иновативните възобновяеми технологии за производство на електрическа енергия през 2030 г. да достигнат дял от 6.2%, като през 2050 г. се очаква техният дял да достигне 18.6% от новоизградените инсталирани мощности, използващи ВИ. Предвидените в сценарий WAM иновативни технологии обхващат използването на слънчева енергия и вятърна енергия на сушата и в морето. Предвижда се през 2030 г. приносът на ВГНБП в индустрията да бъде 42.04% от количеството водород използвано в крайното потребление за енергийни и неенергийни нужди, като този дял през 2040 г. ще се увеличи до 60.10%. Таблица 3: Дял на възобновяемите горива от небиологичен произход в индустрията, % Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling ii. Прогнозни криви за дела по сектори на енергията от възобновяеми източници в брутното крайно енергийно потребление от 2021 г. до 2030 г. в секторите на електроенергетиката, отоплението и охлаждането, а също и в сектора на транспорта За постигане на националната цел за дял на енергията от ВИ в брутното крайно потребление на енергия до 2030 г. (34.48%) е прогнозирано следното разпределение по сектори: 77 Дял на новоинсталирани мощности по иновативни 2022 г. 2025 г. 2030 г. технологии, % 0.0 0.0 6.2 2022 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г. 2040 г. Дял на ВГНБП в индустрията, % 0.00 0.00 42.04 60.09 60.10  55.51% дял на енергията от ВИ в сектор електрическа енергия;  43.66% дял на енергията от ВИ в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане;  29.66% дял на енергията от ВИ в сектор транспорт. В периода 2022-2030 г. в сектор електрическа енергия се предвижда ръст на потреблението на електрическа енергия от ВИ, дължащ се в голяма степен на увеличаване на произведената електрическа енергия от слънчева и вятърна енергия и в по-малка степен на производството от водна енергия и биомаса, отговаряща на критериите за устойчивост и за намаляване на емисиите от ПГ. Производството на електрическа енергия от възобновяеми източници се увеличава с близо 2.5 пъти през 2030 г., спрямо 2022 г. и с повече от шест пъти до 2050 г., което води до дял на енергията от ВИ, съответно от 55.51% и 68.55%. По сценарий WAM в сравнение със сценарий WEM през 2030 г. и 2050 г. се очаква постигнатият дял на електрическата енергия от ВИ в брутното крайно потребление на електрическа енергия да е съответно с 13 и 14 процентни пункта по-висок. Фигура 5: Индикативна траектория за дела на електрическата енергия от ВИ в брутното крайно потребление на електрическа енергия за периода 2020-2050 г. - сектор електрическа енергия (ВИ-Е), сценарии WAM и WEM Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling В сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане се очаква делът на енергия от ВИ в брутното крайно потребление на топлинна енергия и енергия за охлаждане да се увеличава и през 2030 г. да достигне 43.66%. Прогнозното увеличение на дела на топлинната енергия и енергията за охлаждане от ВИ в периода 2021-2025 г. е с над 1.6 процентни пункта средно за година. За периода 2026-2030 г. прогнозното увеличение на този дял е приблизително с 1.1 процентен пункт средно за година. 78 Фигура 6: Индикативна траектория за дела на топлинната енергия и енергията за охлаждане от ВИ в брутното крайно потребление на топлинната енергия и енергията за охлаждане за период 2020-2050 г. - сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане (ВИ-ТЕ ЕО), сценарии WAM и WEM Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling В по-дългосрочна перспектива (2030-2050 г.) по сценарии WAM потреблението на енергия от ВИ в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане се очаква да намалява в количествено изражение, като през 2050 г. се очаква да бъде с 5% по- малко спрямо 2030 г. В процентно изражение делът на енергията от ВИ в сектора се увеличава, предвид намаляването на брутното крайно потребление на топлинна енергия и енергия за охлаждане в страната. В периода 2022-2030 г. се очаква делът на енергията от ВИ в сектор транспорт да се увеличи и да достигне 29.66% през 2030 г. Това е секторът, в който се очаква да бъдат положени значителни усилия за увеличаване на потреблението на енергия от ВИ. Фигура 7: Индикативна траектория за дела на енергията от ВИ в крайното потребление на енергия за период 2020-2050 г. - сектор транспорт (ВИ-Т), сценарии WAM и WEM Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling 79 iii. Прогнозни криви по технологии за възобновяема енергия, които дадена държава членка предвижда да използва, за да постигне общите и секторните криви за енергия от възобновяеми източници за периода 2020 – 2030 г., включително очакваното общо брутно крайно потребление на енергия за всяка технология и сектор в млн. т.н.е., както и общи планирани инсталирани мощности (разделени на нови мощности и увеличение на мощността на съществуващи инсталации) за всяка технология в MW За постигане на целите в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане следва да бъдат отчетени следните нови изисквания:  увеличаване на енергията от възобновяеми източници (без отпадна топлина и студ) в брутното крайно потребление на енергия в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане с най-малко 0.8 процентни пункта, изчислено средногодишно за периода 2021 - 2025 г. и с поне 1.1 процентни пункта средно за година за периода 2026 г. - 2030 г., като се започне от дела на възобновяемата енергия в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане през 2020 г.;  увеличаване на дела на енергията от възобновяеми източници и от отпадна топлина и студ в районните отоплителни и охладителни системи с индикативни 2.2 процентни пункта като средногодишна стойност, изчислена за периода 2021 г. до 2030 г., като се започне от дела на енергията от възобновяеми източници и от отпадна топлина и студ в централното отопление и охлаждане през 2020 г. За постигането на целта в сектор транспорт следва да бъдат отчетени и следните изисквания на Директива(ЕС) 2018/2001 (в т.ч. промените в Директива (ЕС) 2023/2413):  ограничаване използването на конвенционални биогорива до 7% от крайното потребление на енергия в транспортния сектор през 2030 г.;  комбинирания дял на биогоривата от ново поколение и на биогаза, произведени от суровините, посочени в част А на приложение IX, както и на възобновяемите горива от небиологичен произход в крайното потребление на енергия в сектор транспорт е най-малко 1% през 2025 г., и най-малко на 5.5% през 2030 г., от които делът на възобновяемите горива от небиологичен произход е поне един процентен пункт през 2030 г.;  ограничаване използването в сектор транспорт на биогорива и биогаз, произведени от суровини, посочени в част Б от приложение IX на Директива (ЕС) 2018/2001 (отпадъчно олио и животински мазнини) до максимум 1.7%; 80  делът на биогоривата и биогаза, произведени от суровините, изброени в приложение IX на Директива (ЕС) 2018/2001 и на възобновяемите горива от небиологичен произход се счита за равен на тяхното енергийно съдържание умножено по две;  делът на електрическата енергия от ВИ се счита за равен на енергийното ѝ съдържание, умножено по четири, когато се доставя за пътни превозни средства и може да се счита за равен на енергийното ѝ съдържание, умножено по 1.5, когато се доставя за железопътния транспорт;  делът на биогоривата от ново поколение и на биогаза, произведени от суровини, посочени в част А на приложение IX потребявани в секторите въздушен и морски транспорт, се счита за равен на енергийното им съдържание, умножено по 1.2, а делът на възобновяемите горива от небиологичен произход се счита за равен на енергийното им съдържание умножено по 1.5. Сектор Електрическа енергия През 2030 г. се очаква увеличение с 6 770 MW на инсталираните мощности на електрическите централи, използващи енергия от ВИ спрямо 2022 г. Този ръст е съпроводен с увеличение на инсталираните мощности при фотоволтаичните електрически централи (ФЕЦ) с 4 626 MW и при вятърните електрически централи, разположени на сушата (ВтЕЦ) с 1 281 MW. Прогнозираното увеличение от този вид централи се дължи на съвкупност от фактори, сред които и въвеждането на планираните политики и мерки за ускорено развитие на тези технологии, както и намаляване на инвестиционните разходите за тяхното изграждане. През 2030 г. се очаква да бъдат въведени в експлоатация първите 500 MW ВтЕЦ разположени в морето. Фигура 8: Прогноза за инсталираните мощности за производство на електрическа енергия от ВИ по видове централи, GW Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling 81 Ускореното въвеждане на нови ФЕЦ води до постигането през 2025 г. и 2030 г. съответно на 43% и 42% дял в производството на електрическата енергия от ВИ, с което водещата роля на ВЕЦ е преустановена. След 2025 г. се очаква ролята на вятърната енергия в производството на електрическа енергия от ВИ да придобива все по-голямо значение, като се очаква делът на електрическата енергия от ВтЕЦ на сушата в производството на електрическа енергия да достигне 12.8% през 2025 г. и 21.4% през 2030 г. През 2030 г. с въвеждането на първите ВтЕЦ в морето делът на електрическата енергия от ВтЕЦ ще достигне 29.2% в производството на електрическа енергия от ВИ. Производството на електрическа енергия от ВЕЦ не се очаква да търпи значими промени, като е прогнозиран ръст от 17% през 2030 г. спрямо 2022 г. Използването на биомасата за производство на електрическа енергия и отчитането на произведената електрическа енергия като възобновяема е силно зависимо от спазването на критериите за устойчивост и намалението на емисиите на ПГ. Очакванията са през 2030 г. производството на електрическа енергия от биомаса да се увеличи с близо 30% спрямо 2022 г. Таблица 4: Прогнозни криви за производство на електрическа енергия от ВИ по технологии за периода 2020-2030 г., GWh Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling Сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане С най-голям дял в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане е биомасата. От общо 1.41 Mtoe възобновяеми енергийни източници в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане през 2030 г. 1.01 Mtoe са биомаса. В средносрочен план се наблюдава постепенно навлизане на термопомпи, а в дългосрочен и на ВГНБП. В резултат от тези промени в микса от горива, делът на ВЕИ в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане се очаква да достигне 43.66% през 2030 г. 82 Фигура 9: Енергия от възобновяеми източници в сектор топлинна енергия и енергия за охлаждане, ktoe и по видове ВИ в % Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling Сектор транспорт В транспортния сектор се очаква увеличаване на използването на възобновяема енергия, като делът ѝ ще достигне 29.66% през 2030 г. и 85.74% през 2050 г. По отношение на количествата на използваните ВИ, конвенционалните биогорива са с най-голям принос в средносрочен план, като допринасят с 31.1% за възобновяемата енергия в сектора до 2030 г. (132 кtoe от общо 424 кtoe). Потреблението на биогорива от ново поколение също се увеличава и през 2030 г. достига 117 ktoe. Електрическата енергия от ВИ ще придобива все по-голямо значение в автомобилния и железопътния транспорт, като очакванията са този вид енергия постепенно да замени потреблението на биогорива. Същевременно ще се въвеждат и ще нараства потреблението на възобновяемите горива от небиологичен произход. От 20 ktoe през 2030 г. нараства на 572 ktoe през 2050 г., като формира 39% от ВИ сектора. Фигура 10: Прогнозно развитие на възобновяемата енергия в сектор транспорт по видове горива, ktoe Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling 83 В краткосрочен план в периода 2022-2025 г. се предвижда 13.5% ръст в потреблението на енергия от ВИ, а в периода 2025-2030 г. ръст от почти 95%. В периода 2022-2025 г. се предвижда ръст в потреблението на електрическа енергия в транспорта над 1.5 пъти и почти 6 пъти в периода 2025-2030 г. Таблица 5: Прогнозна криви по технологии за енергията от ВИ за периода 2020- 2030 г., ktoe - сектор транспорт Източник: Eurostat, SHARES; (B)EST model, E3-Modelling Забележка: В съответствие с изискванията на Директива (ЕС) 2018/2001 за изпълнението на целта в сектор транспорт се отчитат само конвенционалните биогорива и биогорива от ново поколение, които отговарят на критериите за устойчивост и за намаляване на емисиите на парникови газове. iv. Прогнозни криви за потреблението на енергия от биомаса, разпределени между топлинната и електрическата енергия и транспорта, и криви за осигуряването на биомаса от различни суровини, с посочване на произхода им (като се прави разграничение между национално производство и внос). За биомасата с произход от горското стопанство – оценка на произхода ѝ, както и оценка на въздействието върху въглеродните поглътители в областта на LULUCF До 2030 г. се очаква крайното потребление на енергия от биомаса да намалее с повече от 24% в сравнение с 2022 г. (прогнозния сценарий WAM). В перспектива до 2050 г. ограничаването в използването на биомасата ще продължи и ще достигне намаление от 30% спрямо 2022 г. Спадът до 2030 г. в крайното потребление на биомаса ще е резултат от ограничаване използването на биомаса в секторите: производство на енергия и домакинства. Повишаването на енергийна ефективност, увеличаване на производството на електрическа енергия от слънчева и вятърна енергия, по-широкото навлизане на термопомпи и намаляване на търсенето на топлинна енергия, произведена от топлофикационните централи са основни фактори за предвиденото намаление. До 2030 г. в секторите транспорт и индустрия се очаква ръст в използването на биомаса, което е резултат от увеличаване устойчивото използване на биогорива и биогорива от ново поколение и твърда биомаса. В периода 2030-2050 г. крайното потребление на биомаса в централизираното производство на топлинна енергия се очаква да се възстанови и до 2050 г. да надвиши с близо 40% крайното потребление на енергия през 2022 г. До 2050 г. в сравнение с 2030 г. ще се увеличи използването на биомаса, но то ще остане по-ниско от постигнатото крайно потребление на биомаса през 2022 г. В сектор домакинства се 84 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Конвенционални биогорива 160 167 183 182 180 179 170 160 151 141 132 Биогорива от ново поколение 0 0 0 5 11 16 36 56 76 97 117 ВГНБП 0 0 0 0 0 0 4 8 12 16 20 Електрическа енергия в траспорта 8 9 9 14 19 23 50 76 103 130 156 Общо 168 176 192 201 210 218 260 301 342 383 424 очаква да продължи ограничаването на потреблението на биомаса, като през 2050 г. ще достигне 76 ktoe. Предвид спецификата на потребление в секторите индустрия, услуги и транспорт те ще продължат да разчитат в по-висока степен на биомасата, като енергиен източник за тяхното декарбонизиране. Крайното потребление на биомаса в тези сектори ще достигне 735 ktoe 2050 г., при 663 ktoe през 2022 г. Очаква се тези сектори да формират от 51% до 53% от крайното потребление на твърда биомаса, биогаз и отпадъци в България в периода 2030-2050 г. Фигура 11: Крайно потребление на твърда биомаса, биогаз и отпадъци по сектори (2025-2050 г.), ktoe и дялове в % Източник: (B)EST model, E3-Modelling За обезпечаване на необходимите количества биомаса за производство на енергия в страната горското и селското стопанство ще допринесат значително, макар и с намаляващи количества (съответно 1 013 ktoe и 121 ktoe през 2030 г., в сравнение с 1 611 ktoe и 213 ktoe през 2022 г.). Предвижда се използването на отпадъци да нарасне (224 ktoe през 2030 г. в сравнение със 120 ktoe през 2022 г.). След 2035 г. се предвижда увеличаване на вноса на биомаса, като през 2050 г. се предвижда количествата биомаса от внос да достигнат 355 ktoe. Фигура 12: Използване на биомаса за енергийни цели по произход (ktoe), (2025-2050 г.) Източник: (B)EST model, E3-Modelling 85 v. Ако е приложимо, други национални криви и цели, включително дългосрочни или секторни (например дял на възобновяемата енергия в топлоснабдяването, използването на възобновяема енергия, възобновяема енергия, произведена от градовете, енергийните общности и самостоятелните потребители, енергия, добита от утайки, получени от пречистване на отпадни води) Не е приложимо 2.2. Измерение „Енергийна ефективност“ i. Елементите, посочени в член 4, буква б) Индикативен национален принос по отношение на енергийната ефективност Обща кумулативна цел за енергийни спестявания за периода 2021-2030 г., съгласно чл. 8 относно задълженията за енергийни спестявания съгласно Директива (ЕС) 2023/1791 Съгласно член 8, параграф 1, буква б) от Директива (ЕС) 2023/1791 на Европейския Парламент и на Съвета от 13 септември 2023 година за енергийната ефективност и за изменение на Регламент (ЕС) 2023/955 (преработен текст), държавите членки постигат кумулативни икономии на енергия при крайното потребление, които са равни нови икономии ежегодно от 1 януари 2021 г. до 31 декември 2030 г. в размер на:  0.8% от годишното крайно енергийно потребление от 1 януари 2021 г. до 31 декември 2023 г., осреднено за последния тригодишен период, предхождащ 1 януари 2019 г.;  1.3% от годишното крайно енергийно потребление от 1 януари 2024 г. до 31 декември 2025 г., осреднено за последния тригодишен период, предхождащ 1 януари 2019 г.;  1.5% от годишното крайно енергийно потребление от 1 януари 2026 г. до 31 декември 2027 г., осреднено за последния тригодишен период, предхождащ 1 януари 2019 г.;  1.9% от годишното крайно енергийно потребление от 1 януари 2028 г. до 31 декември 2030 г., осреднено за последния тригодишен период, предхождащ 1 януари 2019 г. Въз основа на средното годишно крайно потребление на енергия за периода 2016- 2018 г. са изчислени енергийните спестявания, които трябва да бъдат постигнати в периода 2021-2030 г. и съответно кумулативната цел за спестяване на енергия, която трябва да бъде постигната до 31 декември 2030 г. Тези стойности са представени във следващата таблица. 86 Таблица 6: Годишни енергийни спестявания в крайното енергийно потребление, ktoe ii. Ориентировъчните етапни цели за 2030 г., 2040 г. и 2050 г., установените на национално равнище измерими показатели за напредъка и техния принос за постигане на целите на Съюза в областта на енергийната ефективност, включени в пътните карти, определени в дългосрочните стратегии за саниране на националния фонд от жилищни и нежилищни сгради (частни и обществени), в съответствие с член 2а от Директива 2010/31/ЕС Съгласно приетата на 30 май 2018 г. Директива (ЕС) 2018/844 на Европейския парламент и на Съвета изменяща Директива 2010/31/ЕС относно енергийните характеристики на сградите държавите членки следва да разработят дългосрочна стратегия за саниране в подкрепа на санирането на националния сграден фонд от жилищни и нежилищни сгради, както обществени, така и частни, за постигане на високо енергийно ефективен и декарбонизиран сграден фонд до 2050 г., улеснявайки разходно ефективната трансформация на съществуващите сгради в сгради с близко до нулево нетно потребление на енергия. В тази връзка беше разработена Дългосрочна национална стратегия за подпомагане обновяването на националния сграден фонд от жилищни и нежилищни сгради до 2050 г., с която се определят:  индикативни междинни цели за 2030 г., 2040 г. и 2050 г.;  описание на финансови средства за подпомагане на изпълнението на стратегията;  ефективни механизми за насърчаване на инвестициите в санирането на сгради. В следващата таблица е представена информация за индикативните междинни цели за десет годишни периоди, считано от 2021 г. до 2050 г. 87 Година Годишни енергийни спестявания в крайното потребление Общо 2021 78.58 78.58 2022 78.58 78.58 157.16 2023 78.58 78.58 78.58 235.74 2024 78.58 78.58 78.58 127.69 363.43 2025 78.58 78.58 78.58 127.69 127.69 491.12 2026 78.58 78.58 78.58 127.69 127.69 147.34 638.46 2027 78.58 78.58 78.58 127.69 127.69 147.34 147.34 785.79 2028 78.58 78.58 78.58 127.69 127.69 147.34 147.34 186.63 972.42 2029 78.58 78.58 78.58 127.69 127.69 147.34 147.34 186.63 186.63 1 159.04 2030 78.58 78.58 78.58 127.69 127.69 147.34 147.34 186.63 186.63 186.63 1 345.67 ОБЩО кумулативни спестявания за периода 2021-2030 г. 6 227.39 Таблица 7: Индикативните междинни цели за обновяване на жилищния и нежилищния сграден фонд Така поставените цели в сградния сектор се очаква да имат принос в изпълнението на задълженията по чл. 7 от Директива (ЕС) 2018/2002 на Европейския парламент и на Съвета от 11 декември 2018 година за изменение на Директива 2012/27/ЕС относно енергийната ефективност. Анализът на наличната информация от реално сертифицирани сгради показва, че за постигане на количествените измерения на индикаторите, политиките за обновяване трябва да са фокусирани приоритетно към сгради с класове на енергийно потребление E, F и G за всички категории сгради. Устойчивото развитие е основна цел на общата транспортна политика. Това изисква интегриран подход, целящ гарантирането на ефективното функциониране на транспортните системи на Съюза, при отчитане на социалните стандарти и целите в областта на околната среда. Устойчивото развитие на въздушния транспорт изисква въвеждането на мерки, включително икономически инструменти, целящи намаляване на въглеродните емисии от въздухоплавателни средства, заминаващи от летища в Съюза, и развиване на пазар за производство и доставки на УАГ. Тези мерки следва да допринесат за изпълнението на целите на Съюза в областта на климата до 2030 г. и 2050 г. iii. Ако е приложимо, други национални цели, включително дългосрочни цели или стратегии и секторни цели, както и национални общи цели в области като енергийната ефективност в транспортния сектор и по отношение на отоплението и охлаждането Постигането на целите за повишаване на енергийната ефективност е стратегически свързано с обновяването на сградния фонд, като приоритет ще се дава на енергийната ефективност в съчетание с използването на възобновяеми енергийни източници в сградния сектор. 88 Индикатор 2021-2030 г. 2031-2040 г. 2041-2050 г. Спестявания на енергия общо GWh/y 2 917 6 502 7 329 Жилищни сгради GWh/y 2 477 5 694 6 294 Нежилищни сгради GWh/y 440 808 1 035 Обновена площ m2 22 203 509 49 570 668 55 823 015 Жилищни сгради m2 19 026 656 43 735 175 48 343 297 Нежилищни сгради m2 3 176 852 5 835 493 7 479 718 Обновена площ от съществуващия сграден фонд за обновяване в момента % 7.9% 17.5% 19.8% Спестяване на емисии СО2 тон 1 306 435 2 891 610 3 274 453 Жилищни сгради тон 1 065 184 2 448 461 2 706 441 Нежилищни сгради тон 241 251 443 149 568 012 Ще се дава приоритет на навлизането на високоефективните охладителни и отоплителни инсталации, на въвеждането на иновативните технологии, използващи геотермална, хидротермална и слънчева енергия, и на използването на отпадна топлина и студ. Освен това ще се насърчава използването на ефективно централно отопление и централно охлаждане. Предвижда се, чрез нови топлофикационни мрежи – локални и разширения на съществуващите, да се задоволят потребностите в сградите от обществен сектор и услугите, които не са свързани към централно отопление. Потенциалът за енергийна ефективност на инфраструктурата на централното отопление и охлаждане се съдържа в рехабилитацията на топлопреносните мрежи. Предвижда се използването на най–ефективните способи за пренос на топлоносител посредством предварително изолирани тръби и нарастване дела на използване на отпадната топлина с цел намаляване на топлинните загуби в мрежите. За повишаване на ефективността на топлопреносните мрежи се предвижда използването на усъвършенствани стратегии за управление и решения за мониторинг като сензори и интелигентни измервателни уреди за оптимизиране на потока на топлина/охлаждане, включително намаляване на температурата на топлоносителите и интегриране на повече ВЕИ. Инвестирането в модернизиране на съществуващите конвекционални системи за централно отопление и постепенното им превръщане в интелигентни топлинни мрежи, ще позволи посрещането на бъдещите енергийни нужди, характеризиращи се с нарастваща зависимост от променливите възобновяеми енергийни източници. Чрез насърчаване на интелигентен контрол и обмен на данни в цялата система се очаква да се оптимизира работата в краткосрочен и средносрочен план. Предвиждат се адекватни стимули за ефективно централизирано топлоснабдяване чрез национални политики и ангажираност на местните власти и заинтересованите страни, както и подкрепа за нови инвестиции чрез пряко и непряко финансиране. Ще бъдат използвани възможностите за интегриране на планирането на централизираното топлоснабдяване в градското планиране и съответната настройка на нормативната уредба за сградите и градското планиране, за да се даде възможност за свързване към топлопреносни мрежи за централизирано топлоснабдяване, а така също и към системи за децентрализирано топлоснабдяване. Домакинствата са втория по големина потребител на енергия в България. В последните години в структурата на енергийния микс в крайното потребление на сектора делът на електрическата енергия се запазва. Намаляват количествата използвани въглища и брикети, като същевременно се увеличава количеството дървесина (дърва за огрев), която се изгаря нискоефективно. Газификацията обхваща изграждане на газоразпределителни мрежи, преоборудване на горивните инсталации за замяна на използваните твърди, течни горива и електрическа енергия и доставка на природен газ, както и набор от мерки и действия за подобряване управлението на горивните инсталации при крайните потребители. 89 Подходящите мерки за оползотворяване на потенциала за енергийни спестявания чрез развитие на газификацията включват стимулиране на крайните потребители за преминаване към природен газ, оптимизиране на нормативната уредба с цел улесняване на процедурите, необходими за изграждане на газоразпределителна инфраструктура на пазарен принцип, както и насърчаване и подпомагане на ускорено изграждане на довеждаща газопреносна инфраструктура, където е необходимо. 2.3. Измерение „Енергийна сигурност“ i. Елементите, посочени в член 4, буква в) Основен приоритет на ЕС в енергийния сектор е разнообразяването на енергийните източници в Европа и гарантирането на енергийната сигурност чрез солидарност и сътрудничество между държавите членки, засилване на диверсификацията на енергийните доставки на ЕС и разработването и използването на местните енергийни ресурси. Основната цел е обезпечаване сигурността на енергийните доставки, което означава гарантиране на непрекъснати и адекватни доставки на енергия от всички източници за всички потребители. Създадената регионална група за Югоизточна Европа идентифицира различните проблеми по отделните стълбове в региона (потребление, суапови сделки на електрическа енергия и природен газ, инфраструктура, споразумения за междусистемна свързаност, доставки, съставяне на план за действие, финансиране – по плана REPowerEU и др.). Регионалната група си сътрудничи с договарящите се страни от Енергийната общност и Секретариата на Енергийната общност в усилията си за цялостно повишаване на енергийната сигурност в региона. Първата среща на Регионалната работна група, част от енергийната платформа на ЕС, се проведе в рамките на Регионалната министерска среща за енергийна сигурност, диверсификация и зелен преход, която се състоя в София на 5 май 2022 г. На 1 юни 2022 г. Регионалната група за Югоизточна Европа договори план за действие, който да направлява следващите стъпки за диверсификация и сигурност на доставките в региона след прекъсването на доставките на газ от Русия. Планът за действие предвижда съвместни усилия на региона и Европейската комисия по три стълба: 1. Потребности на региона в областта на търсенето на газ, включително потенциал за намаляване на търсенето чрез електрическа енергия; 2. Инфраструктурни възможности и решаване на нерешени въпроси; 3. Възможности за доставка на газ. След финализирането на плановете за действие на всички регионални групи основният акцент е обсъждането на потенциала за съвместни покупки във всеки регион. На 20 октомври 2022 г. Европейският съвет одобри съвместното закупуване на газ, като координира и приоритизира преговорите с надеждни партньори за търсене на 90 взаимноизгодни партньорства чрез използване на колективната, политическа и пазарна тежест на Съюза и пълноценно използване на Енергийната платформа на ЕС, като някои от мерките за справяне с енергийната криза в Европа. На 19 декември 2022 г. беше приет Регламент (ЕС) 2022/2576 на Съвета за засилване на солидарността чрез по-добро координиране на закупуването на газ, трансграничния обмен на газ и надеждни референтни ценови показатели. Регламентът предоставя правна рамка за Енергийната платформа на ЕС за подпомагане на държавите членки в подготовката за зимата 2023/24 г. и по-специално за запълването на техните съоръжения за съхранение. Енергийна платформа на ЕС е инициирана след мандат на Европейския съвет в отговор на необходимостта от диверсификация на доставките на газ от Русия. Обхваща редица действия по отношение на природния газ и втечнения природен газ (а в бъдеще и водорода) в подкрепа на сигурността на доставките и достъпа на ЕС до енергия на достъпни цени, включително международен обхват, обединяване на търсенето и ефективно използване на газовите инфраструктури на ЕС. Платформата има за цел да координира действията и преговорите на ЕС с външните доставчици на газ, за да се предотврати взаимното наддаване между държавите от ЕС и да се използва тежестта на ЕС - като един от най-големите потребители на газ в света - за постигане на по-добри условия за всички потребители в ЕС. Създадени са пет регионални групи, които да определят нуждите и възможностите за общо използване на енергийна инфраструктура и потенциалните нови доставчици. Стартира процесът по агрегиране на данни за необходимите количества газ, които да бъдат заявени за закупуване. Провеждат се редица срещи с представители на заинтересовани страни, включително индустрията, с цел приключване на процеса по агрегиране на данните през м. април и стартиране на съвместните покупки през м. май 2023 г. Взимайки това предвид, целите, които си поставя България по отношение на енергийната сигурност са свързани с: • Диверсификация на доставките на енергийни ресурси; • Развитие на газопреносната мрежа и разширяване на капацитета на ПГХ „Чирен“ и точките на междусистемно свързване; • Реализиране на проекти за „готова за бъдещето газопреносна инфраструктура“ за повишаване на входните и изходните капацитети в точките на междусистемно свързване със съседните страни, в т.ч. проектите за повишаване на капацитетите в IP Кулата/Сидирокастро и IP Негру Вода/Кардам, включени в инициативата за Вертикалния газов коридор; • Участие в проекти за нови LNG терминали в региона; • Устойчиво използване на местните енергийни ресурси, в т.ч. разработване на проекти за местен добив на природен газ; 91 • Създаване на стратегически национален резерв от природен газ; • Въвеждане на задължения за минимално ниво на съхранение и запълненост на съоръженията за съхранение на природен газ; • Повишаване на гъвкавостта на националната енергийна система; • Предприемане на мерки относно ограничени или прекъснати доставки от даден енергиен източник с цел подобряване на устойчивостта на регионалните и националните енергийни системи; • Повишаване на мрежовата и информационна сигурност (киберсигурност). ii. Национални общи цели по отношение на увеличаване на диверсификацията на енергийните източници и доставките от трети държави с цел повишаване на устойчивостта на регионалните и националните енергийни системи Диверсификация на източниците за доставки на природен газ За подобряване на диверсификацията на доставките на природен газ, България се стреми към повишаване на капацитета за пренос на природен газ в точките на междусистемно свързване със съседни държави, както и допълнителни доставки: • От Каспийския регион през Южен газов коридор; • На втечнен природен газ от региона на Средиземно море и други страни чрез терминали за втечнен природен газ. За цялостната диверсификация би допринесло реализирането на планираните проекти за „готова за бъдещето газопреносна инфраструктура“ (пригодна за пренос на водород) за повишаване на входните и изходните капацитети в точките на междусистемно свързване със съседните страни, които са част от инициативата за Вертикалния газов коридор. Допълнителен принос за диверсификацията и сигурността на доставките на природен газ ще има участието в други проекти за изграждане на LNG терминали в региона, както и развитието на местния добив на природен газ чрез проучвания за нови находища на нефт и природен газ, в т.ч. и в дълбоко Черно море. Диверсификация на доставките на ядрено гориво Целта на диверсификацията на доставките на свежо ядрено гориво е гарантиране на непрекъсната работа на ядрените мощности, както и на сигурността и надеждността на производството на електрическа енергия. 92 iii. Когато е приложимо, национални общи цели по отношение на намаляването на зависимостта от внос на енергия от трети държави, за да се повиши устойчивостта на регионалните и националните енергийни системи Повишаването на устойчивостта на националната енергийна система е свързано с диверсификацията на източниците и маршрутите на природен газ. В тази връзка България изпълнява и планира редица проекти за разширяване на газопреносната мрежа и повишаване на капацитетите за пренос и съхранение на природен газ. С цел повишаване на устойчивостта на енергийни системи в регионален и национален мащаб България полага усилия за запазване и намаляване зависимостта си от внос на енергийни ресурси. Фигура 13: Енергийна зависимост (%), сценарий WАM 50% 44,4% 45% 41,8% 40% 33,1% 35% 30% 25,6% 25% 20% 15% 10,0% 10% 4,1% 5,2% 5% 0% 2022 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Източник: (B)EST model, E3-Modelling В съответствие с WAM сценария зависимостта на страната от внос на енергийни ресурси ще нарасне до 44.4% през 2030 г., след което се предвижда намаление до 5.2% в края на разглеждания период. Фигура 14: Нетен внос на горива (GWh), сценарий WАM 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 0 -20 000 Източник: (B)EST model, E3-Modelling 93 2022 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Биомаса&отпадъци -546 -656 -514 -340 -445 -493 -498 Електрическа енергия -11 355 -4 055 -1 013 -8 070 -15 866 -15 982 -5 997 Природен газ 25 923 24 399 25 294 16 043 9 106 5 014 1 885 Течни горива 59 135 54 863 44 273 32 071 22 087 15 870 8 999 Твърди горива 762 2 256 2 015 1 214 1 057 1 004 972 През периода 2025 – 2050 г. разглежданият сценарий прогнозира нарастване на нисковъглеродното производство в страната, в съответствие с което ще се наблюдава тенденция на намаление на вноса на природен газ и течни горива. Не се предвижда нетен внос на електрическа енергия и биомаса за задоволяване на потреблението в България. Най-осезаемо е очакваното намаление с 50 136 GWh (почти 85%) на вноса на течни горива, като към 2050 г. то ще достигне 8 999 GWh. Прогнозата за периода е вносът на природен газ да се намали от 25 923 GWh през 2022 г. до 1 885 GWh през 2050 г. При твърдите горива се очаква тенденция за повишаване на вноса със 210 GWh (27.7%), като в края на периода ще достигне 972 GWh. Предвид допълнителни политики и мерки, по WAM сценария се очаква плавно увеличение с 5.35% на производството на първична енергия, достигайки 157 977 GWh през 2050 г. Фигура 15: Производство на първична енергия (GWh), сценарий WАM 200 000 180 000 160 000 140 000 120 000 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 Източник: (B)EST model, E3-Modelling В съответствие със стремежа на страната към климатична неутралност на страната е предвидено сериозно нарастване на дела на първичната енергия, произведена от ВИ. Очакванията са през 2050 г. енергийното производство от ВИ да бъде с близо 160% по-високо от 2022 г., достигайки до 82 633 GWh. До 2045 г. се очаква производството на първична енергия от ядрено гориво да нарасне с около 103 на сто спрямо началото на периода, след което ще намалее до 75 213 GWh през 2050 г. 94 0 2022 2025 2030 2035 2040 2045 2050 ВЕИ 31 682 29 607 37 086 44 423 51 749 75 676 82 633 Ядрена енергия 49 374 49 374 49 374 74 637 99 900 99 900 75 213 Природен газ 169 159 165 105 60 33 12 Течни горива 131 123 123 118 112 107 103 Твърди горива 68 605 28 373 1 781 1 287 30 22 15 Значително намаление от близо 100% е прогнозирано при производство на енергия от изкопаеми горива, което от 68 605 GWh през 2022 г. ще достигне 15 GWh в края на разглеждания период. До 2030 г. се очакват относително постоянни стойности на произведената първична енергия от природен газ, като след този период производството ще намалее и през 2050 г. ще достигне 12 GWh. През 2030 г. сценарият WAM предвижда 13.22 Mtoe потребление на първична енергия, т.е. намаление спрямо базовата прогноза на PRIMES 2020 от 15.24%. Крайното потребление на енергия също намалява и достига 8.85 Mtoe, т.е. намаление спрямо базовата прогноза на PRIMES 2020 от 11.33%. Фигура 16: Първично и крайно потребление на енергия в България, цел, исторически данни (2022 г.) и прогнози (B)EST WAM (2025-2050 г.) (Mtoe) Източник: (B)EST model, E3-Modelling През целия прогнозен период България запазва позицията си на нетен износител на електрическа енергия, макар и с известни колебания. До 2030 г. ранното извеждане от експлоатация на електроцентрали на твърдо гориво и краткият срок за изпълнение на проекти за производство на енергия от възобновяеми източници водят до намаляване на износа. Фигура 17: Износ на електрическа енергия (GWh), сценарий WАM Източник: Eurostat; (B)EST model, E3-Modelling 95 С пускането в експлоатация на два нови атомни блока в атомната електроцентрала през 2035 и 2040 г. обаче износът се увеличава значително. До 2050 г. с извеждането от експлоатация на пети блок на АЕЦ "Козлодуй" страната продължава да подкрепя износа си, но в по-малка степен. Фигура 18: Потребителски цени на електрическа енергия и природен газ в България, исторически данни (2022 г.) и прогнози (B)EST WAM (2025-2050 г.) (15 EUR/MWh) Източник: Eurostat; (B)EST model, E3-Modelling Преходът към въглеродна неутралност се очаква да има многостранно въздействие, проявено както на ниво държава, така и на енергиен сектор, до нивото на отделните потребители. Потребителските цени на електрическа енергия, след някои малки увеличения през 2025 г. и 2030 г., главно поради нивото на цената на CO2, отбелязват спад от 2035 г. нататък. Потребителските цени на природния газ съответстват на смесения тръбопроводен газ, който от 2040 г. нататък включва значителен дял от водород, биогаз и синтетичен метан, факт, който обяснява възходящата тенденция в периода 2040-2050 г. 96 Фигура 19: Инвестиционни разходи за оползотворяване на топлина в промишлеността по сектори в България, (B)EST WAM прогнози (млн. EUR'15 за 5 год. период) Източник: (B)EST model, E3-Modelling Тъй като енергийната ефективност се насърчава по-интензивно в рамките на сценария WAM, съответните инвестиционни разходи във всички индустриални сектори се увеличават с повече от 2-3 пъти в сравнение със сценария WEM. В рамките на сценария WAM разходите за реализиране на инвестиции за енергийна ефективност варират от 882 до почти 3500 милиона евро за петгодишен период. Фигура 20: Системни разходи в домакинствата по категории в България, (B)EST WAM прогнози (млн. евро'15) Източник: (B)EST model, E3-Modelling За домакинствата общите системни разходи следват възходяща тенденция, която се стабилизира до 2035 г. Поради реализираните инвестиции в енергийната 97 модернизация на жилищните сгради, структурата на разходите на домакинствата се измества, като разходите за гориво имат намаляващ дял (достигайки до 2050 г. 13% от общите системни разходи в домакинствата) в полза на инвестиционните разходи за оборудване и пряка ефективност. Фигура 21: Системни разходи за услуги и селско стопанство по категории в България, (B)EST WAM прогнози (млн. евро'15) Източник: (B)EST model, E3-Modelling Услугите и селското стопанство в прогнозата на WAM показват намаляващ дял на разходите за гориво, който се компенсира от увеличените инвестиционни разходи в преки мерки за ефективност и покупки на оборудване. Фигура 22: Инвестиционни разходи за електрическа енергия по видове централи, (B)EST WAM прогнози (млн. евро'15) Източник: (B)EST model, E3-Modelling Навлизането на ВЕИ, прогнозирано за енергийния сектор в сценария WAM, е отговорно за увеличените инвестиционни разходи, които през 2030 г. са повече от два пъти по- 98 високи от съответните разходи на сценария WEM. Съсредоточен главно през 2035 г. и 2040 г., сценарият WAM изисква съответно допълнителни 3.2 милиарда евро и 2.7 милиарда евро. Фигура 23: Инвестиционни разходи в КИ и ОЦ по видове централи, (B)EST WAM прогнози (млн. евро'15) Източник: (B)EST model, E3-Modelling По отношение на инвестициите в КИ и ОЦ сценарият WAM предвижда по-ниски разходи в средносрочен план в сравнение със сценария WEM, тъй като нуждите от топлина са по-ниски. За да се постигне необходимото намаление на емисиите до 2050 г., се извършват инвестиции в когенерационни и топлинни инсталации за биомаса, като по този начин се изискват увеличени инвестиционни разходи през 2040- 2050 г. в сравнение с прогнозата на сценария на WEM. Фигура 24: Разходи за доставка на електрическа енергия, (B)EST WAM прогнози (млн. евро'15) [1] Годишен еквивалент [2] Разходи свързани със съхранение на въглерод и разходи/приходи свързани с внос/износ Източник: (B)EST model, E3-Modelling 99 По-високите разходи за доставка на електрическа енергия от 2030 г. в сценария WAM, в сравнение със сценария WEM, отразяват главно по-високите капиталови разходи. Това може да се очаква, тъй като в сценария WAM са налице субсидии за технологии за производство на възобновяеми източници. iv. Национални общи цели по отношение на увеличаването на гъвкавостта на националната енергийна система, по-специално посредством използването на собствени енергийни източници, оптимизацията на потреблението и съхранение на енергия Цели по отношение на увеличаване на гъвкавостта на националната енергийна система: • Запазване ролята на местните енергийни ресурси (въглища) и използването им, в съответствие с изискванията на екологичното законодателство; • Оползотворяване на потенциала на природения газ и поетапна промяна на горивната база от твърди горива към природен газ; • Увеличаване на капацитета, добив и нагнетяване на ПГХ „Чирен“; • Участие в проекти за нови LNG терминали в региона; • Запазване ролята на ядрената енергия, която се счита за местен енергиен източник; • Поддържане и развитие на преносната способност на мрежите за пренос на електрическа енергия и природен газ; • Оптимизация на потреблението в енергийната система чрез развитие на енергийните пазари; • Увеличаване на капацитета за съхранение на електрическа енергия и природен газ чрез развитие на съществуващите и изграждане на нови съоръжения за съхранение. В периода от 2023 г. до 2030 г. се предвижда да бъдат въведени мерки, свързани с развитието и цифровизацията на енергийната инфраструктура, подкрепа за интегрирането в електроенергийните мрежи на електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници, както и от по-широкото използване на интелигентни системи за съхранение на енергия. Реализирането на такива мерки ще доведе до по- пълното използване на електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници, благодарение на нейното по-лесно интегриране в електроенергийната система. 100 2.4. Измерение „Вътрешен енергиен пазар“ 2.4.1. Междусистемна електроенергийна свързаност i. Нивото на междусистемна електроенергийна свързаност, което е определено от държавите членки като цел за 2030 г., като се отчита целта за 2030 г. за междусистемна електроенергийна свързаност от поне 15%, със стратегия с равнището от 2021 г. нататък, определено в тясно сътрудничество със засегнатите държави членки, като се отчита целта за 2020 г. за междусистемна електроенергийна свързаност от 10% и следните показатели за спешността на действие: 1) Разликата в цените на пазара на едро, превишаваща индикативен праг от 2 евро/мегават час между държавите членки, регионите или тръжните зони; 2) Номинален капацитет за пренос на междусистемните електропроводи под 30% от върховото натоварване; 3) Номинален капацитет за пренос на междусистемните електропроводи под 30% от инсталираното производство от възобновяеми източници. Всеки нов междусистемен електропровод се подлага на социално-икономически и екологичен анализ на разходите и ползите и се реализира само ако потенциалните ползи надхвърлят разходите. Съгласно европейското законодателство, равнището на междусистемна електроенергийна свързаност за всяка държава членка трябва да бъде поне 10% до 2020 г. и поне 15% до 2030 г., спрямо инсталираните мощности. Максималното ниво на капацитет на междусистемните електропроводи и мрежовите елементи следва да бъде предоставено, като се спазват стандартите за безопасност, за сигурна експлоатация на мрежата, включително при спазване на стандарта за сигурност при извънредни ситуации. В съответствие с европейските препоръки, България е определила цел от най-малко 15% междусистемна електроенергийна свързаност. Тази цел ще бъде постигната чрез реализиране на проекти от общ интерес и допълнителни инициативи. Съгласно изискванията на Регламент (ЕС) 1999/2018, в стратегията за междусистемна свързаност, като допълнение към европейската цел за междусистемна свързаност, следва да се съобразят три индикатора за спешни действия в тази област. Номиналният преносен капацитет на междусистемните електропроводи трябва да бъде поне 30% от върховия товар. 101 Фигура 25: Междусистемна свързаност Източник: ЕСО ЕАД Номиналният преносен капацитет на междусистемните електропроводи да бъде поне 30% от инсталираното производство от възобновяеми източници. По предварителни прогнози данните са следните: • 7 651 MW – прогнозна инсталирана производствена мощност от ВИ за 2025 г.; • 12 320 MW - общ номинален преносен капацитет на междусистемните електропроводи, което е 162% спрямо инсталирана производствена мощност от ВИ. Трябва да се има предвид, че номиналната преносна способност на електропровод 400 kV с проводници 2xACO500 е 1 200 MW, а при проводници 3xACO400 е 1 280 MW (при отчитане преносната способност на всички тоководещи елементи на електропровода и среден фактор на мощността 0.93). Допълнително намаляване на преносната способност на междусистемните електропроводи има и заради токови трансформатори от 1 600 A в съседни гранични подстанции. В българските гранични подстанции, токовите трансформатори са 2 000 A. Българската ЕЕС работи в паралел с ЕЕС на страните от континентална Европа. Свързаността на нашата ЕЕС с обединената европейска ЕЕС се осъществява чрез четири междусистемни електропровода с Румъния, по два с Турция