Тази статия анализира правни, технологични и икономически проблеми относно представения за одобрение в Комисията за енергийно и водно регулиране „План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2015 г. – 2024 г.“. Проведената в страната дестабилизация на електроенергийния сектор, наричана благозвучно либерализация, отне възможността за класическо планиране с най-малко общи разходи. Обследването на всички раздели от представения план показва, че той задълбочава негативните следствия от неоптимално планиране. Констатациите, коментариите, критиките, забележките и предложенията, направени в тази статия, свидетелстват че представеният план не удовлетворява законови и подзаконови правни, технически и икономически изисквания и следва да бъде преработен.
Увод
Вертикално организираните електроенергийни системи (ЕЕС) планират развитието на своите електропреносни мрежи[1] чрез класически подход за най-малко общи разходи (Least Cost Planning) при производството, преноса, разпределението и потреблението на електроенергия [1], [2]. Този подход се запазва и при консолидираните компании като Electicite de France (EDF), E'ON и др. [3]. Дезорганизирани системи като българската [4] не могат повече да прилагат класическо интегрално планиране, а решават отделни задачи, при това без традиции или правила по планиране на електропреносната мрежа, уреждащи високо рисковите взаимоотношения на един естествен монополист с много ползватели: производители и потребители за крайна консумация или за препродажба.
При деградивните условия у нас за първи път се прави десетгодишен план за развитие на електропреносната мрежа преди пет години. Няма съобщение защо тогавашния план не е бил одобрен от Държавната комисия за енергийно и водно регулиране, нито анализ относно неговото изпълняване.
През месец март т.г. Електроенергийният системен оператор ЕАД (ЕСО ЕАД) е представил “План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2015 г. – 2024 г.“, който да бъде одобрен от Комисията за енергийно и водно регулиране в съответствие с чл.21 ал.3 от Закона за енергетиката (ЗЕ). Представеният план не е съпроводен с експертизи от компетентни лица. Не са представени становища на заинтересуваните ползватели на електропреносната мрежа.
На 27.03.2015 г. Комисията за енергийно и водно регулиране е провела обществено обсъждане на представения план. Няма публикации за изказаните мнения и съответствието на предложението с нормативните и ефективностни изисквания на един от най-отговорните и дългосрочни планове в държавния сектор на страната, който се финансира изцяло с обществени средства. От висотата на обществената значимост в следващите раздели представяме правен, технологичен и икономически анализ на Плана за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2015 г. – 2024 г., който за краткост ще наричаме по-нататък само „План за развитие“.
I. Основни понятия и принципи
Предмет на разглеждане е инфраструктурата на националната електроенергийна мрежа, която предава електроенергията от електропроизводствените станции към електроенергийните обекти на големите индустриални консуматори и към мрежите на електроразпределителните дружества. Предавателната мрежа се състои от електропроводи, трансформатори и подстанции на 400, 220 и 110 kV. Тя включва и частта от презграничните електропроводи, разположена на българска територия. Неразривна част от предавателната мрежа е инфраструктурата на защитните, съобщителните, информационните и управляващите подсистеми.
Същността на плана за развитие на мрежата е да прогнозира нужните изменения към съществуващата инфраструктура, както и да планира необходимите инвестиции за икономически целесъобразните подобрения, чрез които ще се осъществи сигурно и ефективно пренасяне на електроенергията и спомагателните услуги през всеки етап от плановия период.
Планът за развитие би следвало да бъде част и следствие от проучванията, анализите, прогнозите и плановете за развитие на енергийните предприятия, съставляващи Електроенергийната система, която е най-голямата и най-сложна човеко машинна система. Планът трябва да съответства на енергийната стратегия на страната, която за съжаление е остаряла и неадекватна на действителността [5]. Същият план трябва да е съобразен с Националния план за действие за енергията от възобновяеми източници [6].
II. Правни норми относно изготвяне и представяне за одобрение на план за развитие на електропреносната мрежа
Правните условия за изработване и одобряване на план за развитие на електропреносната мрежа са регламентирани в Закон за енергетиката, който въвежда Директива 2004/8/ЕО, Директива 2005/89/ЕО и Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета на Европа. Пряко действие има Регламент (EU) № 256/2014, в т.ч. Регламент 833/2010, относно съобщаването на Комисията на инвестиционни проекти за енергийна инфраструктура в Европейския съюз, както и Регламент (EU) № 714/2009 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно условията за достъп до мрежата за презграничен обмен на електроенергия. Законът за енергията от възобновяеми източници също въвежда норми, касаещи плана за развитие на мрежата.
В хода на анализа посочваме кои законови изисквания не са изпълнени. За удобство на читателите в Приложение цитираме (в курсив) основните правни норми относно развитието на електропреносната мрежа.
III. Съдържание на внесения в комисията проект за план за развитие на електропреносната мрежа и наши коментари, критики и предложения
III.1. Внесеният в комисията проект за план за развитие на електропреносната мрежа[2] е описан на 47 страници печатен текст, в който са вместени 20 таблици и една фигура. Няма приложения - източници, препратки, информация от ползватели на мрежата, становища, рецензии.
III.2. След въведението е синтезиран кратък анализ на две страници за развитието на електропотреблението от 2008 г. насам, без да е посочена историческата статистическа редица на фактическата реализация. Вероятно са използвани ведомствени данни. Липсва връзка с прогнозата от предходния план или друго поучаващо сравнение. Посочени са два сценария за очакваното брутно потребление по години до 2024 г., наречени минимален и максимален, които вероятно са комбинация от различни методи за прогнозиране. Няма дефиниция за брутно потребление. Единствено от предпоследния ред на табл. 4.4. може да се тълкува, че става дума за електропотребление, което включва както загубите по мрежата, така и собствените нужди на станциите, сиреч за брутно електропроизводство минус брутен износ. Не са разграничени частта от собствените нужди и частта от загубите породени от износа. Не е посочена връзка между прогнозираните електроенергии и товарите, споменавани в мощностните баланси в раздел 4. Няма споменаване за декомпозиция на общосистемния товар към възлови товари или на обратен подход - формиране на общия товар въз основа на прогнозата на възловите товари.
III.3. Раздел 3 е озаглавен ’Анализ на производствените мощности‘. Там се твърди, че този анализ ’се основава на изразените от производствените дружества инвестиционни намерения и на „Програма за прилагане на директива 2001/80/ЕО, касаеща големите горивни инсталации”, приета от Министерски съвет с решение № 216/04.04.2003г.‘
Смеем да твърдим, че това не е вярно защото:
- Инвестиционните намерения са достоверни само когато са договорени, например с договор за присъединяване на новата мощност или с договор за изкупуване на разполагаема мощност. Такива няма цитирани или приложени към проекта за план за развитие на мрежата.
- Инвестиционни намерения, изразявани чрез разговори или информационни средства, не могат да служат за основание при планиране развитието на мрежата. Най-красноречив пример е ТЕЦ „Варна“. Собствениците на електростанцията нарушиха приватизационния договор, съгласно който трябваше да увеличат капитала на дружеството за да изградят предвидените в Приложение 15 към Договора за присъединяване на България към Европейския съюз рехабилитации и модернизации, но те не изпълниха това задължение. Нещо повече, през дълъг период от време CEZ ТЕЦ „Варна“ твърдеше, че ще изгради два газови блока вместо договорената рехабилитация. В крайна сметка централата е на път да бъде безотговорно отписана от активите на България.
- ТЕЦ „Русе“ е друг красноречив пример за неизпълнение на същата Национална програма за големите горивни инсталации. В резултат от това блок 4 не може да функционира сигурно, камо ли да удовлетворява изискванията за опазване на околната среда. Сключеният краткосрочен договор и предвиждането за доставяне на студен резерв от блок 4 за десет годишен срок не са гарантирани.
- Предвижданите нови мощности в Топлофикация София (ОЦ ”Люлин”, ОЦ ”Земляне” и други по-малки ВОЦ) са само добри пожелания с давност от 10-15 години. За да бъдат планирани в план за инвестиции трябва да са договорени.
Тези и други примери показват, че описаното в раздел за производствените мощности е с много малка степен на сбъдване.
III.4. Раздел 4 е назован ’Прогнозни мощностни и енергийни баланси.‘
Таблица 4.1 и пояснителния текст към нея са част от предходния (трети) раздел.
Ще отделим малко повече внимание на методически най-значимата за разработването на следващите раздели от плана на мрежата Таблица 4.2. Тя показва разбивката на генераторните мощности по време на годишните максимални товари на ЕЕС на България в МW. Тези генераторни мощности са оразмерителни за мрежата, защото трябва да бъдат проведени сигурно/резервирано/ до всички товарови възли. За съжаление проектът не показва как става това. Освен това намираме следните значими неточности:
- Таблицата не съдържа редове, показващи кои станции осигуряват задължителния резерв за първично, вторично и третично регулиране, както и студения резерв. Този резерв, в случай на нужда, също трябва да бъде проведен през мрежата и следователно участва в нейното оразмеряване.
- Само мощностите от кондензационните станции в таблицата са еднозначно определени към съответни възли от мрежата. Останалите мощности са групови. Тяхното разпределяне по възли е определящо за оразмеряване на мрежата, но то липсва. Както в този раздел, така и в раздел 6.
- Не е разграничено участието на генераторните мощности в разпределителните мрежи от участието на генераторните мощности в предавателната мрежа. Без такова разграничаване не могат да се прогнозират оразмерителните възлови товари за предавателната мрежа и задачата за планиране развитието на мрежата е неопределена.
III.5. Раздел 5 е наречен ’Възможности за управление и анализ гъвкавостта на производствените мощностни‘. В началото има бегъл обзор на ’Базови мощностни‘, последван от още по-бегъл обзор на ’Мощности с приоритетно производство‘. Следва общообразователен преглед на ’Балансиращи и резервиращи мощности‘, кой знае защо отделно от ’Регулиращи мощности‘. Без да има някакви количествени оценки, и още по-малко икономически такива, се прави реклама на един неоткупваем обект (Яденица) и още три неопределени благопожелания: за проектиране на каскада Горна Арда при ’помпено-акумулиращ режим‘, за ’изграждане на заместващи газови и/или газо-парови мощности’, за ’участие на потребители на пазара на балансираща енергия‘.
Според нас, вместо на слаб обзор, този раздел трябваше да бъде посветен на стоките/услугите, които са предмет на търговска дейност на ЕСО ЕАД, а именно: спомагателни услуги, студен резерв, системни услуги. Разделът трябваше да е пълен с количествени и стойностни оценки, които трябваше да покажат или да отрекат необходимостта от инвестиционни или нормативни или административни решения касателно акумулиращи или регулиращи мощности, или коопериране на балансиращите пазари на балканските страни, или програми за регулиране на товарите или изменения в нормативните условия за присъединяване и пр.
III.6. Раздел 6 е посветен на ’Развитие на електропреносната мрежа’. Повтореното заглавие на целия план тук означава по-специализирано разглеждане на потоците на мощност по клоните и тяхното влияние за определяне на изменения на мрежата чрез инвестиционни решения.
Още в началото се натъкваме на текстове, приемания и методически подходи, погрешността на които не може да се обясни с незнания, неопределеност на информацията или грешки.
-На фона на учебникарското обяснение как се моделират клоните контрастира липсата на обяснение как са прогнозирани товарите във възлите/подстанциите. То е важно, защото предопределя натоварването на едни или други клони. Изменената структура на товарите в индустриалните подстанции 400, 220, 110 kV и в подстанциите 110/20 kV, както и наличието на много разнообразни генератори, разпръснати из разпределителните мрежи, правят непригодна обикновената екстраполация на статистически товарови редици или пропорционалната декомпозиция на общосистемния товар.
- Развитието на мрежа 400 kV се обосновава с много стари аргументи, някои от които са били стари и при предходния план: ’спиране на блокове 3 и 4 в АЕЦ „Козлодуй” и тяхното заместване с блокове в Маришкия басейн; експлоатация на новите блокове в ТЕЦ „AES Гълъбово”; паралелна работа на турската ЕЕС с ЕЕС на страните от континентална Европа‘,
- Електропроводи, които в същност подлежат на доказване в този план (’повишаване преносната способност на мрежа 400kV по направлението Пловдив - Марица изток - Бургас - Варна‘ и ’повишаване обмена на електроенергия със съседните държави от ENTSO-E‘), се представят като безспорни истини и приети отнапред обекти, обуславящи развитието на мрежа 400 kV.
- Вместо последователно разглеждане на измененията на генерацията, товарите и потоците по клоните за всяка година или поне за всеки две години, проектът разглежда единствено последната 2024 година. При това са приложени много некоректни приемания:
i) За оразмерителен е приет супер максимален общосистемен товар от 7960 MW, който е със 7% по-голям от максималния товар 7 440 MW, прогнозиран за среден работен ден в таблица 4.2. Дори да допуснем, че абсолютният максимален годишен товар може да надвишава средно максималния толкова много, то максималната му продължителност е под 10 часа на година. Няма в света методика за планиране на мрежа според товари с такава кратка продължителност, при това резервирана по критерий “n-1”, защото предизвиканото оскъпяване не може да се изплати през целия живот на мрежата, дори чрез цената на недоставената електроенергия, сиреч на загубите при ограничените товари за продължителност до 10 часа. Не е допустимо най-бедната европейска страна да има най-разкошна мрежа, разходите за която обаче не могат да бъдат възстановени.
ii) За оразмерителен е приет баланс (табл.6.1) без участие на електроцентрали към разпределителните мрежи, а вместо това целият товар се покрива от електростанции към преносната мрежа, което не може да е верно;
iii) Всичките мрежови елементи (електропроводи, подстанции и другите изменения на мрежата) описани в табл. 10.1, които трябва да се доказват чрез предлагания проект за план, са приети като безспорни и се разглеждат като реализирани към 2024 г., въпреки, че за нито един от тях няма икономически анализ и сравнение на ползите и разходите. Ние считаме, че повече от половината предложения ще отпаднат от табл. 10.1, след като се изпълнят изискванията според чл.9(1) т.2, второ изречение от ЗЕ: ’Плановете се придружават от технико-икономически, финансов и екологичен анализ и варианти за енергоспестяване.‘
- Раздел 6.3. Анализ на потокоразпределението в електрическата мрежа, който би следвал да бъде най-подробен, се оказва много повърхностен. Този раздел съдържа изводи само от едно моментно потокоразпределение, при това моделно, при това от преоразмерен модел. Няма помен от отговор на въпроса как то съответства на средните или максималните годишни потоци енергия, които са съответно откупуващи и оразмерителни.
И въпреки оскъдицата на обективни показатели или по-скоро старанието да се лакират пороците на проекта, намираме разковничето на въпроса защо основната преносна мрежа на България е неефективна. Нека го цитираме: ’Всички ЕП 400kV са натоварени под 50% от допустимото си натоварване и под естествената си мощност (500-550 MW)…. Най-натоварен на ниво 220kV е ЕП „Верея” – 63%.‘
Преносна мрежа с толкова ниско натоварване не само че не може да се изплаща, но предизвиква допълнителни разходи за компенсиране на прекалено високи напрежения, предизвикани от прекомерния капацитет. За да се превърне в нормална и ефективна преносната мрежа трябва да се измени подходът за преоразмеряване и да се направи нов, икономически ефективен план.
Заедно с изменението на подхода трябва да не се допускат противоречия на плана с техническите нормативи, например относно претоварване на автотрансформатори (виж табл. 6.3), които дори са „пояснени“: ’В п/ст "Добруджа" е възможно 106% натоварване само за AT401, който е с по-ниско Uk от AT402. При необходимост, претоварването може да се избегне с оперативни мерки.‘
Не можем да си обясним следното противоречие в същия раздел 6.3 относно изпълнението на критерия за сигурност „n-1”.
Отначало: ’Преносната електрическа мрежа 400kV и 220kV отговаря на критерия за сигурност „n-1”, т.е. изключването на който и да елемент от нея, не води до технически недопустим режим на работа.‘ А в края: ’Съществуват обаче характерни особености, ремонтни схеми и режими за всеки район от страната, които налагат значително развитие на електропреносната мрежа за изпълнение критериите за сигурност, регулиране на напреженията в допустимите граници и намаляване на загубите.’
По-важно в случая не е объркването на изказа, а объркването на подхода за развитие на мрежата 400 kV, който е насаден от години и се предава по наследство от поколение на поколение. Повод за тази забележка дава констатацията на проекта за ’недостиг на трансформаторна мощност 400/110 kV в подстанция Пловдив‘. Според авторите тя е: ’резултат от разделната работа на двете уредби 110kV в подстанцията‘. На стр. 25 е анализиран по-подробно този проблем, но същността е много по-дълбока. Може да се каже че е методическа или дори стратегическа. Затова ще го поясним накратко още тук.
Още от изграждането на ТЕЦ „Марица 1“ и ТЕЦ „Марица 3“ в Димитровград започва тенденция за пренос на енергия към Пловдив и София. Началният коридор на 60 kV е преустроен на 110 kV, а при изграждането на първите централи от Марица Изток и каскада Батак - на 220 kV. Старите кадри помнят тогавашните вторични проблеми-недостиг на трансформаторна мощност в подстанция Казичене, както и недостиг на преносна способност на 110 kV между подстанции Пловдив-Алеко-Казичене. По същия коридор през Горнотракийската равнина по-късно се изгражда и електропровод 400 kV. Сега се пледира, и дори е в ход, строителство на още един електропровод 400 kV по същия коридор. Това, че се предизвиква прекомерно увеличаване на токовете на късо съединение и недостиг на трансформаторна мощност в подстанция Пловдив, това че се претоварва електропроводът между подстанции Алеко и Казичене (220 kV Първенец) бледнее пред проблемите, които могат да възникнат, ако не бъдат спазени изискванията за физическа сигурност. Например само с една бомба могат да бъдат изкарани едновременно от работа всички електропроводи от претрупания коридор между Марица изток и Пловдив. И тогава системата ще бъде разцепена на две: Западна България с огромен дефицит и Източна България с огромен излишък на мощности. Ето защо стратегически се избягва строителството на повече от три електропровода в един коридор.
Има и други позабравени исторически уроци. Например в представения план не се споменава подстанция 400 kV Карлово (Баня). А тя допреди десетина години се считаше като стратегическа подстанция. Не само за захранване на тогавашните големи индустриални товари, а по-скоро като възел на сигурността, свързващ електропроводите от север (подстанция Царевец), от юг (подстанция Пловдив) и на запад (подстанция Златица). Предлагаме тази благоприятна възможност да се доразвие с връзка на 400 kV между ТЕЦ „Марица изток 2“ и подстанция Карлово. Използвайки готовите електропроводи в останалите три посоки изключително ефективно, само чрез един електропровод от около 100 км и подстанция с четири изводни полета, се създават едновременно нови 4 пръстена от съществуващите електропроводи 400 kV. Чрез предлагания изменен подход/стратегия за използване на подбалкански, вместо тракийски коридор, исторически напластявани проблеми, като споменатите по-горе около подстанция Пловдив, се разрешават просто и ефикасно, а сигурността на цялата мрежа 400 kV рязко се подобрява.
От изложените в раздел 6.4 Характерни особености на електрическата мрежа по райони ще се спрем само на най-спорните.
За района на ТДУ Изток авторите примирено приемат най-тежкия вариант: окончателно извеждане от експлоатация на ТЕЦ „Варна“. От нивото на „мрежари“ те веднага предлагат закупуване и инсталиране на кондензаторни батерии, за да стане възможно нормалното регулиране на напреженията. Това е скъпо решение, което не решава другия проблем, загубата на 1200 MW студен резерв и генераторна мощност. Затова от нивото на националните интереси Комисията за енергийно и водно регулиране, заедно с Министерството на енергетиката, трябва да предприемат всички мерки за извършване на предвидените в Националната програма рехабилитации и да възстановят работоспособността поне на половината агрегати в ТЕЦ „Варна“. Ако сегашните собственици продължават да не го правят, да се намерят други инвеститори. Този въпрос се споменава тук доколкото засяга мрежата, но сериозността му изисква отделно самостоятелно анализиране.
Районът Варна-Добрич е отново с най-нестационарно състояние поради нестабилната национална политика към вятърните електростанции. В комбинация с технологичните и икономически изменения на пазара за такива електростанции в близко бъдеще не може да се очаква изясняване. Националният план за действие за енергията от възобновяеми източници е тотално компрометиран, главно защото не се основаваше на реални анализи на разходите и ползите. Ето защо за сега са възможни единствено по-краткосрочни решения, а десетгодишния хоризонт няма да е ясен докато не се актуализира споменатия Национален план.
Район Русе е планиран при работа на блок 4 в ТЕЦ „Русе“, което е нереално. Поради неизпълнение на рехабилитацията (по подобие на ТЕЦ Варна) блок 4 в ТЕЦ Русе не е трайно работоспособен. Това изостря проблемите за сигурното и качествено електрозахранване. Предложението на авторите за удвояване на електропровод 220 kV Стрелец (от подстанция Горна Оряховица до подстанция Образцов чифлик) не е правилно, защото сигурността на два електропровода по едно също трасе между две еднакви подстанции е почти същата колкото сигурността на един електропровод. Поради това подобни решения се прилагат само в краен случай, ако няма други алтернативни възможности. В разглеждания случай има много по-благоприятна възможност за проектиране и изграждане на електропровод от подстанция Мадара до подстанция Образцов чифлик. Той е с почти същата дължина и стойност, както предлагания, но с много по-голяма сигурност и значимост за цяла Северна България, защото създава пръстен между подстанция Мадара и подстанция Горна Оряховица, този път с клон през подстанция Образцов чифлик.
Районът на Видин не е планиран правилно. Ние няма да го коментираме, защото това се доказа при авариите през изминалата зима, но за съжаление поуките не са отразени в плана. Освен това ТЕЦ „Видин“ не може повече да се счита за източник на високо ефективна комбинирана енергия и следователно не може да остане в работа, както до скоро бе търпян.
Районът на София град е типичен пример за необходимостта от координирано планиране между различните собственици на мрежи и станции. Изредените в проекта мерки са изключително ведомствени (на ЕСО ЕАД). Без създаване на координиран план между всички заинтересувани (Столична община, ЧЕЗ, ЕСО, БЕХ), столицата ще бъде изложена в скоро време на изключително ниска сигурност на електрозахранване, признаците за което вече са налице от нарастващия брой, обхват и продължителност на смущенията.
За района на Благоевград и Кюстендил като най-тежък случай авторите на проекта разглеждат изключването на двойният електропровод между подстанция Червена могила и подстанция Благоевград, който е на обща стълбовна линия и се нарича ЕП 400 kV „Джерман”/”Осогово”. Авторите не съобщават данни за този вид повреждаемост като честота на поява, продължителност и размер на последствията, изразени в пари. Те съобщават нарушаване на качество на захранване, без количествено изражение, което да послужи за икономическо обосноваване на различните възможни мерки. Вместо това авторите предлагат удвояване на паралелните електропроводи 110 kV и изграждане на електропровод 400 kV от подстанция Ветрен до подстанция Благоевград. Тези мерки в същност ще резервират неразумно големият размер на износа към Гърция, който те са приели за оразмерителен (1000 MW). Такъв планов случай за рекорден износ на 1000 MW едновременно с абсолютен годишен връх 7960 MW меко казано е безразсъден и не подлежи на коментар. Още повече когато има утвърдена практика да се преодоляват извънредните случаи чрез краткотрайни автоматични управления на мрежата и товарите.
Нашият коментар е към подхода „предлагане на парче“ вместо „системен подход“.
Ако разглежданият случай на изключване на двойния електропровод Червена могила - Благоевград се случва при наличие на предлагания втори междусистемен електропровод към Гърция, то лошите последствията ще бъдат много по малко. Дори въпросният безразсъдно голям износ може да се реализира без ограничаване. А ако се появи ограничение, то може да бъде в мрежата на Гърция. Тогава предлаганият електропровод 400 kV Ветрен-Благоевград става ненужен, защото загубва резервиращото си значение. Но ние няма да спрем до тук.
В проекто плана не съществува район Кърджали, нито район Смолян, които бегло са включени към район Хасково. Голям пропуск. Дори всички останали части на плана да бяха идеални, поуките от месец март т.г. трябва да предизвикат преработване на плана. (‘Обилните снеговалежи на 7 март засегнаха 47 електропровода от всички напрежения (400kV, 220kV и 110kV) от системата на ЕСО, а 15 подстанции … останаха без захранване.’ [http://www.tso.bg/default.aspx/novini-otstraneni-avarii-888/bg].)
И сега, като припомняме изоставеният от години проект за подстанция 400 kV Кърджали, на всеки става ясно защо системният подход свързва района на Благоевград с района на Кърджали. Защото подстанция Кърджали не съществува в предлагания проект, но тя е абсолютно необходима за сигурното електрозахранване на двата окръга Кърджали и Смолян. Тя може да бъде граничната подстанция на втория междусистемен електропровод към Гърция. И дори в случай, че гръцката страна продължава да не е заинтересувана от него, България ще построи участъка до подстанция Кърджали. И тогава парите за безсмисленият електропровод 400 kV Ветрен-Благоевград могат да се пренесат за абсолютно наложителния електропровод 400 kV Марица Изток-Кърджали.
Завършваме коментара за мрежата по отделните райони с проблемите около черноморското крайбрежие. Там авторите предлагат, но както за всички останали предложения не доказват икономически необходимостта от трети автотрансформатор 400/110 kV в подстанция Бургас, нов електропровод 400 kV от подстанция Марица изток (Гълъбово) до подстанция Бургас и удвояване на електропроводите 110 kV между подстанциите Карнобат, Айтос и Камено. Следва да се отбележи, че съобщаваните големи натоварвания не са по време на разглеждания зимен максимум, а по време на летните месеци, когато курортите са пълни с туристи. Затова препоръчваме на разработчиците на плана да се поучат от крайбрежните мрежи във Франция, Испания и пр. Например третият трансформатор в подстанция Бургас не е технически издържано предложение, защото не резервира захранването на подстанция Слънчев бряг и останалите подстанции на север от курорта. Големите летни товари там обуславят строителство на нова подстанция 400/110 kV в този район. Най-ефикасно изглежда разкъсването на съществуващия електропровод 400 kV между подстанция Бургас и подстанция Варна. Вместо предлагания от авторите пряк електропровод от подстанция Марица изток до подстанция Бургас, който така или иначе ще пресече съществуващите електропроводи към Турция, много по-икономично и по-далновидно е да се разкъса един от електропроводите към Турция в района на Тополовград и да се създаде „южна дъга“ Тополовград-Приморско-Бургас. Освен обхващане на цялото крайбрежие с електропроводи на 400 kV този вариант създава перспектива за бъдещ трети междусистемен електропровод по крайбрежието от Приморско до Турция.
III.7. Раздел 7 от проекта представя моделните токове на къси съединения на шините на всички обекти от ЕЕС с напрежение 400 kV, 220 kV и важни обекти с напрежение 110 kV. Предпоставките в изчислителния модел за след 10 години са твърде неопределени и посочените токове на късо съединение не могат да служат пряко за формиране на инвестиционни решения.
III.8. Раздел 8 от проекта съобщава основни съображения за развитие на оптичната мрежа и на автоматизираната система за диспечерско управление, които са част от спомагателната инфраструктура на електропреносната мрежа.
III.9. Раздел 9 информира за предлаганото по-интензивно развитие на дистанционното управление на обекти от ЕЕС, без постоянен дежурен персонал, което също изисква нови инвестиции.
III.10. Раздел 10 носи гръмко название „Оценка на необходимите инвестиции за реализация на предложения план”, но в същност представлява мистерия или може би капан за комисари по регулиране в енергетиката. Там има два списъка в таблична форма.
В първия последователно са изредени електропроводи, подстанции, изводни полета, трансформатори, които бяха обсъждани по региони, а тук са наречени ’основни обекти от електропреносната мрежа, които трябва да бъдат реконструирани или построени нови до 2024г., за изпълнение на критериите за сигурност на ЕЕС.’ Срещу всеки от тези мрежови елементи е записана ’година на реализация‘. Дали това означава година на одобряване или година на проектиране или година на финансиране или година на изграждане или година на въвеждане в експлоатация всеки трябва да гадае какво е ’реализация‘. По-лошото е, че в тази таблица няма никаква парична единица, камо ли оценка за стойността, за ефективността, за откупваемостта и пр.
Вторият списък съдържа имената на други електропроводи, които не са обсъждани в предните раздели и не са в предния списък, за които пише ’реконструкция´ и година на реализация. Няма означаване какво включва тази реконструкция и колко струва. В същият списък има редове за изграждане на оптична мрежа, други редове за други подстанции, извън споменатите по-горе, редове за сгради, за електромери, за АСДУ и за дистанционно управление на обекти. Всичко това е наречено ’Реконструкция на съществуващи обекти и изграждане на нови до 1924 г., съгласно инвестиционната програма на ЕСО.‘ Според нас инвестицията се измерва с пари, но и в този списък няма никаква парична единица, нито оценка. По тази тема намираме и цитираме „много ясно“ пояснение: ’Към таблиците по-горе е необходимо да се имат предвид необходимите допълнителни инвестиции за:
доставка и монтаж на релейни защити по Таблици 10.4;
реконструкция и модернизация на измервателни системи;
изграждане и поддръжка на сгради;
развитие на информационни технологии;
транспортни средства;
програмни продукти;
доставки без монтаж и др.’
Значи трябва да ’имаме предвид необходимите допълнителни‘ пари, без да знаем както базовите, така и тези допълнителни пари.
Идва ред на трета таблица. Тя се състои от два реда. Първият ред са годините от 2015 до 2024. Под тях са ’Разходи, хил.лв.‘. Изглежда трябва да мислим, че тази таблица е част от нова наука за икономиката, в която инвестициите са разходи, а не капиталовложения. Питаме се за какво са тези разходи, а отговорът е: ’Годишните прогнозни стойности на всички разходи за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация на обектите от електропреносната мрежа и на системите за защита и управление на ЕЕС за периода 2015...2024г.‘
Ако приемем, че всяка цифра от тази трета таблица е сума от началните стойности на някакви „обекти“, то как да разберем дали това са обектите от първата или обектите от втората таблица или от двете таблици едновременно, след като в изходните таблици нямаше никакви пари.
И накрая, ни в клин ни в ръкав, следва таблица 10.4 за ’ Развитие на релейните защити.‘ Не и обръщаме внимание не защото е сложена на неподходящо място, а защото трябва да се върнем на главните недостатъци на така наречения План за развитие на мрежата.
Заглавието на раздела обещаваше ’Оценка на необходимите инвестиции‘. Къде е тази оценка?
Някакъв сигнал намираме в края на страница 43: ’Паралелно с 10-годишния план, ЕСО е разработил подробна "Инвестиционна програма за периода 2015...2024г.", съдържаща прогнозните стойности на всички разходи по съоръжения и дейности.’ Този сигнал обаче допълнително обърква мистерията. За да бъде разгадана някой трябва да отговори на следните въпроси:
- Къде е и какво представлява споменатата "Инвестиционна програма за периода 2015...2024г."?;
-Защо няма оценка на началната стойност на всеки отделен „обект“?;
-Защо няма анализ за ползите и разходите на всички споменати „обекти“?;
-Защо всичко онова, което беше изложено в плана за развитие на мрежата по региони, не е намерило място в инвестиционната програма?;
-Защо ЕСО има някъде отделна инвестиционна програма от плана за развитие, която не включва обектите ’за изпълнение на критериите за сигурност на ЕЕС‘?;
- Какво ще одобряват комисарите: План или Инвестиционна програма или и двете?;
-Защо няма икономически оценки на влиянието на плана или може би на инвестиционната програма? върху активите на ЕСО ЕАД, върху цената за достъп до мрежата, върху ежегодния паричен оборот и върху другите балансови показатели на дружеството и пр.?
С надежда някой да отговори на тези и други въпроси достигаме до така наречените „Заключения“ на предлагания документ. Те са толкова безизразни, че спокойно могат да се отминат, ако не беше изтъкнатата отново реклама на един априорно неоткупваем обект-Яденица.
IV. Принципни и конкретни забележки към анализирания документ
В допълнение на коментарите, критиките и предложенията, направени в предишния раздел III., имаме следните принципни и конкретни забележки към текстовете на Плана:
- Не са посочени разграничено ’…всички инвестиции, за които вече е взето решение, и … новите инвестиции, които трябва да бъдат направени през следващите три години' (ЗЕ, чл.81 ал.1.т.2);
- Няма изготвени и предоставени, а още по-малко приети от Министъра на енергетиката средносрочни и дългосрочни общи прогнозни енергийни баланси на страната в съответствие с приетата стратегия и съгласно изискванията на чл.4 (2) т. 2 от ЗЕ;
- Няма приложен списък на стратегическите обекти от национално значение в енергетиката съгласно изискванията на чл.4 (2) т. 3 от ЗЕ;
- Няма приложена заповед със задължителни показатели за степента на надеждност на снабдяването с електрическа енергия, както и мерки за покриването им, съгласно изискванията на чл.4 (2) т. 4 от ЗЕ;
- Няма опис на необходимите за задоволяване нуждите на страната източници, включително нови производствени мощности и междусистемни електропроводи, които да служат за основа на плана за развитие на мрежата съгласно чл. 9 (2) т. 5 и чл. 81г от ЗЕ;
- Няма позоваване на анализ на националния потенциал за високоефективно комбинирано производство и оценка на постигнатия напредък от увеличаване дела на високоефективното комбинирано производство в брутното потребление на електрическа енергия, изискван съгласно чл.4 (2) т.11 от ЗЕ;
- Няма позоваване на бюлетин, нито на мерки за сигурност на енергетиката, включващ и наблюдение върху сигурността на снабдяването, изисквани съгласно чл.4 (2) т.17 от ЗЕ;
- Няма споменаване или позоваване на Националния план за инвестиции за периода 2013 - 2020, за които възникват задължения съгласно този план, съгласно изискванията на чл. 4 (2) т.18г. от ЗЕ;
-Няма приложени нито цитирани планове, изисквани съгласно чл.9 (1) т.1 и предоставяни съгласно чл.9 (2) от ЗЕ;-Няма технико-икономически, финансов и екологичен анализ и варианти за енергоспестяване изисквани съгласно чл.9 (2) второ изречение от ЗЕ;
-Няма позоваване или цитиране на оценка на Комисията за енергийно и водно регулиране в резултат от контрола по изпълнението на инвестиционните планове на оператора на електропреносната мрежа, изисквана съгласно Чл. 21(1) т. 30 от ЗЕ;
- Не е осигурен ’дълготрайният капацитет на мрежата да покрива в разумни граници търсенето и да гарантира сигурността на доставките‘ според изискването на чл.86 (3) т.4 от ЗЕ;
- Не е изяснено ’че събираните от независимия системен оператор приходи от достъп и пренос през мрежите осигуряват достатъчна доходност от активите на мрежата и от новите инвестиции в нея‘ съгласно изискването на чл.21(4) т.5 от ЗЕ;
- Повечето от предложените нови електропроводи или изменения на съществуващата мрежа са технически неиздържани, несигурни, безперспективни и най-вече икономически неефективни.
V. Заключение
Статията анализира методически, правни, технологични и икономически проблеми относно представения за одобрение в Комисията за енергийно и водно регулиране „План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2015 г. – 2024 г.“. Констатациите, анализите, коментарите и предложенията направени в раздел III., както и конкретните забележки към текстовете, направени в раздел IV., водят до убедително заключение, че предложеният план: i) не удовлетворява важни законови и подзаконови нормативни изисквания, ii) не посочва ’…всички инвестиции, за които вече е взето решение, и … новите инвестиции, които трябва да бъдат направени през следващите три години', iii) предлага технически неиздържани, несигурни, безперспективни и най-вече икономически недоказани изменения на съществуващата мрежа.
Въз основа на изложеното си позволяваме препоръка към уважаемите членове на КЕВР да върнат за преработване предложения проект за план.
Приложение
Основни законови норми, касаещи развитието на електропреносната мрежа
1. Процесът на разработване, съгласуване, внасяне за одобрения и изпълнение на плана за развитие на мрежата е регламентиран в чл. 81г от ЗЕ както следва:
Чл. 81г. (1) Операторът на преносна мрежа разработва, консултира с всички заинтересовани страни и предоставя на комисията (КЕВР) ежегодно до 30 април 10-годишен план, който:
1. показва на участниците на пазара основната инфраструктура за пренос, която се предвижда за изграждане, разширяване, реконструкция и модернизация през следващите 10 години;
2. съдържа всички инвестиции, за които вече е взето решение, и определя новите инвестиции, които трябва да бъдат направени през следващите три години;
3. предвижда график за всички инвестиционни проекти.
(2) При изготвянето на 10-годишния план за развитие на преносната мрежа операторът на преносна мрежа се съобразява с наличната информация относно предстоящи изменения в производството, доставките, потреблението и обмена с други държави, включително проучванията, плановете и прогнозите по чл. 87, ал. 3, като взема предвид и инвестиционните планове за регионални мрежи и мрежи на територията на Европейския съюз…
(3) Комисията се консултира с всички настоящи или потенциални ползватели на мрежата относно 10-годишния план за развитие на преносната мрежа по открит и прозрачен начин. От лицата или предприятията, които твърдят, че са потенциални ползватели на мрежата, може да бъде поискано да обосноват твърденията си. Резултатите от процеса на консултации, включително възможните нужди от инвестиции, се публикуват на страницата на комисията в интернет.
(4) Комисията проучва дали 10-годишният план за развитие на преносната мрежа обхваща всички нужди от инвестиции, установени в процеса на консултации, и дали той е в съответствие с 10-годишните планове за развитие на мрежите в Европейския съюз.
(5) Комисията наблюдава и оценява изпълнението на 10-годишния план за развитие на преносната мрежа.
(6) Освен ако не са налице наложителни причини извън неговия контрол, когато независим преносен оператор не извърши инвестиция, която съгласно 10-годишния план за развитие на преносната мрежа е следвало да бъде извършена в следващите три години, комисията задължава оператора да осъществи нужните инвестиции, ако все още е необходимо те да бъдат извършени, както и да осигури възстановяване на разходите за тези инвестиции чрез цените за мрежовите услуги.
2. Предпоставки на процеса за разработване, съгласуване и внасяне за одобрения на плана за развитие на мрежата
Подготовката и внасянето на плана за одобрение се предшества от по-стратегически процес, регламентиран в чл. 4, чл.9 и чл.87 ал.3 от ЗЕ както следва:
’Чл. 4. (2) Министърът на енергетиката:
1. разработва и внася за одобряване от Министерския съвет Енергийна стратегия на Република България;
2. приема краткосрочни, средносрочни и дългосрочни общи прогнозни енергийни баланси на страната в съответствие с приетата стратегия;
3. внася за утвърждаване от Министерския съвет списък на стратегическите обекти от национално значение в енергетиката в т.ч. и тези, добиващи местни твърди горива;
4. определя със заповед задължителни показатели за степента на надеждност на снабдяването с електрическа енергия, както и мерки за покриването им;
5. определя необходимите нови мощности за производство на електрическа енергия и обнародва описа на необходимите нови мощности в "Държавен вестник";
…
11. …изготвя анализ на националния потенциал за високоефективно комбинирано производство и оценява постигнатия напредък от увеличаване дела на високоефективното комбинирано производство в брутното потребление на електрическа енергия на всеки 4 години и го публикува на страницата на Министерството на енергетиката в Интернет;
…
17. ежегодно издава бюлетин за състоянието и развитието на енергетиката, включващ и наблюдение върху сигурността на снабдяването и публикува предвидените и предприетите мерки;
…
18г. организира и контролира изпълнението на Националния план за инвестиции за периода 2013 - 2020 г. и представя на Европейската комисия считано от 2014 г. ежегодно до 31 януари обобщен доклад за неговото изпълнение въз основа на докладите на енергийните предприятия, за които възникват задължения съгласно този план;
…
Чл. 9. (1) Предприятията, които осъществяват дейности по добив на енергийни ресурси, преработка и търговия с горива, преобразуване, пренос, разпределение и търговия с енергия и природен газ:
1. извършват проучвания и анализи, разработват краткосрочни, средносрочни и дългосрочни прогнози за добива на енергийни ресурси, преработката и търговията с горива и енергия и приемат съответните планове за тяхното осигуряване;
2. изготвят най-малко веднъж на две години и представят на министъра на енергетиката планове за рехабилитация, за предприемане на мерки за подобряване ефективността на съществуващите производствени мощности и мрежи, за изграждане при минимални разходи на нови мощности и мрежи и информация за инвестиционните проекти в изпълнение на Регламент (ЕС, ЕВРАТОМ) № 833/2010 на Комисията от 21 септември 2010 г. за прилагане на Регламент (ЕС, ЕВРАТОМ) № 617/2010 на Съвета относно съобщаването на Комисията на инвестиционни проекти за енергийна инфраструктура в Европейския съюз (ОВ, L 248/36 от 22 септември 2010 г.). Плановете се придружават от технико-икономически, финансов и екологичен анализ и варианти за енергоспестяване.
(2) Прогнозите по ал. 1, заедно със съответната отчетна информация и с изготвените предварителни проучвания и списък на необходимите нови производствени мощности и мрежи и обекти за съхранение на природен газ, се представят, както следва:
1. на министъра на енергетиката;
2. на Комисията за енергийно и водно регулиране;
…
4. на операторите на преносни мрежи;
…
(3) За изготвяне на електроенергийния баланс на страната операторът на електропреносната мрежа:
1. разработва краткосрочни и дългосрочни прогнози за изменение на потреблението на електрическа енергия в страната;
2. организира извършването на проучвания на възможностите за разширение и модернизация на електропреносната мрежа с оглед въвеждането в експлоатация на нови мощности, извеждането от експлоатация на съществуващи производствени мощности, присъединяването към електропреносната мрежа на нови клиенти, очакваното увеличаване на количеството пренасяна електрическа енергия, въвеждането на нови технологии, осигуряващи по-високо качество и сигурност на предоставяните услуги, и ефективност на дейността; проучванията се придружават от технико-икономически и екологичен анализ;
3. изготвя краткосрочни, средносрочни и дългосрочни прогнози и планове за разширение и модернизация на електропреносната мрежа и развитие на спомагателните мрежи, включително с цел подобряване на сигурността на доставките;
4. изготвя краткосрочни и дългосрочни планове за развитие на електроенергийната система с цел осигуряване на електроенергийния баланс;
5. въз основа на проучванията, прогнозите и плановете изготвя и предоставя на министъра на енергетиката проект на електроенергиен баланс на страната и проект на опис на необходимите за задоволяване нуждите на страната източници, включително нови производствени мощности и междусистемни електропроводи.
3. Одобряване и контрол върху плана за развитие на електропреносната мрежа
Чл. 21(1) Комисията за енергийно и водно регулиране:…
30. контролира изпълнението на инвестиционните планове на операторите на електропреносни и газопреносни мрежи и представя в годишния си доклад оценка на инвестиционните планове на операторите по отношение на съответствието им с 10-годишните планове за развитие на мрежите в Европейския съюз по член 8, параграф 3, буква "б" от Регламент (ЕО) № 714/2009 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. …, като тази оценка може да включва препоръки за промяна на инвестиционните планове;
…
(3) Във връзка с осъществяването на правомощията си по регулиране дейността на независим преносен оператор на електропреносната мрежа и на газопреносни мрежи комисията:…
8. одобрява 10-годишен план за развитие на преносната мрежа, наблюдава и контролира изпълнението му при условията и по реда на наредбата по чл. 60;
4. Планиране, осигуряване и финансиране на инвестициите за плана за развитие на електропреносната мрежа
Чл. 21...
(4) Във връзка с осъществяването на правомощията си по регулиране дейността на независим системен оператор на електропреносната мрежа и на газопреносни мрежи комисията:
…
5. осигурява условия, които гарантират, че събираните от независимия системен оператор приходи от достъп и пренос през мрежите осигуряват достатъчна доходност от активите на мрежата и от новите инвестиции в нея;
…
Чл. 69а. Енергийните предприятия, за които възникват задължения съгласно Националния план за инвестиции за периода 2013 - 2020 г., са длъжни да изпълнят задълженията, предвидени в този план, и да докладват на министъра на енергетиката.
(2) Организацията и контролът по изпълнението на Националния план за инвестиции за периода 2013 - 2020 г., включително механизмът за предоставяне и начинът на разходване на средствата за неговото изпълнение, се осъществяват при условия и по ред, определени с наредба на Министерския съвет по предложение на министъра на енергетиката и на Комисията за енергийно и водно регулиране.
(3) Предприятията по ал. 1, които не правят инвестиции на своите площадки, са длъжни да правят месечни вноски по сметка "Национален план за инвестиции" на Министерството на енергетиката…
Чл. 86. …
(3) Дейността по пренос на електрическа енергия включва и:
…
3. експлоатацията, поддръжката и развитието на сигурна, ефикасна и икономична електропреносна мрежа с цел осигуряване на отворен пазар, съобразено с изискванията за опазване на околната среда, енергийна ефективност и ефективно използване на енергията;
4. инвестиционно планиране, което да осигури дълготрайният капацитет на мрежата да покрива в разумни граници търсенето и да гарантира сигурността на доставките;
…
(4) Операторът на електропреносната мрежа по всяко време действа така, че да осигури наличността на необходимите му ресурси за изпълнение на дейността по преноса по подходящ и ефективен начин и за развитие и поддръжка на ефективна, сигурна и икономична преносна мрежа.
Чл. 87. (1) Операторът на електропреносната мрежа осигурява разширението, реконструкцията и модернизацията на преносната мрежа в съответствие с дългосрочните прогнози и планове за развитие на електроенергетиката.
5. Норми в Закона за енергията от възобновяеми източници относно плана за развитие на електропреносната мрежа
Чл. 22. (1) Операторите на разпределителни електрически мрежи ежегодно до 28 февруари представят на оператора на преносната електрическа мрежа предвижданите за едногодишен период електрически мощности, които могат да бъдат предоставяни за присъединяване към разпределителните мрежи на обекти за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници, по райони на присъединяване и нива на напрежение.
(2) Операторът на преносната електрическа мрежа на базата на 10-годишния план за развитие на преносната мрежа и предложенията по ал. 1 ежегодно до 30 април предоставя на КЕВР и на министъра на енергетиката предвижданите за едногодишен период електрически мощности, които могат да бъдат предоставяни за присъединяване към преносната и разпределителните електрически мрежи на обекти за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници, по райони на присъединяване и нива на напрежение.
(3)Предвижданията по ал. 1 и 2 се разработват въз основа на целите в НПДЕВИ и данни за:
1. сключените предварителни договори;
2. отчетеното и прогнозното потребление на електрическа енергия;
3. преносните възможности на мрежите;
4. възможностите за балансиране на мощностите в електроенергийната система.
(4) Министърът на енергетиката в едномесечен срок от получаване на предложенията по ал. 2 изпраща на КЕВР становище за съответствието им с НПДЕВИ.
(5) Комисията за енергийно и водно регулиране одобрява ежегодно до 30 юни и публикува на интернет страницата на комисията предвижданите за едногодишен период, считано от 1 юли, електрически мощности, които могат да бъдат предоставяни за присъединяване към преносната и разпределителните електрически мрежи на обекти за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници, по райони на присъединяване и нива на напрежение.
…
Чл. 28. (1) Операторите на преносната и разпределителните електрически мрежи във връзка с изпълнение на целите и мерките, заложени в Националния план за действие за енергията от възобновяеми източници, включват в ежегодните инвестиционни и ремонтни програми средства за развитие на мрежите, свързани с присъединяването, преноса и разпределението на електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници.
(2) Операторите на преносната и разпределителните електрически мрежи ежегодно до 31 март докладват на КЕВР за изпълнението на дейностите, заложени в инвестиционните и ремонтните програми за развитие на мрежите по ал. 1 през предходната календарна година, за целите на присъединяване на енергийни обекти за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници, а в случай на неизпълнение - за предприетите мерки.
(3) В докладите по ал. 2 се включва информация за събраните суми по чл. 29, ал. 1 и за разходването им, както и информация по чл. 30, ал. 7.
(4) За целите на реализация на съвместни проекти за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници между Република България и държави - членки на Европейския съюз, или между Република България и трети държави собственикът на преносната мрежа включва в инвестиционните си програми средства за изграждане на необходимите междусистемни връзки….…
ПЗР … § 18…
(10) В 6-месечен срок след утвърждаване на 10-годишния план за развитие на мрежата електроенергийният системен оператор публикува на интернет страницата си плана, както и съгласуваните графици за присъединяване на отделните производители.
(11) На всеки 6 месеца електроенергийният системен оператор публикува на интернет страницата си актуализирана информация за присъединените и кандидатите за присъединяване - производители на електрическа енергия от възобновяеми източници, с указания за мощността, типа на производството, присъединителното напрежение и населеното място.
Литература:
[1]. E. Hirst, B. Kirby, Transmission Planning and the Need for New Capacity, Part 4 in National Transmission Grid Study, U.S. DoE, January 2002;
[2]. Dennis Volk, Electricity Networks: Infrastructure and Operations, International Energy Agency, 2013;
[3]. Стоилов, Д. Г., Eлектроенергийни стопанства и пазари в Австрия, Германия, Италия, Полша, Румъния, Франция и Чехия, Технически университет-София, 2013 г.;
[4]. Стоилов, Д. Г., Анализ на електроенергийния пазар в България, Технически университет-София, 2013 г.;
[5] Енергийна стратегия на Република България до 2020 г., Приложение към Решение на Народното събрание за приемане на Енергийна стратегия на Република България до 2020 г. Обн. ДВ. бр.43 от 7 Юни 2011 г.;
[6] Национален план за действие за енергията от възобновяеми източници, Министерство на икономиката, енергетиката и туризма, Декември 2012 г.;
