Мрежата – новото тясно място на енергийния преход: Европа може да има евтин ток, но няма как да го пренесе

Най-ясното предупреждение идва от Великобритания. Националната сметна палата – National Audit Office (NAO) – установява, че значителна част от проектите, необходими за модернизация на електропреносната система до 2030 г., са застрашени от закъснение. Ако това се случи, нови мощности ще започнат да произвеждат електроенергия, преди мрежата да е способна да я отведе до потребителите. Резултатът няма да бъде само забавен енергиен преход, а по-висока сметка за самите потребители.

Този механизъм е важен за цяла Европа. Когато евтина вятърна или слънчева енергия физически не може да стигне до района с високо потребление, операторът е принуден да ограничи евтиния производител и едновременно да включи по-скъпа централа от другата страна на претоварването. Потребителят плаща и за неизползваната евтина енергия, и за заместилия я по-скъп ток.

Точно затова електропреносната и разпределителната инфраструктура вече се измества от периферията към центъра на европейската икономическа политика. Това е и пряката връзка с България: страната е в сравнително силна позиция при трансграничния пренос и активно модернизира 400-те kV кабел чрез ЕСО, но взривният ръст на солари и батерии изпреварва физическата скорост, с която могат да бъдат строени далекопроводи, подстанции и регионални мрежи.

Британският парадокс: има нови централи, но токът няма къде да мине

Проблемът във Великобритания е почти учебникарски пример за асиметричния енергиен преход. Правителството иска почти напълно декарбонизирана електроенергийна система до 2030 г. Това предполага десетки гигавати нови офшорни и наземни вятърни мощности, соларни централи и батерии. NAO посочва, че до края на десетилетието страната се нуждае приблизително от два пъти повече нова преносна инфраструктура, отколкото е изграждала през предходните десет години.

National Energy System Operator (NESO) е идентифицирал 88 проекта, необходими до 2030 г. Проблемът е, че 64 от тях все още са в сравнително ранна фаза и според одита не се очаква да бъдат приключени в необходимия срок.

Причините са познати на почти всяка европейска държава – бавни разрешителни режими, трудности при осигуряването на терени, недостиг на трансформатори, кабели и квалифицирани специалисти и сложна координация между производители, оператори и регулатори.

NAO предупреждава, че някои производствени мощности вероятно ще бъдат присъединени преди необходимата мрежова модернизация да е завършена.

Това създава икономически абсурд: обществото плаща субсидии и частен капитал за нова чиста централа, след което плаща отново, за да ѝ бъде наредено да не произвежда, защото електропроводът зад нея е недостатъчен.

Европа има 11 милиона километра мрежи – но голяма част от тях са строени за друга енергийна епоха

Този проблем не е британско изключение. Електроенергийните мрежи на ЕС са сред най-развитите в света и надхвърлят 11 млн. километра, но голяма част са проектирани за електроенергийна система, която вече се променя фундаментално. Вместо ограничен брой големи въглищни, газови, ядрени и водни централи, днес операторите трябва да управляват милиони разпръснати производители, батерии, електромобили и активни потребители.

Около 40% от разпределителните мрежи в ЕС са на повече от 40 години. В същото време електропотреблението трябва рязко да нарасне заради електромобилите, термопомпите, центровете за данни, водорода и електрификацията на индустрията.

Това е причината Европейската комисия да изчислява, че до 2030 г. са необходими около 584 млрд. евро инвестиции в електрическите мрежи, голяма част от тях в разпределението.

Сметката нараства още повече при по-дълъг хоризонт. Насоките на Комисията за изпреварващи инвестиции оценяват потребностите до 2040 г. на около 730 млрд. евро за разпределителните мрежи и приблизително 472–477 млрд. евро за преносните – тоест над 1,2 трилиона евро.

Това е една от най-големите инфраструктурни програми в историята на ЕС.

Мрежата влияе върху цената не по-малко от самата централа

Причината този въпрос да е важен за конкурентоспособността е, че евтиното производство не гарантира евтина крайна електроенергия. Цената за потребителя включва поне три големи компонента: самата енергия, мрежовите и системните разходи и данъците и таксите. Ако първият компонент пада благодарение на евтино слънце и вятър, но вторият нараства заради претоварвания, балансиране и закъснели инвестиции, част от ползата изчезва.

Докладът на Марио Драги за конкурентоспособността обръща специално внимание именно на този ефект. Според анализа по-добрата трансгранична инфраструктура може да намали системните разходи с около 9 млрд. евро годишно до 2040 г., а по време на енергийната криза ценовата волатилност би била многократно по-висока, ако националните пазари бяха изолирани.

Тоест интерконекторът не е просто кабел между две държави. Той позволява евтина електроенергия в една зона да замести скъпо производство в друга. Това е особено важно за Югоизточна Европа, където разликите между часовите борсови цени могат да бъдат значителни.

Европа още не е истински единен електроенергиен пазар

ЕС има цел всяка държава да разполага с трансграничен капацитет, равен поне на 15% от националната инсталирана производствена мощност до 2030 г. Но в началото на 2026 г. само 16 държави вече са над тази граница, докато девет все още са дори под предишната цел от 10%.

Това обяснява защо една и съща като мегаватчаси електроенергия може да струва много различно в отделни части на Европа.

Особено видими са ограниченията между Иберийския полуостров и останалата Европа, в части от Централна Европа и в Югоизточния регион. ЕК вече разглежда високите и нестабилни цени в Югоизточна Европа като проблем за конкурентоспособността и поставя региона в специалния проект South-East Europe Energy Highway – една от осемте стратегически „енергийни магистрали“, които трябва да отстранят най-спешните европейски инфраструктурни тесни места.

Брюксел сменя философията: мрежата трябва да идва преди инвестиционната заявка

Традиционният модел беше сравнително пасивен: появява се инвеститор, подава заявка за присъединяване и мрежовият оператор започва да търси как да осигури необходимия капацитет. При сегашната скорост това вече не работи.

Европейската комисия затова въвежда т.нар. anticipatory investments – изпреварващи инвестиции. Операторът трябва да строи там, където е ясно, че след пет или десет години ще има ново производство или ново потребление, вместо да чака всяка отделна заявка.

Това е фундаментална промяна – мрежата се планира като икономическа инфраструктура подобно на магистрала или железница, а не просто като реакция на вече възникнало търсене.

Институтът за енергиен мениджмънт – ЕМИ България – също подчертава този завой в Плана за действие за достъпна енергия. Според анализа на института Комисията свързва по-ниските сметки с по-ефективни мрежови тарифи, изпреварващи инвестиции, по-бързи разрешителни за изграждане на мрежи и системи за съхранение и по-добро използване на гъвкавостта.

Пакетът за мрежите: по-малко национално планиране, повече европейска логика

През декември 2025 г. Комисията представи European Grids Package, който стъпва върху Плана за мрежите от 2023 г. Той включва ревизия на TEN-E и законодателни промени за ускоряване на разрешителните процедури за мрежи, ВЕИ и съхранение.

Целта е инфраструктурното планиране да бъде по-силно регионално и европейско и да се избегне ситуация, при която една държава не инвестира в проект, въпреки че значителна част от икономическата полза се реализира в съседите ѝ.

Комисията предлага и по-справедливо разпределяне на разходите за трансгранични проекти според ползите, а не единствено според това на чия територия е електропроводът.

Пакетът все още преминава през обичайната законодателна процедура в Европейския парламент и Съвета.

Преди новия електропровод – повече ток през стария

Другият принцип е: първо използвай по-добре съществуващото. Не всеки проблем изисква нов стълб и нов кабел. Dynamic Line Rating например измерва реалните метеорологични условия – температура, вятър и охлаждане на проводника – и позволява през определени часове съществуващият електропровод безопасно да пренася повече мощност от консервативния си статичен рейтинг.

Дигитализацията, сензорите, прогнозите, автоматизацията, батериите и demand response могат да освобождават капацитет, който иначе остава неизползван.

ЕМИ отбелязва и друг европейски проблем: в редица държави съхранението и управлението на потреблението все още не могат пълноценно да участват на пазарите на балансиращи услуги, а в част от ЕС интелигентните измервателни системи остават слабо разпространени.

Това е важно, защото най-евтиният мегават мрежов капацитет понякога е този, който може да бъде освободен чрез по-добро управление.

Кой ще плати трилионната сметка

Финансовият въпрос е деликатен. Традиционно мрежите се финансират главно чрез регулируемите тарифи, които в крайна сметка се плащат от потребителите. Но ако цялата ускорена инвестиционна програма бъде прехвърлена директно върху сметките, се появява риск мрежовите такси да растат точно когато Европа се опитва да направи електрификацията по-привлекателна.

Затова Комисията търси смесен модел.

Connecting Europe Facility (CEF Energy) е основният европейски инструмент за трансгранични проекти. Бюджетът му за енергетика за 2021–2027 г. е 5,8 млрд. евро, а през април 2026 г. беше отворена нова процедура за 600 млн. евро за проекти от общ и взаимен интерес.

За България особено важен е Модернизационният фонд, който се финансира от приходите от ETS и позволява подкрепа за електропреносни и разпределителни мрежи, междусистемни връзки, съхранение и управление на потреблението.

ЕИБ също увеличава ролята си. През 2025 г. банката е предоставила рекордните 11,6 млрд. евро финансиране за европейски мрежи, а Комисията разработва нови механизми за привличане на частен капитал, включително секюритизация на бъдещите парични потоци от енергийна инфраструктура и инвестиционна платформа, подкрепена от ЕИБ.

ЕИБ подготви и гаранционен пакет от поне 1,5 млрд. евро за европейските производители на мрежово оборудване, за да се преодолее недостигът на трансформатори, кабели и други ключови компоненти.

Източник: Институт за енергиен мениджмънт (ЕМИ)

Освен това ЕК планира да въведе тристранен договор за достъпна енергия за европейската проомишленост – между публичния сектор, включително финансовите институции, разработчиците на чиста енергия и енергопотребяващата индустрия.

Целта е да се осигури предвидимост и мащабиране за производителите на енергия, които ще имат сигурен купувач за своята продукция и за купувачите на енергия, които ще могат да се възползват от достъпни и стабилни енергийни доставки, сочат анализаторите на ЕМИ.

България вече е над целта за трансгранична свързаност

При трансграничната инфраструктура България всъщност не е сред изоставащите. По последните данни на Европейската комисия страната има 18,83% електроенергийна междусистемна свързаност през 2026 г., над европейската цел от 15% за 2030 г.

Country Report 2026 на Комисията посочва около 19%, а по Плана за възстановяване през 2025 г. са добавени 1200 MW допълнителен нетен трансграничен капацитет с Румъния и Гърция.

Новият електропровод „Марица изток – Неа Санта“ между България и Гърция, въведен през 2023 г., е един от ключовите елементи в това развитие.

Географското положение на България също е актив – страната се намира между високия соларен потенциал на Югоизточна Европа, турския пазар, Централна Европа и Западните Балкани. Но високият общ процент на свързаност не означава, че всички ограничения са решени.

Междусистемни връзки в регион Югоизточна Европа Източник: ЕСО

ЕСО: недостатъчен капацитет към Турция, Сърбия и Северна Македония

Десетгодишният план на ЕСО за 2026–2035 г. открива точно такива бъдещи тесни места. Пазарните модели показват, че с увеличаването на производството ще има все по-големи потоци изток–запад, а недостатъчен трансграничен капацитет се очаква на границите с Турция, Сърбия и Северна Македония.

Това е важно, защото в края на периода се добавя и потенциален нов ядрен блок в АЕЦ „Козлодуй“, докато соларните мощности и системите за съхранение продължават да нарастват.

С други думи, България може да има достатъчен среден коефициент на интерконективност, но да има неправилно разположен капацитет спрямо бъдещите търговски потоци.

Точно тук влиза логиката на новите европейски „магистрали“.

Българският 400 kV гръбнак трябва да бъде разширен

ЕСО определя мрежата 400 kV като гръбнака на електроенергийната система и планира съществени вътрешни инвестиции.

В Южна България се предвижда реконструкция на подстанция „Узунджово“ от 220/110 kV в 400/110 kV и нов 400-kV пръстен Узунджово – Любимец 2 – Асеново, както и нова подстанция „Алеко 2“. В Северна България са заложени нови 400-kV подстанции „Плевен 3“ и „Сухиндол“, а на североизток – нов пръстен Варна – Добрич 2 – Генерал Тошево 2 – Свобода.

Предоставената към анализа информация обобщава планираното развитие като приблизително 700 км нови 400 kV електропроводи и допълнителни трансгранични връзки.

Към това се добавя европейският проект CARMEN, който свързва България, Румъния и Унгария и включва нови и модернизирани 400 kV подстанции, автоматизирано управление и високоскоростна телекомуникационна мрежа.

Необходимост от повишаване на трансграничните преносни капацитети в югоизточна Европа  Източник: ЕСО

ЕСО вече не управлява само стълбове и проводници, а все по-цифрова система

Друг силен елемент в българската позиция е дигитализацията. ЕСО изпълнява проект „Цифрова трансформация на електропреносната мрежа“ по Механизма за възстановяване и устойчивост. Той включва модернизиране на SCADA/EMS системите, резервни диспечерски функции, автоматизирано управление на подстанции и телекомуникационна инфраструктура.

Планът предвижда нови системи за автоматизирано управление в подстанции 400 и 220 kV и дистанционно управление, както и модернизация на оборудване, което вече не отговаря на съвременните изисквания за надеждност и киберсигурност.

Това е съществено, защото при система с хиляди соларни паркове, батерии и активни потребители операторът трябва да вижда и управлява потоците почти в реално време.

Резултантна картина от прогнозите на ЕСО   Източник: ЕСО

Но самият ЕСО предупреждава: ВЕИ и батериите се строят по-бързо от мрежата

Най-силното предупреждение за България идва от самия десетгодишен план. ЕСО пише директно, че бурното изграждане на ВЕИ и ОСЕЕ – обекти за съхранение на електрическа енергия – значително надвишава сценариите на ИНПЕК и че електропроводи, подстанции и трансформаторна мощност не могат да се изграждат със същите темпове.

Това е почти същият проблем, който NAO открива във Великобритания.

Има обаче важна разлика: България вече преживява особено бърз ръст на батерийния сектор. Планът на ЕСО отчита инвестиционен интерес за 7610 MW системи за съхранение през периода 2026–2035 г., като огромната част е концентрирана в първите години.

Това може да помогне на системата – батериите поемат обедния соларен излишък и го връщат вечер – но не отменя нуждата от кабели. Батерията може да намали краткотрайно претоварване; тя не може да замести структурно недостатъчен трансграничен или регионален пренос.

Нови производствени мощности по видове източници  Източник: ЕСО

България е по-напред при преноса, отколкото при разпределението

Тук се намира една от най-важните слабости. Европейската комисия в Country Report 2026 прави ясно разграничение: България е постигнала напредък при преносната и трансграничната инфраструктура, но модернизацията на разпределителните мрежи изостава.

Това означава, че страната може да има добри 400 kV връзки със съседите, но индустриален парк, малка ВЕИ централа, домашен фотоволтаик или зарядна инфраструктура да срещнат ограничение на 20 kV или 110 kV. А именно на това ниво се случва по-голямата част от бъдещата електрификация.

Затова Комисията препоръчва ускорено внедряване на умни измервателни системи, smart grids, aggregation и demand response, както и по-прозрачни сигнали от балансиращия пазар.

Това е областта, в която България има повече работа от средното си добро представяне при интерконекторите. Един от проблемите, които трябва да се решат на ниво разпределение, е осигуряването на достатъчно инвестиции за модернизация и дигитализация на разпределителните мрежи. Електроразпределителните предприятия в страната отдавна сигнализират, че регулираните цени за битовите потребители не осигуряват достатъчно средства за необходимите инвестиции, но този въпрос и до днес остава отворен.

Батериите могат да намалят ценовите амплитуди, но не да ги премахнат

Бързото изграждане на BESS е едно от най-силните български предимства през 2026 г. Батериите купуват електроенергия в часовете с високо слънчево производство и ниска цена и я продават в пиковия вечерен период. Това може да ограничи отрицателните обедни цени, нуждата от принудително ограничаване на ВЕИ и част от вечерните ценови пикове.

Но твърдението, че те ще „сложат край“ на отрицателните или високите цени, е прекалено категорично. Достатъчно силен соларен излишък, ниско потребление или ограничен трансграничен капацитет все още могат да създадат отрицателни цени дори при много батерии.

По-точно е да се каже, че съхранението свива амплитудата и честотата на екстремните ценови ситуации.

В това отношение възстановяването на ПАВЕЦ „Чаира“ допълва литиево-йонните BESS – първата предоставя голямо и продължително съхранение, а вторите реагират много бързо на кратки колебания.

Къде всъщност е рискът за сметките на българския потребител

Мрежовата модернизация има двоен ефект. В краткосрочен план инвестициите могат да повишат мрежовите тарифи, защото новите активи трябва да бъдат финансирани и възстановени. Но алтернативата може да е по-скъпа.

Ако няма достатъчно мрежа, операторите трябва по-често да ограничават евтино производство, да включват скъпи резерви, да плащат за балансиране и да отказват нови инвестиции в индустрията или чистата генерация.

Затова Европейската комисия изрично посочва, че повече инвестиции могат в средносрочен план да понижат крайната сметка, ако позволяват включването на евтина генерация и намаляват общите системни разходи.

Това е и логиката на Плана за достъпна енергия, анализиран от ЕМИ – мрежовите тарифи трябва да изпращат правилните сигнали за това кога и къде е най-евтино да се консумира, а публичните бюджети могат да поемат част от извънредните инфраструктурни разходи, за да не бъдат те прехвърляни изцяло и внезапно върху потребителите.

Следващото състезание няма да е кой ще построи най-много ВЕИ, а кой ще ги свърже най-разумно

През първата фаза на европейския преход успехът се измерваше предимно в нови мегавати слънце и вятър. Следващата фаза ще се измерва в друго: колко от тези мегавати могат действително да бъдат използвани, прехвърлени, съхранени и доставени на разумна цена.

Британският пример показва икономическата цена на несъответствието. Една електроенергийна система може да разполага с достатъчно генерация и въпреки това да бъде скъпа, ако инфраструктурата не може да я придвижи.

Европа вече признава този проблем. Затова след години, в които политиката насърчаваше предимно производството, фокусът се мести към мрежи, междусистемни връзки, батерии, цифрово управление и потребителска гъвкавост.

България започва тази фаза от относително добра позиция. Тя вече е над европейската цел за междусистемна свързаност, ЕСО развива и дигитализира 400 kV мрежа, новите връзки с Румъния и Гърция увеличиха възможностите за обмен, а батерийният сектор расте необичайно бързо.

Но предупреждението в десетгодишния план е ясно: мрежата физически не може да се строи със скоростта, с която могат да се инсталират панели и батерии.

Затова следващият български инфраструктурен приоритет не би трябвало да е просто още производство. Той е тройният пакет пренос + разпределение + гъвкавост.

Защото от най-евтиният мегаватчас в Европа няма полза за потребителя, ако остане блокиран от другата страна на претоварения електропровод.