Тези, които следят развитието на ВЕИ, са убедени, че основната и най-голяма пречка пред развитието на ВЕИ са мрежите – преносната управлявана от ЕСО и разпределителната под управление на EРП-тата.

И докато Европа обявява многомилиардни програми за електрическата си мрежа и се бори с  претоварени преносни коридори, България продължава да работи относително спокойно — без масови аварии, без системни претоварвания и без спешни аварийни интервенции в мрежата.

Наследството от социализма: мрежа, проектирана за 12 GW

До 1990 г. България поддържаше пиково потребление от около 10 гигавата. Страната разполагаше с изключително енергоемка тежка промишленост — металургични и химически заводи и машиностроене— чиито товари изискваха мощна и надеждна преносна инфраструктура. За да ги обслужи, НЕК изгради мрежа от 400 kV/ 220/110 kV електропроводи с капацитет, далеч надхвърлящ тогавашните нужди.

Системата беше проектирана с огромен резерв: планирано беше разширяване на ядрения капацитет, изграждане на нови въглищни централи и нарастване на промишленото потребление, както и пускането в експлоатация на огромния за размерите на държавата ни ПАВЕЦ Чаира. Тези амбиции не се реализираха напълно, но мрежовата инфраструктура — стълбовете, проводниците, трафопостовете и подстанциите — не само беше изградена и остана, но и претърпя много разширения и подобрения, които продължават ударно и сега.

След краха на плановата икономика потреблението се срина — от пиковите 10 GW преди 1989 г. то спадна до под 6 GW в средата на 90-те години, а днес през над 50% от времето е около или под 4.5 GW. Енергийната инфраструктура обаче остана — и именно тя днес е тихият герой в историята за успешната интеграция на ВЕИ, за когото незаслужено мълчим.

Мрежата високо напрежение на EСО, показваща и основните генериращи мощности

Инвестициите след 2000 г.: умни мрежи и модернизация на три нива

Влизането на България в ЕС и присъединяването към ENTSO-E поставиха нови изисквания. От 2007 г. насам бяха инвестирани значителни средства на всяко от трите нива на електроснабдяването — преносно (високо напрежение), разпределително (средно напрежение) и потребителско (ниско напрежение).

На ниво високо напрежение бяха реновирани и разширени стотици километри 400 kV и 220 kV електропроводи. Подстанциите получиха нови трансформатори и цифрово управление. Системата SCADA беше модернизирана и интегрирана с европейските диспечерски центрове, позволявайки значително по-добро управление на потоците и по-бързо реагиране при дисбаланси. Продължава изграждането и модернизирането на подстанции, допълнителна свързаност със съседните страни, както и премахването на 220 kV мрежа и модернизирането и до 400 kV.

На ниво средно напрежение разпределителните дружества вложиха сериозни средства в подмяна на кабелни линии, системите за повторен пуск (reclosers) и дистанционно управляеми превключватели. Мрежата беше сегментирана и автоматизирана по начин, който позволява бързо изолиране на аварийни участъци и минимизиране на засегнатите потребители.

На ниво ниско напрежение ключова роля изиграва масовото внедряване на интелигентни електромери. България стартира мащабна програма за оборудване на домакинствата — процес, обхващащ над 2,5 милиона клиента към 2025 г. Тези устройства предават данни, позволяват дистанционно управление на товарите и дават на операторите точна картина на потреблението.

ВЕИ: Бум с меки приземявания

Между 2010 и 2015 г. България преживя истински ВЕИ бум. Соларни паркове никнеха по южните склонове с рекордни темпове, вятърни турбини изпъстриха Добруджа и Черноморското крайбрежие. За сравнително кратък период инсталираният капацитет от ВЕИ достигна над 3 000 MW.

В другите европейски страни подобен ръст доведе до сериозни мрежови проблеми. В Германия бързото нарастване на слънчевите инсталации и недостатъчния капацитет на мрежите създаваше проблеми, като особено остър беше в Бавария и Баден-Вюртемберг, където старата инфраструктура не можеше да поеме обратните потоци от децентрализираното производство.

В България наследената мрежа със свръхкапацитет абсорбира голяма част от новото производство без сериозни инциденти. Проводниците и трансформаторите, проектирани за натоварвания от 90-те, разполагаха с достатъчен резерв. Там, където Германия трябваше да строи нова инфраструктура, България можеше просто да ползва съществуващата.

Техническите предизвикателства и как бяха решени

Интеграцията на ВЕИ не мина без проблеми. Основното техническо предизвикателство беше управлението на обратни токове в разпределителната мрежа. Когато малка соларна централа произвеждаше повече от местното потребление, токът трябваше да тече „нагоре" по мрежата — обратно на проектирания режим. Старите трансформатори и защитни релета не бяха проектирани за такъв режим.

Отговорът дойде чрез модернизирането на защитното оборудване с интелигентни трансформатори с регулируемо напрежение под товар (OLTC- On-Load Tap Changer — стъпален регулатор под товар). Тези устройства автоматично коригират напрежението в зависимост от посоката и величината на тока, предотвратявайки свръхнапрежение при излишно производство и по-ниско напрежение при пикове на потребление. Това е изключително важно – инцидентът в Испания от април 2025 г. беше всъщност точно заради пренапрежения, които задействаха защити и се стигна до блекаут.

Малко известен факт, но и повод за гордост е, че такива трансформатори се произвеждат в София и ние сме част от най-големите производители в света на такова оборудване.

Друго важно решение беше изграждането на система за прогнозиране на производството с точност до 15-минутни интервали. Това дава на диспечерите достатъчно информация за предварително позициониране на регулиращ капацитет и предотвратяване на дисбаланси.

Наред с факта, че в момента мрежата на 110 kV е с капацитет над 16 000 MVA, което означава, че е много добре подготвена да посрещне още много ВЕИ.

Тъмните петна: данните, които никой не публикува

Зад привидно добрата картина обаче се крият сериозни структурни проблеми — и повечето от тях имат общ знаменател: липса на прозрачност.

Когато инвеститор в малка соларна инсталация подаде заявление за присъединяване, той практически „стреля на сляпо". Не се знае дали трафопостът в квартала е натоварен на 40% или на 95%, дали кабелната линия може да поеме обратен ток. Тази информация съществува в системите на електроразпределителните предприятия (ЕРП), но е третирана като търговска тайна. В същото време, всяка една инвестиция се одобрява от КЕВР и се плаща от потребителите през цената на тока, с нулев риск за EРП.

Резултатът е непрозрачна процедура с всичките произтичащи от това съмнения и неефективност: заявлението влиза, отговорът идва след месеци, мотивите за отказ са трудно оспорими. Дали трафопостът наистина е претоварен, или ЕРП просто не иска административната тежест от нови малки производители? Без публични данни отговорът е неизвестен. В Австрия и Холандия мрежовите оператори публикуват интерактивни карти с наличния капацитет по подстанции и фидери, актуализирани ежемесечно. В България такъв инструмент не съществува и не се забелязва воля за промени.

Електромерите: четат минало, не настояще

Масовото внедряване на интелигентни електромери е реален напредък — но с важна уговорка. Голяма част от инсталираните устройства предават данни на 15-минутни или часови интервали, а достъпът от страна на потребителя е ограничен. Потребителят вижда обобщена консумация — не моментното си натоварване в реално време.

Липсата на реално-времево показание е пречка на няколко нива. Домакинството не може да оптимизира потреблението си спрямо моментните цени. Мрежовият оператор не може да ползва агрегираното потребление за управление на пиковете в реално време — т.нар. demand response.

Тясно свързан е проблемът с гъвкавите тарифи. България практически не познава динамичното ценообразуване на дребно. Съществуващите двутарифни схеми са реликва от ерата на бойлерите — не инструмент за интелигентно реагиране на пазарни сигнали. В Дания и Финландия потребителите с умни метри имат достъп до почасови цени, които отразяват реалната стойност на електроенергията. Когато вятърът духа силно и цените са отрицателни, пералнята се включва автоматично. В България подобна схема е нормативно и технически невъзможна за обикновения потребител.

Re-conductoring: повече капацитет без нов стълб

Независимо от всичко и добрата стартова позиция, при пълната декарбонизация след време, ще са необходими далеч по-големи мощности.

Сред техническите решения с най-голям потенциал е т.нар. re-conductoring — подмяна на съществуващите проводници с нови от по-съвременни материали, при запазване на стълбовете и трасето. Традиционните стоманено-алуминиеви проводници (ACSR) могат да бъдат заменени с т.нар. HTLS проводници (High Temperature Low Sag) — от композитни материали за носещата сърцевина.

При същия електропровод, без ново строителство и без разрешителни, капацитетът на електропровода нараства с 50 до 100 %. HTLS проводниците работят при по-висока температура, с по-малко провисване и имат по-ниско електрическо съпротивление — което позволява значително повишаване на пренасяната мощност.

За България re-conductoring е особено атрактивен: значителна част от преносната мрежа е изградена преди 40–50 години и наближава края на проектния си срок. Вместо скъпо строителство на нови трасета с процедури по ОВОС и отчуждаване на земи, подмяната на проводниците по ключови 400 kV участъци би деблокирала присъединяването на нови ВЕИ мощности в Южна и Североизточна България — региони с огромен потенциал, но с мрежови ограничения. ЕСО оценява пилотни участъци, но мащабното внедряване изисква регулаторна яснота: новите проводници трябва да се третират като инвестиция в инфраструктура, не като текуща поддръжка.

Какво би помогнало: Пет конкретни стъпки

1.  КЕВР да задължи ЕРП-тата да публикуват актуализирани карти с наличния капацитет по подстанции и фидери на средно напрежение — минимум на тримесечна база, с данни за натовареността в пиков и среден режим.
2. Данните за натовареността от SCADA системите и умните метри да бъдат достъпни в анонимизиран и агрегиран вид за изследователи, местни власти и инвеститори — по модела на британската платформа Open Data Energy Networks.
3. Законодателната рамка да гарантира реално-времеви достъп на потребителите до данните от умните им метри — чрез стандартизиран интерфейс или мобилно приложение. Това е предпоставка за управление на товара (demand response) и управление на енергията от самото домакинство.
4. Да се въведе рамка за динамично ценообразуване на дребно — поне на почасова база — за доброволно участие на потребители с умен метър, батерия или управляемо натоварване. Това е най-евтиният начин за управление на пиковете без нови инвестиции в мрежа.
5. Правителството и ЕСО да приемат дългосрочна програма за re-conductoring на ключовите 400/110 kV линии с HTLS проводници, финансирана чрез CEF Energy или Механизма за справедлив преход. Реализирана за 5–10 години, такава програма би увеличила преносния капацитет на ключовите коридори с десетки проценти без нито един нов стълб.

Историческо наследство като конкурентно предимство

България е пример за много лоши практики в енергетиката напоследък. Но мрежата и мрежовата интеграция на ВЕИ е изключение, с което можем да се гордеем.

Нещата обаче се развиват с огромна скорост и трябват бързи и целенасочени действия; не бива да се забавя темпото, а точно обратното.