Силно перспективна възможност. Предлага Държавни Неограниченинтехнологични права, Държавен Монопол върху дълбоката топлинна енергия в земната кора и е перспективен за много сериозен агробизнес, продоволствия в оранжерийни производства и отопление.

 На кратко хипотетичен 20 годишен план, инвестиции реалистични по 16 млрд. Евро и Базова Електроенергия за 60 процентен дял от сега потребяваната енергия . Цена на електричество-висока, но в нея е включено дългосрочно изплащане на заеми и инвестиции. За такива мощности едни Аец блокове инвестиция за строеж е към поне 38 млрд. евро, но пък енергията е двойно по -евтина, като себестойност, без да се смята разходите по съхранение и преработка на горивото.

подробности по-късно.Търсихме огромно количество информация, технологиите за сондирания и изграждане на системите буквално са трудни за проследяване последните 5-8 години. В  България не съм убеден , че има адекватни специалисти, просто в България няма тази, този вид промишленност и технология. Свързано е и със сондажи за шистов газ, но и сус секретни военни технологии за подземни тунелни и превозни машини.

..............

 

Ето исканата таблица с преизчислени стойности в цели числа (евро) и минимални разяснения:

Етап / Период	Цена / Въздействие (EUR/MWh)	Обяснение
Стъпки 1 до 5 (Начало)	0	Грантово финансиране и спестени въглеродни квоти
Стъпка 6: Агро-паркове	-1 до -2	Приходите от продажба на топлина намаляват тарифата
Стъпка 7: ТЕЦ Марица Изток 2	+2 до +3	Временна надбавка към сметките по време на строеж
Стъпка 8: Периферни ТЕЦ	+4 до +6	Пикова надбавка по време на масовото изграждане
Стъпка 9: Топлофикации	0	Касае само цената на парното отопление
Стъпка 10: Балансиране	+3 до +4	Увеличение на мрежовите такси за пренос
Години 1-15 (Изграждане)	+8 до +10	Максимално кумулативно оскъпяване на потребителската тарифа
Години 16-40 (Експлоатация)	66 до 72	Фиксирана крайна цена на произведената базова енергия
След Година 40 (Амортизация)	15	Цена на енергията само за оперативна поддръжка след изплатен дълг

 

Баси безделника, брат меееее

преди 28 минути, ostavime написа:

Баси безделника, брат меееее

😁Така сме ний хрантутниците на социалка-пенционерите по инвалидност и наполовина по „старост“😁. Все още мога да уча и обработвам информация много по-добре от повечето „младежи“😄,............с ограничена памет разбира се.

Удри, баце, не ги слушай! Таа мачка не е ... сетих се виц...

Ранна утрин. Опашка от мрачни мъже чака да отворят селската кръчма. По тротоара зад тях се прокрадва котка. От опашката излиза тъмен балкански субект и  мълчаливо набива такъв як шут на котката, че тя отлита в храстите, след което субектът отново заема мястото си на опашката.
- Гоше, що се отнасяш така грубо с бедното животно, бе? - пита друг човек от опашката…
- Щото, хората от сутринта ги цепи главата, а тая тука - Дум, Прас, Трак, Дум с лапите по плочките…

без връзка

едит: каня се да прасна още един разказ от Шекли. Недокоснат от човешки ръце. Фен съм му.

 

преди 11 минути, laplandetza написа:

Все още мога да уча и обработвам информация много по-добре от повечето „младежи“

Пич, копи-пейст не е "обработка на информация" 

преди 12 минути, Rudy M. написа:

Пич, копи-пейст не е "обработка на информация" 

пич, преди копи-пейст има четене, осмисляне и план за нов копи-пейст и така около 20-на пъти.........

..........................

 

Кратко обобщение от ИИ Гемини

 

Цитат

Национална стратегия за дълбока геотермална трансформация на Република България: Технологии, икономика и суверенитет

1. Въведение и макроикономически контекст

В епохата на безпрецедентно ускоряващия се глобален енергиен преход и императивната нужда от абсолютна декарбонизация на световната икономика, енергийната система на Република България се намира в състояние на критично структурно, технологично и макроикономическо предизвикателство. Националният енергиен микс исторически е изграден върху два фундаментални стълба, които осигуряват непрекъсната, базова (baseload) електроенергия, жизненоважна за поддържане на индустриалния капацитет и битовото потребление. Тези стълбове са ядрената енергетика (АЕЦ „Козлодуй“) и мащабният въгледобивен и топлоелектрически комплекс в басейна „Марица Изток“, подпомаган от регионални топлоелектрически централи (ТЕЦ) като „Бобов Дол“, „Варна“ и „Русе Изток“.

Според официалните системни данни, брутното вътрешно потребление на електроенергия в страната се стабилизира на нива от около 37.2 до 38.1 тераватчаса (TWh) годишно през периода 2024–2025 г.

Експоненциално нарастващите разходи за въглеродни квоти в рамките на Европейската схема за търговия с емисии (EU ETS) превръщат производството на електроенергия от лигнитни въглища в икономически нерентабилен и структурно неустойчив процес. Официалните финансови отчети категорично демонстрират, че структуроопределящи държавни предприятия като ТЕЦ „Марица Изток 2“ генерират масивни финансови дефицити, надхвърлящи 52 милиона евро загуба само за една финансова година (2024 г.). Общите задължения на тези дружества системно ерозират и вече надхвърлят балансовата стойност на самите активи, създавайки системен риск за държавния бюджет.

Въпреки че навлизането на интермитентни (променливи) възобновяеми енергийни източници (ВЕИ) като слънчевата и вятърната енергия бележи значителен ръст, достигайки 33.8% от брутното национално потребление, тяхната производителност остава пряко зависима от метеорологичните условия. Ефективността им се измерва чрез критично нисък капацитетен фактор, вариращ между 20% и 25% за соларни паркове и едва 35% до 40% за вятърни турбини. Десетгодишният план за развитие на мрежата (TYNDP) на ЕСО ЕАД за периода 2025-2034 г. прогнозира изграждането на внушителните 23 GW нови мощности, от които 21.5 GW ще бъдат изцяло възобновяеми (вкл. 13.5 GW соларни). Този дисбаланс създава огромна опасност от принудително ограничаване на пазара (curtailment) през лятото и драстичен недостиг на енергия през зимата. Интермитентните източници не могат самостоятелно да гарантират стабилността на електроенергийната система и поддържането на критичната мрежова честота от 50 Hz без паралелни инвестиции в масивни батерийни системи (BESS), като TYNDP предвижда нужда от поне 5.3 GW системи за съхранение до 2034 г. Конвенционалното заместване на въглищните мощности би изисквало инвестиции, надхвърлящи 8 милиарда долара.

1.1 Стратегическа цел

За преодоляване на тази екзистенциална криза се разработва мащабна стратегическа интервенция за изграждане на 3,000 мегавата (MWe) нови, напълно диспечируеми дълбоки геотермални мощности.

• Целева годишна генерация: Над 22.8 TWh годишно (покриващи 60% от националното потребление).

• Режим на работа: Непрекъснат базов режим (24/7) с капацитетен фактор от 90-95%.

• Инфраструктурна стратегия: Директно репрофилиране на съществуващите фосилни ТЕЦ-ове, запазвайки тяхната електропреносна и турбинна инфраструктура, съчетано с каскадно оползотворяване на остатъчната топлина.

2. Геотермален потенциал на България

България разполага с изключително благоприятен геотермален профил, характеризиращ се със среден температурен градиент, вариращ между 25°C и над 40°C на всеки километър вертикална дълбочина. Територията се разделя макроструктурно на две основни геоложки провинции:

• Северна България (Мизийската платформа): Отличава се с дълбоки седиментни басейни. Изчислен среден топлинен поток от около 71 mW/m². На дълбочини от 3,000 до 4,500 метра температурите достигат между 100°C и 150°C. Тези параметри са идеално подходящи за бинарни електроцентрали, опериращи по Органичния цикъл на Ранкин (ORC) и затворени инсталации (AGS).

• Южна България (Средногорие и Рило-Родопски масив): Зона на силно разломна тектоника с множество повърхностни хидротермални извори (до 103°C). Очаква се на дълбочини от 5 до 7.5 километра в районите на Стара Загора (комплексът "Марица Изток"), Хасково и по поречието на река Струма скалните температури да достигат или надвишават 250°C - 300°C, навлизайки в зоната на супергорещите скали (Superhot Rock - SHR).

Анализ на Clean Air Task Force (CATF): Знаково проучване заключава, че усвояването на едва 1% от ресурса на супергорещи скали (5-10 км дълбочина) в България има теоретичния потенциал да осигури 98 Гигавата (GW) базова енергийна мощност, генерирайки над 812 TWh годишно – над 21 пъти повече от цялото брутно потребление на страната.

3. Еволюция на геотермалните технологии

Традиционните хидротермални системи изискват съвпадение на три фактора: висока температура, естествени подземни флуиди и висока пропускливост. Заради тази географска лотария, глобалният капацитет към 2025 г. е едва 17,173 MW (1% от ВЕИ микса). Индустрията еволюира през следните генерации технологии за добив от горещи сухи скали (Hot Dry Rock):

3.1 Усилени геотермални системи (EGS)

Целят създаване на изкуствени резервоари чрез инжектиране на вода под екстремно високо налягане (хидравлично разбиване/фракинг) за разширяване на пукнатини. Въпреки успехи в САЩ (Utah FORGE, Fervo Energy), EGS крие огромен риск от индуцирана сеизмичност. Проектът St1 Deep Heat в Еспоо (Финландия) доказа, че сондажи до 6.4 км в гранит предизвикват сеизмични смущения в градска среда и често не постигат нужния дебит, което прави EGS неприложими за урбанизирани и индустриални зони в България.

3.2 Усъвършенствани геотермални системи (AGS) - Затворен цикъл

AGS представляват напълно затворена мрежа от метални тръбопроводи, циментирани дълбоко в скалата. Те функционират като гигантски подземен радиатор. Работен флуид циркулира и абсорбира топлина единствено чрез кондукция (топлопроводност) през стените.

• Предимства: Нулев сеизмичен риск (няма фракинг), екологична изолация (няма замърсяване на водите), липса на корозия и минерализация (scaling). Експлоатационен живот от 50 до 100+ години.

• Мултилатерални мрежи (Eavor-Loop™): Два вертикални кладенеца се разклоняват в десетки километри хоризонтални сондажи, пресичащи се прецизно чрез магнитни сензори. Използва се термосифонен ефект (естествена конвекция) – студеният флуид се спуска, горещият се издига, елиминирайки нуждите от масивни повърхностни помпи. Първата комерсиална централа в Геретсрид (Германия) вече оперира (8.2 MWe / 64 MWth).

• Коаксиални системи (GreenLoop™): Конфигурация „тръба в тръба“ в един вертикален сондаж с вакуумно-изолирани вътрешни тръби (VIT). Идеални за ревитализация на изоставени кладенци.

• GGS (Geopressured Geothermal Systems - Sage Geosystems): Хибридна технология за съхранение. Използва скалата като механична пружина, съхранявайки вода под налягане при излишък от соларен ток и отдавайки мощност вечерта.

3.3 Свръхгорещи скали (Superhot Rock - SHR) и Свръхкритични флуиди

Достигане на дълбочини от 5 до 10 км, където температурите надвишават 373°C, а налягането - 22.06 MPa. Флуидът преминава в свръхкритична фаза (менискусът между течност и газ изчезва).

• Термодинамика: Плътност близка до течностите и вискозитет близък до газовете. Специфичната енталпия ($h$) и топлинният капацитет ($c_p$) достигат пикови стойности, предотвратявайки "криза на топлоотдаването" (boiling crisis).

• sCO2 срещу Вода: Свръхкритичният въглероден диоксид (sCO2) има по-ниска критична точка (31°C / 7.38 MPa) и генерира до 50% по-нисък спад на налягането. Въпреки това, водата остава категорично предпочитаният флуид за България, тъй като притежава по-висок топлинен капацитет (поема повече енталпия) и е съвместима със съществуващите въглищни парни турбини, които ще се ретрофитират.

• Мощност: Един SHR сондажен дублет генерира между 30 и 50 MWe (десетки пъти повече от конвенционален кладенец).

4. Парадигмопроменящи безконтактни сондажни технологии

Конвенционалните механични ротационни сонди (с поликристални диамантени длета - PDC) се износват бързо в твърди кристални скали при екстремни температури, налагайки непрекъснато изваждане на колоната ("tripping"). Това тласка разходите над $5,000/метър. Решението са енергийните сондажи:

Разработчик / Проект	Ключова технология	Принцип на действие и разрушаване на скалата	Статус и икономически ефект
Quaise Energy (САЩ)	Милиметрови вълни (Жиротрони)	Използва жиротрони (технология от ядрения синтез / ITER) за генериране на вълни (30-300 GHz). Енергията канализира в хибриден $HE_{11}$ режим. Разтопява и изпарява скалата до 3000°C чрез диелектрично нагряване. Газ аргон изтласква пепелта.	Полева демонстрация в Тексас. Скорост 5 м/ч (50 пъти по-бързо). Цели дълбочини до 20 км. Набрани $200 млн. Целеви CAPEX < $1000/метър.
GA Drilling (Словакия)	Плазмени импулси (NexTitan)	Генерира високоволтови електрически импулси (>200 kV, под 0.5 микросек). Създава плазмен канал и термично разпукване (spallation) чрез тензионни напрежения.	Привлечени $44.1 млн. Автономно управление (CanBUS) елиминира заклещването (stick-slip). Сваля разходите с до 40%. Тяга от 32,000 lbf тествана в Норвегия.
DeepU Consortium (ЕС)	Лазерно-криогенно сондиране	Високомощен лазер разтопява скалата, а свръхстуден криогенен азот рязко я охлажда (quenching).	Предизвиква витрификация (остъкляване). Формира 500-микрометрова стъклена обвивка, елиминирайки нуждата от скъпи стоманени обсадни тръби (casing).

5. Технологичен суверенитет и локализация на производството

За да не зависи от внос, България може да локализира производството и поддръжката на геотермалната инфраструктура:

• Наука и Жиротрони: Институтът по електроника на БАН (ИЕ-БАН) и СУ имат водеща експертиза в плазмената физика. Те разработват софтуер (GYREOSS) за симулация на мегаватови жиротрони за ITER. Компанията "Делта Лазерс" може да поддържа оптичните и плазмени системи.

• Машиностроене и Тежко оборудване: OMIM, MCI и Atlas Copco Bulgaria осигуряват подемни механизми, дизелови генератори (MTU), преносими въздушни компресори и системи за циркулация на флуидите.

• Металургия и Стоманени сплави: „Стомана Индъстри“ (Перник) с капацитет 1.4 млн. тона течна стомана произвежда специализирани микролегирани стомани (16Mo3, P265GH, P355GH, ASTM A516), устойчиви на пълзене (creep) и термична умора при над 400°C. Българските "Монтажи ПРОБГ", "Микромет", "Центрометал" и "STIMEX" ще изградят надземната част (BOP) и съдовете за налягане (>300 бара).

• Електроника и Мед: „Аурубис България“ (Пирдоп) доставя 340,000 тона рафинирана катодна мед годишно за кабелите и свръхпроводящите магнити. Български компании (Escatec, Comicon) произвеждат телеметрията и контролните платки.

• Високотемпературни цименти: За изолация на 10 км дълбочина при 400°C, конвенционалният портланд цимент деградира. "ТРУД" АД (огнеупорни бетони до 1250°C) и "Девня Цимент" ще произвеждат калциево-алуминатни съединения.

6. Инженерна интеграция и ретрофит на съществуващи ТЕЦ

Огромно икономическо предимство на SHR технологията е директното захранване на вече съществуващите руски парни турбини в Марица Изток (серия LMZ K-210-130-3, 210 MW, 3000 RPM, 130 bar, 535-545°C).

• Модернизация на вентилите (Ретрофит): Лятите корпуси се заменят с ковани стомани (forgings) за устойчивост на термична умора. Супер-херметичните уплътнения елиминират течовете, добавяйки 350-700 kW мощност към генератора.

• Режим "Плъзгащо се налягане" (Sliding Pressure Operation): Преминава се от дроселиране (което причинява lamination losses) към изцяло отворени вентили. Мощността се регулира чрез дебита от сондажите, повишавайки вътрешната изоентропна ефективност.

• Бинарни цикли (ORC): За локации с по-ниски температури (100-150°C) се изграждат нови бинарни турбини. Ако се ползва sCO2, топлообменникът отпада (затворен Rankine/Brayton цикъл), а турбината е 10 пъти по-компактна.

• Генератори и Трансформатори (GSU): Масивни трифазни синхронни генератори с дигитални AVR и възбудители (THYRIPART/THYRIPOL). Внедряват се Ограничители (OEL) и Volts/Hertz релета (<1.05 pu). Синхронизацията се поддържа чрез "Droop Control" (статизъм, 3-5% спад на честотата).

• Повишаващите трансформатори (GSU) използват $\Delta-Y$ свързване за солидно заземяване и блокиране на трети хармоници, с умишлено висок импеданс за ограничаване на токовете при късо съединение, и OFAF/ODAF системи за охлаждане.

• Инерция и Синхронни компенсатори: Мрежово-следящите (GFL) соларни инвертори могат да сринат мрежата при късо съединение. Ротационната маса на парните турбини осигурява естествена кинетична инерция. Генераторите могат да работят и като Синхронни компенсатори, инжектирайки реактивна мощност (MVAR) и повишавайки мощността на късо съединение на мрежата.

7. Разпределение на целевите мощности (3,000 MWe)

За да се генерират 22.8 TWh годишно (при 90% капацитетен фактор са нужни 2900 MW, закръглени на 3000 MWe), мощностите се разпределят върху съществуващи площадки (total ~5400 MW налични):

1. ТЕЦ „Марица Изток 2“ (1000 MWe): 20 до 25 свръхдълбоки SHR дублета. Директна подмяна на въглищните котли, захранване на 5 от съществуващите 210-мегаватови турбини. Емисиите падат със 70%.

2. ТЕЦ „Марица Изток 1“ и „Марица Изток 3“ (800 MWe общо): Хибридни AGS и SHR контури, захранващи сравнително модерните Alstom турбини.

3. ТЕЦ „Варна“ (500 MWe): 10 SHR дублета. Лазерно-криогенно сондиране през седиментите на Мизийската платформа. Отпадната топлина се ползва за термично обезсоляване на морска вода и пристанищна хладилна логистика.

4. ТЕЦ „Бобов Дол“ (400 MWe): Около 50 AGS контура (Eavor-Loop 2.0, всеки даващ ~8.6 MWe). Базовата енергия захранва електролизьори за зелен водород.

5. Градски топлофикации - София, Пловдив, Русе, Перник (300 MWe): Когенерационни AGS хъбове под градовете. Нулев сеизмичен риск. Осигуряват електричество и 1500 MWth топлина директно за топлопреносната мрежа.

8. Каскадно оползотворяване на отпадната топлина

За производството на 3000 MWe се извличат над 15,000 - 20,000 MWth топлинна мощност. Вместо да се разсейва през охладителни кули, тя се използва каскадно (Диаграма на Линдал), доближавайки 100% енергийна ефективност:

1. Индустриална дехидратация (120°C - 80°C): Капацитет от 100 MWth (колкото остава от 50 MWe централа) може да суши 50 тона плодове, зеленчуци, билки (розов цвят в Казанлък) на час, елиминирайки нуждите от природен газ.

2. Геотермални Агро-паркове (80°C - 40°C): Изграждане на 500 хектара стъклени оранжерии върху рекултивираните открити мини на Марица Изток. "Сухогръбначното" отопление повишава температурата и намалява влажността наполовина. Това физически елиминира патогени (сиво гниене, мана) и прави употребата на токсични фунгициди ненужна. Въглеродният диоксид (от съседни индустрии) се инжектира директно, увеличавайки растежа 4 пъти.

3. Прецизно животновъдство и Аквакултури (<40°C): Подово отопление за родилни помещения за свине (изискващи 24-28°C) и пилета, намаляващо смъртността и нуждата от антибиотици (намален FCR и THI). Подгряване на рециркулационни системи (RAS) за риби (тилапия, сом на 18-30°C), ускоряващо растежа със 100% и лекуващо паразити термично. Абсорбционни чилъри за логистични хладилници.

4. Директна екстракция на литий (DLE): Ако в гранитните батолити на Южна България се открият разсоли с >300 ppm литий (както в Корнуол, Англия), геотермалните централи ще произвеждат "нулево-въглероден литиев карбонат" за 4,000 $/тон (при продажна цена 7,500 - 20,000 $/тон). Това би надвишило многократно приходите от електричество.

5. Зелен Водород и Десалинизация: Електролизерите работят ефективно само при базов товар (90-96% капацитетен фактор на геотермията спрямо 20% за солара). Топлината (90-100°C) се ползва и за термично обезсоляване на вода (MED/MD).

9. Дългосрочна експлоатация и термично изчерпване

• Подземен контур (Живот 50-100+ години): Работният флуид е чист и затворен. Няма корозия от геотермални салами, няма отлагания (scaling). Изискват се минимални ревизии.

• Термично изчерпване (Thermal Drawdown): Скалите са лош проводник. Охлаждането засяга само радиус от няколко кубични метра около тръбите. След спад през първите 5 години, системата се стабилизира линейно. Разстоянието между хоризонталните кладенци трябва да е оптимално, за да няма термична интерференция.

• Надземно оборудване (BOP) ремонти за 100 г.:

• Парни турбини и генератори: Капитален ремонт на всеки 20-30 години (3-4 пъти за век).

• Топлообменници (Coils): Подмяна на 15-25 години (4-6 пъти за век).

• Помпи и компресори: Подмяна на лагери на 10-15 години.

• Електроника и сензори: Подмяна на 5-10 години.

• Общите O&M разходи са едва 1 - 1.5% от CAPEX годишно.

10. Юридическо структуриране и Моделът "OMV"

Конституцията (Чл. 18, ал. 1) и Законът за концесиите създават капан за дълготрайни инвеститори – ограничават експлоатацията до максимум 50 години. За да не се откупува милиарден актив накрая, България използва Преходни разпоредби на ЗК (Параграф 3) и чл. 66а от ЗПБ:

БЕХ създава 100% държавно дружество (SPV). Министерският съвет му предоставя безсрочно "право на ползване" върху недрата, заобикаляйки 50-годишния лимит.

Придобиване на технологията (Моделът OMV):

Вместо да се разработват технологии от нулата (разход 100-300 млн. евро), държавата (чрез БЕХ) инвестира между 40 и 100 милиона евро за придобиване на капиталов дял в стартъпи като Quaise, GA Drilling или Eavor. Това следва примера на OMV (които вложиха 34 млн. евро в Eavor). В замяна, България изисква Ексклузивен Национален Лиценз – право на ползване на патентите на българска територия за вечни времена, без дължими бъдещи такси (royalties) върху произведената енергия.

11. Финансово структуриране (CAPEX, RAB и CfD)

Общият осреднен CAPEX за 3000 MWe се оценява на 11.117 милиарда евро (в диапазон €7.2 млрд. - €15.1 млрд.). Capital Stack (миксът от финансиране) включва:

• Грантове (10-15%): Фонд за справедлив преход (JTF, 1.2 млрд. евро за България), ПВУ (Инвестиция 9).

• ЕИБ (40-50%): Дългосрочни заеми за чиста енергия (25-30 г. матуритет, 2.5-4.0% лихва).

• БЕХ ЕАД (25-30%): Емитиране на Зелени корпоративни облигации (исторически с 2.45-3.5% купон).

• ЕБВР / Търговски банки (10-15%): Синдикирани заеми с гаранции InvestEU.

Механизми за изплащане, заложени от КЕВР:

1. RAB Модел (Регулаторна база на активите) по време на строежа: Потребителите плащат малка надбавка към такса "Задължения към обществото" още по време на строителството. Това обслужва лихвите (IDC - Interest During Construction) и сваля WACC до 4.5 - 5.5%. Спестява до 30% от крайната цена на проекта.

2. CfD (Двупосочен договор за разлика) по време на експлоатация (15-40 г.): Фиксира се страйк цена (Strike Price) от $70 - $75/MWh (130-140 лв./MWh). Ако борсата падне под нея, Фонд СЕС доплаща. Ако борсата скочи (зимата), централата връща излишъка, предпазвайки гражданите от шокове.

12. Стратегически 10-стъпков план (20-годишен хоризонт)

Фаза / Стъпка	Дейност и Технологично решение	Оптимистичен CAPEX (EUR)	Осреднен CAPEX (EUR)	Песимистичен CAPEX (EUR)
Стъпки 1-2	3D Сеизмика (15 км дълбочина). Учредяване на SPV. Гаранция към ЕСО (25,565 EUR/MW).	101,600,000	104,100,000	106,600,000
Стъпка 3	Придобиване на Национален лиценз за безконтактни сондажи (Модел OMV).	40,000,000	60,000,000	100,000,000
Стъпка 4	Пилотна централа (10-50 MW) в ТЕЦ "Бобов Дол" за тренинг с PDC сонди.	150,000,000	250,000,000	380,000,000
Стъпка 5	Първи SHR дублет (10 км, >400°C) с микровълни/плазма в Марица Изток 2.	20,000,000	25,000,000	30,000,000
Стъпка 6	Изграждане на първите 100 ха стъклени Геотермални Агро-паркове (оранжерии).	250,000,000	435,000,000	620,000,000
Стъпка 7	Пълно репрофилиране на Марица Изток 2 (1,000 MWe). 20-25 дублета; демонтаж на котли.	500,000,000	750,000,000	1,000,000,000
Стъпка 8	Трансформация на Марица Изток 1&3, Бобов Дол (Водород), Варна (1,700 MWe общо).	2,500,000,000	3,250,000,000	4,000,000,000
Стъпка 9	Топлофикации в София, Пловдив, Русе (300 MWe). Връзки към 2,505 км мрежи.	100,000,000	200,000,000	300,000,000
Стъпка 10	Smart Grid интеграция. Балансиране чрез GGS механични акумулатори.	3,500,000,000	6,000,000,000	8,500,000,000
Преквалификация	За 10,000 заети работници от въглищните централи и мини.	40,000,000	43,000,000	50,000,000
ОБЩО	За 3,000 MWe Капацитет	~ 7,201,600,000	~ 11,117,100,000	~ 15,086,600,000

13. Справедлив преход и социално въздействие

Над 80% от експертните умения на миньорите и енергетиците са директно трансферируеми в геотермалната индустрия. Разходите за преквалификация възлизат средно на $4,295 на човек. За всичките 10,000 пряко заети в "Марица Изток", бюджетът е около 43 милиона евро (под 0.5% от CAPEX), което се покрива изцяло от европейския Фонд за справедлив преход (JTF). За разлика от соларните паркове, геотермалните централи и интегрираните агро-паркове генерират огромна и дългосрочна трудова заетост, спасявайки въглищните региони от демографски колапс.

14. Въздействие върху цените на електроенергията

Етап / Период	Цена / Въздействие (EUR/MWh)	Обяснение
Стъпки 1 до 5 (Начало)	0	Грантово финансиране и спестени въглеродни квоти
Стъпка 6: Агро-паркове	-1 до -2	Приходите от продажба на топлина намаляват тарифата
Стъпка 7: ТЕЦ Марица Изток 2	+2 до +3	Временна надбавка към сметките по време на строеж
Стъпка 8: Периферни ТЕЦ	+4 до +6	Пикова надбавка по време на масовото изграждане
Стъпка 9: Топлофикации	0	Касае само цената на парното отопление
Стъпка 10: Балансиране	+3 до +4	Увеличение на мрежовите такси за пренос
Години 1-15 (Изграждане)	+8 до +10	Максимално кумулативно оскъпяване на потребителската тарифа
Години 16-40 (Експлоатация)	66 до 72	Фиксирана крайна цена на произведената базова енергия (CfD)
След Година 40 (Амортизация)	15	Цена на енергията само за оперативна поддръжка след изплатен дълг

 

На теория България може да си осигори необходимите електрически мощности само от „зелена енергия“ и ГеоТермални ТЕЦ, но за акумулиране за денонощните цикли и много по-сложно и скъпо за годишните цикли „зелената енергия“ иска много инвестиции и ако се изградят каскади ПАВЕЦ и водопроводи, баражи, напорни системи, нови язовири дори, както и паркове за добив и съхранение на амоняк, както и нагнетяване в подземни съоражения на флуиди, втечняване на въздух и пр. -освен много милиарди, иска и много работа, време и в крайна сметка уврежда околна среда. Освен това соларните паркове в бъдеще трябва да се селектират и не заемат пасища и обработваеми земи-което ще намали общата планувана мощност окло наполовина. За да има възможност и за увеличаване на населението и индустриализация , както и бъдещи ИИ -мрежи, центрове за данни и суперкомпютърни мрежи -задължителна е и процент от общата базова мощност да е АЕЦ. Нувен е баланс, а „зелената енергия“ през сезона и деня да има добри транзитни международни мрежи и система за многонационална „компания“ кочто да менажира зелената енергия със съхранението и и последващи продажби.

 Геотермалната енергия  от тези ТЕЦ е в крайна сметка дългосрочно по -евтина и щадяща екологично и всякак от соларните паркове и вятърните мелници. Технологиите са чисто нови-в пробивните методи -буквално в момента се развиват и който инвестираще спечели доволно. Ако България откупи правата по плана -дългосрочните ползи са за милиарди.

преди 2 часа, Rudy M. написа:

Пич, копи-пейст не е "обработка на информация" 

ИИ действа с пълна сила. Мисленето... друг път. 

преди 43 минути, ostavime написа:

ИИ действа с пълна сила. Мисленето... друг път. 

Без него няма как да се случи. Информацията е недостижима за толкова кратко време, нужни са няколко дена, а сетне и обработка 2-3 седмици.

Технологиите , особенно за безконтактното пробиване са току-що развивани от експеримент към полеви проби, те дават скорост и понивават в пъти цената на пробиването, искат енергия разбира се. Те са заети от .........военни разработки-последни експерименти на военните от преди 6-7 години,а са започнали от преди 70 години.

ако бях „богаташ“ т.е. имам пари-свободни няколко стотици хиляди - бих инвестирал в една от тези компании

Цитат

Въз основа на най-актуалните данни към 2026 г., безконтактните технологии за сондиране преминават от фазата на лабораторни изследвания към полеви изпитания и ранна комерсиализация. Индустрията има ясно очертани планове кога тези методи ще заработят в реални енергийни проекти:
1. Сондиране с милиметрови вълни (Quaise Energy)
Тази технология в момента е най-близо до изграждането на реална електроцентрала в свръхгорещи скали:
Текущ статус (2025-2026 г.): След като успешно пробиха отвор от 118 метра в гранитна кариера в Тексас през 2025 г., през 2026 г. екипът планира да достигне дълбочина от 1 километър. По-важното е, че през 2026 г. компанията подготвя първия си комерсиален тест за извличане на топлинна енергия (flow test) от свръхгореща скала.

Комерсиален старт (2030 г.): Quaise Energy активно разработва първия си реален комерсиален проект, наречен Project Obsidian, който ще бъде разположен в Орегон. Целта е изграждането на 50-мегаватова (MW) геотермална електроцентрала, която да заработи официално през 2030 г., с планове за последващо разширяване до 250 MW. За целта компанията в момента набира финансиране от 200 милиона долара.
2. Плазмено-импулсно сондиране (GA Drilling - система NexTitan)
Словашката компания GA Drilling е позиционирана за най-бързо масово навлизане на пазара, тъй като технологията ѝ (която отслабва скалата чрез плазма) се интегрира директно към съществуващи сондажни платформи:
Текущ статус (2026 г.): След успешни тестове в Норвегия през февруари 2026 г., компанията официално обяви 2026 година за годината на преминаване от "валидирана технология" към "работещ актив" (Technology Readiness Level 7).

Комерсиален старт (2026-2027 г.): Благодарение на набрани 44.1 милиона долара капитал, GA Drilling вече планира първите си реални сондажни кампании съвместно с геотермални разработчици. Технологията започва да се прилага и в петролно-газовата индустрия (като например в офшорни проекти съвместно с Petrobras), което ще ускори съзряването ѝ за геотермални нужди.

3. Лазерно-криогенно сондиране (Консорциум DeepU)
Тази европейска разработка е на по-ранен етап в сравнение с американските и словашките си конкуренти:
Текущ статус (2025-2026 г.): В края на октомври 2025 г., след близо четири години лабораторни изследвания, консорциумът официално обяви създаването на първия си оперативен прототип. С това проектът обяви, че е готов да премине към фазата на полеви тестове (Field Testing Phase) през 2026 г., където лазерът и свръхкритичният азот ще бъдат изпитани извън лаборатория. Тази технология ще изисква още няколко години полеви тестове, преди да се приложи в мащабна електроцентрала.

Обобщение:
Новите методи вече са на терен (2026 г.) под формата на пилотни и хибридни сондажи. Реалното им внедряване в комерсиални геотермални електроцентрали, подаващи ток към мрежата, се очаква да се случи до края на настоящото десетилетие (около 2030 г.). Според прогнозите на Министерството на енергетиката на САЩ (DOE), благодарение на тези иновации, разходите за нови геотермални проекти се очаква да паднат под тези на ядрената енергия и природния газ до 2035 г..

 

 

преди 5 часа, laplandetza написа:

Все още мога да уча и обработвам информация

Айде без глупости, че станаха толкова много че направо препълни калдата. 

Ти ако можеше да учиш... нямаше да стигнеш до това падение. 

преди 1 час, laplandetza написа:

Без него няма как да се случи.

То и с "него" не се случва, пък "без него" - съвсем.  

преди 4 часа, laplandetza написа:

пич, преди копи-пейст има четене, осмисляне и план за нов копи-пейст и така около 20-на пъти

и на кого ги разказваш тия вицове - точно пък в технически форум.  И точно затова ти се смеят хората - на поредните глупости.

За какъв въобще се фантазираш, като в тия работи си пълен дилетант... Пък и с комплексарски напъни "кво нямали младите, пък ти колко много го имаш"... Ако пиеше хапчетата редовно, щеше поне да имаш възможността да схванеш че всички тук си имат ГЕМИНИ и фъшкии като тия всеки може да го накара да реди. И нито си сред малоумници, нито сред бавноразвиващи роми, а ти си тоя, дето си на тяхно място и само ти гледат сеира. 

120 процента базова Геотермална мощност-план

Финансов и Технологичен Параметър	Оптимистичен вариант	Осреднен вариант (Базов сценарий)	Песимистичен вариант	Ултра-Песимистичен вариант
Технологична среда	Бърз пробив на жиротроните (Quaise). 5 м/ч скорост. Пълно репрофилиране на LMZ турбините.[1, 1]	Стабилизиране на хибридни AGS. Частична нужда от нови ORC турбини и топлообменници.[1, 1]	Технологични забавяния. Чести stick-slip аварии в твърдите скали.[1, 1]	Масови срутвания на сондажите, корозия на обсадата,. Дълбока корупция при поръчките.
Целеви разход за сондиране	< $ 1,000 на метър	$ 1,500 - $ 2,500 на метър	> $ 4,000 на метър [1, 1]	Над $ 7,000 на метър (с включен "корупционен данък")
Общ CAPEX за 5,500 MW	~ € 13.20 милиарда	~ € 20.38 милиарда	~ € 27.65 милиарда	Над € 35 - 40 милиарда
Цена на енергията (CfD LCOE) Години 16-40	45 - 55 EUR/MWh	66 - 72 EUR/MWh [1, 1]	95 - 110 EUR/MWh	Над 130 EUR/MWh (Тотална нерентабилност)
Влияние върху тарифата (RAB)	+ 4 EUR/MWh	+ 8 до + 10 EUR/MWh [1, 1]	+ 15 EUR/MWh	+ 25 EUR/MWh (Икономически шок)
Възвръщаемост на инвестицията (ROI)	6 - 8 години	10 - 14 години	Над 18 години	Проектът се проваля или остава "Втори Белене"

Цитат

Стратегически план за абсолютен енергиен суверенитет: Проектиране, финансиране и изграждане на 120% базова геотермална мощност в Република България

1. Макроикономическа обосновка и параметриране на енергийната цел

В епохата на безпрецедентно ускоряващ се глобален енергиен преход, електроенергийната система на Република България е изправена пред екзистенциално структурно и макроикономическо предизвикателство.[1, 1] Националният енергиен микс исторически е конструиран върху фундаменти, осигуряващи непрекъсната базова (baseload) електроенергия, жизненоважна за поддържането на националния индустриален капацитет и битовото потребление.[1, 1] Тези два основни стълба са ядрената енергетика, представлявана от АЕЦ „Козлодуй“, и мащабният въгледобивен и топлоелектрически комплекс в басейна „Марица Изток“, подпомаган от регионални централи като ТЕЦ „Бобов Дол“, ТЕЦ „Варна“ и ТЕЦ „Русе Изток“.[1, 1]

Според официалните системни данни, брутното вътрешно потребление на електроенергия в страната се стабилизира на нива от приблизително 37.2 до 38.1 тераватчаса (TWh) годишно през периода 2024–2025 г..[1, 1] Успоредно с това, експоненциално нарастващите разходи за въглеродни квоти в рамките на Европейската схема за търговия с емисии (EU ETS) превръщат производството на електроенергия от лигнитни въглища в икономически нерентабилен и структурно неустойчив процес.[1, 1] Официалните финансови отчети категорично демонстрират, че структуроопределящи държавни предприятия като ТЕЦ „Марица Изток 2“ генерират масивни финансови дефицити, надхвърлящи 52 милиона евро загуба само за една финансова година (2024 г.).[1, 1] Общите задължения на тези дружества системно ерозират балансовата стойност на активите им, създавайки системен макроикономически риск за държавния бюджет.[1, 1]

Въпреки че навлизането на интермитентни (променливи) възобновяеми енергийни източници (ВЕИ) като слънчевата и вятърната енергия бележи значителен ръст, достигайки 33.8% от брутното национално потребление, тяхната производителност остава пряко зависима от метеорологичните условия.[1, 1] Ефективността им се измерва чрез критично нисък капацитетен фактор, вариращ между 20% и 25% за соларни паркове и едва 35% до 40% за вятърни турбини.[1, 1] Десетгодишният план за развитие на мрежата (TYNDP) на Електроенергийния системен оператор (ЕСО ЕАД) за периода 2025-2034 г. прогнозира изграждането на внушителните 23 гигавата (GW) нови мощности, от които 21.5 GW ще бъдат изцяло възобновяеми, включително 13.5 GW мащабни соларни паркове.[1, 1] Този тежък системен дисбаланс създава огромна опасност от принудително ограничаване на пазара (curtailment) през летните месеци, когато производството надвишава потреблението, и драстичен недостиг на енергия през зимата.[1, 1] Интермитентните източници не могат самостоятелно да гарантират стабилността на електроенергийната система и поддържането на критичната мрежова честота от 50 Hz без паралелни инвестиции в масивни батерийни системи (BESS), като TYNDP предвижда нужда от поне 5.3 GW системи за съхранение до 2034 г..[1, 1] Батериите обаче деградират за период от 10 до 15 години, което налага постоянен цикъл на капиталово реинвестиране.1

За преодоляване на тази криза и изпълнение на заданието за гарантиране на абсолютен дългосрочен суверенитет, се конструира стратегически план, целящ генерирането на базова и стабилизирана мощност, равняваща се на 120% от настоящата годишна консумация на електроенергия.1 Приемайки базовата годишна консумация на страната за 38 TWh, целевият обем за нетно генериране възлиза на 45.6 TWh електрическа енергия годишно.1 За да се осигури този колосален обем в непрекъснат базов режим (24 часа в денонощието, 7 дни в седмицата), е необходимо изграждането на приблизително 5,500 мегавата (MWe) диспечируеми геотермални мощности.1 Работейки с капацитетен фактор от 90% до 95%, тези 5,500 MW ще осигурят изцяло необходимите 45.6 TWh чрез местен ресурс и собствена технологична база, елиминирайки напълно зависимостта от вносни енергоносители.[1, 1]

 

Макроикономически и Системни Параметри	Стойност / Описание	Индикация за Националната Мрежа
Брутно потребление (база 2024-2025)	38.0 TWh годишно	Дефинира настоящите нужди от базова мощност.[1, 1]
Целева генерация (120% суверенитет)	45.6 TWh годишно	Гарантира излишък за износ и пълна независимост.1
Целеви геотермален капацитет	5,500 MWe	Замества изцяло въглищния сектор и осигурява 120% мощност.1
Капацитетен фактор на технологията	90% - 95%	Осигурява непрекъснат базов товар без нужда от BESS.[1, 1]
Теоретичен геотермален потенциал	98 GW / 812 TWh годишно	Усвояването на едва 1% от ресурса покрива нуждите 21 пъти.[1, 1]

2. Геоложки проучвания и термодинамика на супергорещите скали

Успехът на мегапроекта зависи фундаментално от акуратното картиране на термалния потенциал на дълбочини, надхвърлящи конвенционалния хидротермален добив. Предварителните проучвания изискват провеждането на екстензивни 3D сеизмично-рефлексни сканирания и магнитотелурични изследвания за измерване на дълбочината на Кюри точката в районите на съществуващите ТЕЦ.[1, 1] Тези данни се използват за конструирането на високопрецизни цифрови близнаци (digital twins) на литосферата до 15 километра дълбочина, локализирайки зоните с най-висок топлинен поток и минимизирайки геоложкия риск.[1, 1]

България разполага с изключително благоприятен геотермален профил, характеризиращ се със среден температурен градиент, вариращ между 25°C и над 40°C на всеки километър вертикална дълбочина.[1, 1] Геоложки, територията се разделя макроструктурно на две основни провинции. Северна България, доминирана от Мизийската платформа, се отличава с дълбоки седиментни басейни, където изчислен среден топлинен поток от около 71 mW/m² осигурява температури между 100°C и 150°C на дълбочини от 3,000 до 4,500 метра.[1, 1] Южна България, обхващаща Средногорието и Рило-Родопския масив, представлява зона на силно разломна тектоника с наличие на плитки магмени интрузии. Очаква се на дълбочини от 5 до 10 километра в районите на Стара Загора (където е ситуиран комплексът "Марица Изток"), скалните температури да надвишават 373°C, навлизайки директно в зоната на супергорещите скали (Superhot Rock - SHR).[1, 1]

При дълбочини от 5 до 10 километра литостатичното и хидростатичното налягане преминават границата от 22.06 MPa.[1, 1] При тези екстремни термодинамични условия, инжектираният в скалите работен флуид преминава в свръхкритична фаза.[1, 1] В това агрегатно състояние физическата граница (менискусът) между течност и газ изчезва напълно, а флуидът придобива хибридни свойства: плътност, близка до тази на течностите, което позволява преноса на колосална маса топлинна енергия на единица обем, и кинематичен вискозитет, близък до този на газовете, което драстично намалява силите на триене и хидравличното съпротивление при движението му нагоре към повърхността.[1, 1] Специфичната енталпия и топлинният капацитет достигат екстремни пикови стойности, предотвратявайки феномени като "криза на топлоотдаването" (boiling crisis) и позволявайки непрекъснат, високоефективен трансфер на топлина.[1, 1]

Математическото моделиране показва, че въпреки предимствата на свръхкритичния въглероден диоксид (sCO2), който генерира до 50% по-нисък спад на налягането поради по-ниската си критична точка (31°C / 7.38 MPa), водата остава категорично предпочитаният флуид за българския проект.[1, 1] Водата притежава значително по-високи капацитетни свойства за задържане на енталпия и е единственият флуид, който гарантира пълна съвместимост със съществуващата парно-турбинна инфраструктура на въглищните централи, които ще бъдат директно репрофилирани.[1, 1] Инженерните екстраполации доказват, че един свръхдълбок SHR сондажен дублет генерира между 30 и 50 MWe, което е десетки пъти повече от добива на стандартен хидротермален кладенец.[1, 1]

3. Революция в безконтактните сондажни технологии

Основната финансова и чисто физична бариера пред масовото внедряване на системите за свръхгорещи скали и дълбоките затворени контури е експоненциалното нарастване на капиталовите разходи (CAPEX) при използване на конвенционални механични технологии.[1, 1] Конвенционалните ротационни сонди използват поликристални диамантени длета (PDC), които деградират и се износват екстремно бързо при контакт с твърди, абразивни кристални скали като гранит и базалт при температури над 200°C.[1, 1] Физическото износване налага непрекъснато спиране на ротационния процес за изваждане на цялата километрична сондажна колона до повърхността само за подмяна на режещата глава – изключително бавна процедура, известна в индустрията като "tripping".[1, 1] Допълнителен критичен проблем е феноменът на заклещване и приплъзване (stick-slip), при който сондажната колона се усуква като масивна пружина и се освобождава експлозивно, разрушавайки скъпата електроника на забоя.[1, 1] Тези фактори тласкат разходите над $5,000 на пробит метър, правейки конвенционалните свръхдълбоки projects нерентабилни.[1, 1]

За постигането на целевите 5,500 MW при оптимизиран бюджет, планът разчита изключително на внедряването на енергийни, безконтактни сондажни технологии, които целят сваляне на разходите под $1000 на метър.[1, 1]

Разработчик и Технология	Физичен принцип на взаимодействие със скалата	Оперативни и икономически параметри
Quaise Energy   (Милиметрови вълни)	Използва жиротрони за генериране на високочестотни електромагнитни вълни (30-300 GHz). Енергията се канализира в хибриден $HE_{11}$ режим. Скалата се разтопява и изпарява до 3000°C чрез диелектрично нагряване, а пепелта се изтласква с газ аргон. [1, 1]	Демонстрирана скорост от 5 метра на час в твърд гранит (50 пъти по-бързо от механични сонди). Липса на движещи се части на забоя позволява достигане на дълбочини до 20 км. [1, 1]
GA Drilling   (Плазмени импулси NexTitan)	Генерира високоволтови електрически импулси (>200 kV) с време на нарастване под 0.5 микросекунди. Създава плазмен канал и предизвиква термично разпукване (spallation) чрез тензионни напрежения. [1, 1]	Сваля разходите с до 40%. Интегрирано автономно управление (CanBUS) напълно елиминира торзионните вибрации (stick-slip). Валидирана тяга от 32,000 lbf при тестове в Норвегия. [1, 1]
DeepU Consortium   (Лазерно-криогенно сондиране)	Високомощен лазер разтопява скалната повърхност, след което инжектиран свръхстуден криогенен азот я охлажда светкавично (quenching). Това спира кристализацията и предизвиква витрификация (остъкляване). [1, 1]	Формира естествена стъклено-керамична обвивка (500 микрометра), която служи като структурен крепител. Елиминира нуждата от скъпи стоманени обсадни тръби (casing), спестявайки над 30% от CAPEX. [1, 1]

Технологията на Quaise Energy представлява най-радикалната иновация, базирана на директен трансфер на знания от изследванията на ядрения синтез (ITER). Тъй като дължината на вълната на генерираните микровълни е по-голяма от частиците прах и дим, те не страдат от ефекта на Релей (Rayleigh scattering) и преминават безпрепятствено през хаотичната среда в сондажа, доставяйки колосална енергия директно до кристалния фундамент.[1, 1] От своя страна, плазмената технология NexTitan на GA Drilling е обезпечена с 44.1 милиона долара финансиране от консорциуми и вече се комерсиализира, предлагайки хибриден преход чрез отслабване на скалата преди механичното ѝ изгребване.[1, 1]

4. Архитектури на затворените контури (AGS) и каскадно оползотворяване

За райони, където температурите не достигат свръхкритични стойности, но са достатъчни за захранване на бинарни цикли, се интегрират Усъвършенстваните геотермални системи (AGS) със затворен контур.[1, 1] Те представляват напълно затворена мрежа от метални тръбопроводи, циментирани дълбоко в скалата, в която работен флуид циркулира и абсорбира топлина единствено чрез кондукция.[1, 1] Тъй като флуидът не контактува с формацията, се елиминира сеизмичният риск, няма опасност от замърсяване на водоносните хоризонти, липсва корозия и минерализация (scaling) на надземното оборудване.[1, 1] Това гарантира експлоатационен живот на контура от 50 до над 100 години, което е фундаментът за дългосрочната икономическа рентабилност.[1, 1]

Мултилатералните мрежи, като технологията Eavor-Loop™, разчитат на пробиването на два вертикални кладенеца, които се разклоняват в десетки километри хоризонтални сондажи.[1, 1] Използвайки ефекта на термосифона (разликата в плътността между студения спускащ се и горещия издигащ се флуид, базирана на приближението на Бусинеск и уравненията на Навие-Стокс), системата генерира автономна хидростатична тяга.[1, 1] Това елиминира нуждите от масивни повърхностни помпи и техния паразитен товар.[1, 1] Алтернативните коаксиални системи, като GreenLoop™ на GreenFire Energy, използват конфигурация „тръба в тръба“ с вакуумно-изолирани вътрешни тръби (VIT), което ги прави идеални за ревитализация на изоставени кладенци.[1, 1] За оптимизация на топлообмена се прилагат иновации като термично проводимия цимент на XGS Energy, който увеличава топлинния поток с 30% до 50%.[1, 1]

4.1. Каскадно оползотворяване на топлината (Диаграма на Линдал)

За да се генерират 5,500 MWe електричество, сондажите извличат към повърхността топлинен еквивалент, надхвърлящ 25,000 MWth.[1, 1] Вместо тази енергия да се разсейва през охладителни кули, тя се използва каскадно, постигайки близо 100% термодинамична ефективност.[1, 1]

Първото стъпало (120°C - 80°C) захранва индустриалната дехидратация – сушилни инсталации за плодове, зеленчуци и билки (напр. розов цвят в Казанлък), елиминирайки нуждите от природен газ в преработвателната промишленост.[1, 1] Второто стъпало (80°C - 40°C) захранва стотици хектари Геотермални Агро-паркове (стъклени оранжерии) върху рекултивираните мини на "Марица Изток".[1, 1] "Сухогръбначното" отопление понижава влажността, което физически елиминира патогени като сиво гниене (Botrytis cinerea) и мана, правейки употребата на токсични фунгициди ненужна.[1, 1] Инжектирането на въглероден диоксид ускорява растежа до 4 пъти, осигурявайки целогодишна, екологично чиста продукция.[1, 1]

Третото стъпало (под 40°C) подгрява рециркулационни системи (RAS) за прецизни аквакултури и осигурява подово отопление за животновъдството, намалявайки смъртността.[1, 1] Остатъчната топлина около 90-100°C се интегрира и в инсталации за термично обезсоляване на вода (MED/MD) и директно захранва 2,505 км градски топлопреносни мрежи в София, Пловдив, Русе и Перник, декарбонизирайки изцяло битовото отопление.[1, 1] Ако в гранитните батолити на Южна България се установят разсоли с концентрация на литий над 300 ppm (подобно на Корнуол), ще се внедрят системи за Директна екстракция на литий (DLE), генериращи нулево-въглероден литиев карбонат, чиято пазарна стойност многократно надвишава тази на самата електроенергия.[1, 1]

5. Ретрофит на съществуващите мощности и електроенергийна интеграция

Стратегията за 5,500 MW мощност се базира на пълно репрофилиране (brownfield retrofit) на съществуващите фосилни централи, което запазва милиарди евро вградена капиталова стойност в електропреносна и турбинна инфраструктура.[1, 1] В ТЕЦ „Марица Изток 2“ оперират осем масивни руски парни турбини (серия LMZ K-210-130-3, 210 MW, 3000 RPM, 130 bar, 535-545°C).[1, 1] Свръхкритичната пара от SHR сондажите притежава идентични термодинамични параметри с въглищните котли, което позволява пълният им демонтаж и директно подаване на чистата пара към турбините.[1, 1]

Извършва се критичен инженерен ретрофит: лятите корпуси на вентилите се заменят с кована стомана (forgings) за издръжливост на свръхналягане и термична умора, а супер-херметичните уплътнения възстановяват загубите на жива пара, добавяйки между 350 и 700 kW мощност към генератора.[1, 1] Централите преминават към режим на "Плъзгащо се налягане" (Sliding Pressure Operation). Вместо мощността да се регулира чрез дроселиране на вентилите (което причинява огромни термодинамични загуби), вентилите остават напълно отворени, а мощността се контролира динамично чрез дебита от самите сондажи, повишавайки вътрешната изоентропна ефективност с 2.5% до 3%.[1, 1]

Интеграцията на тези въртящи се машини към националната мрежа е фундаментална за системната стабилност. С експоненциалното добавяне на мрежово-следящи (GFL) соларни инвертори, мрежата губи физическа ротационна инерция.[1, 1] Огромната ротационна маса на парните турбини и 210-мегаватовите трифазни синхронни генератори действа като кинетичен буфер, поддържайки честотата от 50 Hz при сътресения.[1, 1] Дори когато геотермалната централа не произвежда активна мощност (поради излишък на соларен ток), генераторът може да оперира като Синхронен компенсатор (Synchronous Condenser), инжектирайки колосални количества реактивна мощност (MVAR) и осигурявайки мощност на късо съединение, което локално втвърдява мрежата.[1, 1] Защитата и управлението се осигуряват от цифрови автоматични регулатори на напрежението (AVR), Ограничители на превъзбуждането (OEL) и Volts/Hertz релета, които предотвратяват магнитното пренасищане.[1, 1] Енергията се повишава чрез масивни GSU трансформатори (в схема звезда-триъгълник) за безопасен пренос през 400 kV магистрали на ЕСО.[1, 1]

5.1. Балансиране чрез Геотермално налягане (GGS)

За да се реши проблемът с дългосрочното съхранение на енергия без използването на екологично вредни литиево-йонни батерии, планът интегрира Системите за геотермално налягане (GGS) на Sage Geosystems.[1, 1] При свръхпроизводство на евтина соларна енергия през деня, водата се нагнетява под екстремно хидростатично налягане в скалните пукнатини, разширявайки ги еластично.[1, 1] Скалният масив се превръща в гигантска хидравлична пружина. Вечерта, литостатичното налягане изтласква нагрятата вода обратно към турбините. Тази система постига 75% "round-trip" ефективност и осигурява перфектен гъвкав профил (load-following) за извършване на високопечеливш енергиен арбитраж на дневните спот пазари, доказан чрез комерсиалния проект EarthStore и мащабното споразумение на Sage с Meta Platforms за 150 MW съхранение.[1, 1]

6. Юридически процедури, придобиване на права и локализация

Изграждането на базова инфраструктура с живот над 100 години налага специфично юридическо структуриране, което да гарантира абсолютния технологичен суверенитет на държавата. Съгласно Член 18, алинея 1 от Конституцията, подземните богатства са изключителна държавна собственост.[1, 1] Законът за концесиите обаче създава непреодолима пречка, ограничавайки експлоатационните права на частни инвеститори до максимум 50 години.[1, 1] Отдаването на ресурса на външни разработчици би принудило България да откупува собствената си инфраструктура в бъдеще.1

За да се заобиколи този концесионен лимит, се използват изключенията в Преходните и заключителни разпоредби на Закона за концесиите (Параграф 3) и чл. 66а от Закона за подземните богатства (ЗПБ).[1, 1] Българският енергиен холдинг (БЕХ ЕАД) учредява 100% държавно Дружество със специална инвестиционна цел (SPV). Министерският съвет предоставя на това дружество безсрочно "право на ползване" върху държавните недра, установявайки абсолютен монопол за вечни времена.[1, 1]

За да придобие върховите технологии, без да инвестира десетилетие и милиарди в R&D, България прилага "Модела OMV".[1, 1] През 2023 г. австрийската OMV инвестира 34 милиона евро за придобиване на 6.5% дял в Eavor Technologies срещу ексклузивни лицензионни права.[1, 1] БЕХ ЕАД ще осъществи аналогична стратегическа капиталова инвестиция в размер от 40 до 100 милиона евро в технологичните лидери (Quaise, GA Drilling). Срещу този капитал, държавата придобива Ексклузивен Национален Лиценз (Master National License), който дава правото технологиите и патентите да се експлоатират на територията на страната завинаги, без да се дължат бъдещи лицензионни такси (royalties) върху произведената енергия.[1, 1]

За локализиране на веригата на доставки и минимизиране на зависимостта от внос, българската тежка индустрия поема ключова роля.1 "Стомана Индъстри" (Перник) с капацитет 1.4 млн. тона стомана ще произвежда микролегирани сплави (16Mo3, P265GH), издържащи на екстремна термична умора.[1, 1] "Аурубис България" (Пирдоп) ще доставя 340,000 тона рафинирана мед за силовите кабели и свръхпроводящите магнити, нужни за жиротроните.[1, 1] Български компании като "Монтажи ПРОБГ" и "Микромет" ще изградят надземната инфраструктура (BOP) и съдовете под налягане.[1, 1]

7. Финансов инженеринг, инвестиционни програми и кредитиране

Изграждането на 5,500 MW дълбока геотермална мощност представлява колосален инфраструктурен проект, чийто Capital Stack (микс от финансиране) се структурира така, че да минимизира среднопретеглената цена на капитала (WACC) до 4.5% - 5.5%.[1, 1]

• Европейска инвестиционна банка (ЕИБ): ЕИБ, която само през 2025 г. осигури 646 млн. евро за България, действа като основен кредитор (40-50% от дълга), предоставяйки дългосрочни заеми с матуритет 25-30 години и преференциални лихви (2.5% - 4.0%) съгласно своята Energy Lending Policy.2

• Зелени корпоративни облигации (БЕХ ЕАД): Националният холдинг има доказан капацитет на дълговите пазари, като през 2025 г. емитира поредната си емисия от 800 милиона евро при 4.25% купон, презаписана 3.5 пъти от инвеститорите.3 БЕХ ще емитира профилирани Зелени облигации (Green Bonds), покриващи 25-30% от финансирането.1

• Безвъзмездни грантове и фондове на ЕС: Проектът ще абсорбира европейски средства чрез Фонда за справедлив преход (JTF), от който България разполага с 1.2 млрд. евро. Бюджет от едва 43 млн. евро (под 0.5% от CAPEX) е достатъчен за пълната преквалификация на всички 10,000 миньори и енергетици от "Марица Изток", чиито умения (управление на турбини и съоръжения под налягане) са над 80% трансферируеми в геотермалната индустрия.[1, 1] Пилотните фази ще бъдат съфинансирани и от Иновационния фонд на ЕС, който подкрепя First-of-a-Kind проекти.[1, 1]

• Синдикирани заеми: Останалите 10-15% се покриват от синдикирани търговски заеми, обезпечени с гаранционни инструменти по програмата InvestEU и ЕБВР.1

8. Дългосрочни схеми на изплащане и прогнозни цени на електроенергията

За да се предпази националната икономика от инфлационни шокове, схемата на изплащане и ценообразуване на произведената електроенергия преминава през три строго регламентирани етапа.[1, 1]

8.1. Фаза на строителство (RAB Модел)

Финансирането на огромните лихви по време на строителството (Interest During Construction - IDC) за такъв дълъг период е критичен риск, който може да оскъпи проекта двойно.[1, 1] За предотвратяването му се прилага моделът на Регулаторната база на активите (RAB). Потребителите покриват минимална надбавка към таксата "Задължения към обществото" в сметките си за електроенергия още по време на строежа. Тази надбавка директно обслужва лихвите по заемите на SPV-то към ЕИБ и облигационерите.[1, 1] Този механизъм драстично сваля инвестиционния риск и общия WACC, спестявайки до 30% от крайната цена на проекта. В тази фаза се прогнозира временно кумулативно оскъпяване на потребителската тарифа с +8 до +10 EUR/MWh.[1, 1]

8.2. Експлоатационна фаза (CfD Механизъм, Години 16-40)

След въвеждането на мощностите в експлоатация, RAB надбавката отпада. Изплащането на мултимилиардната главница се гарантира чрез Двупосочни договори за разлика (Two-way CfD), сключени с Фонд "Сигурност на електроенергийната система" (ФСЕС) за период от 15 до 40 години.[1, 1] При този механизъм се фиксира Изравнената цена на електроенергията (LCOE) на т.нар. страйк цена (Strike Price), прогнозирана между 66 и 72 EUR/MWh (около 130-140 лв./MWh).[1, 1] Ако борсовата цена падне под нея, ФСЕС доплаща разликата. Ако през зимата борсата скочи над нея, геотермалната централа връща свръхпечалбата във ФСЕС. Това гарантира 100% защита на индустрията и гражданите от ценови скокове.

8.3. Пост-амортизационен период (След Година 40)

Истинският макроикономически дивидент настъпва след пълното погасяване на първоначалния дълг (CAPEX). Тъй като дълбоките затворени контури нямат разходи за закупуване на гориво, не плащат въглеродни квоти, нямат движещи се подземни части и не корозират, производствената цена се срива до експлоатационния минимум (OPEX).[1, 1] Оценките показват, че LCOE пада до екстремните 15 EUR/MWh, които покриват единствено оперативната поддръжка, софтуерния мониторинг и заплатите на надземния персонал, осигурявайки на бъдещите поколения на практика безплатна, непрекъсната базова енергия.[1, 1]

9. Подробен 10-стъпков план за 120% мощност (5,500 MW)

За да се минимизират геоложките и технологични рискове, мащабирането до целевите 5,500 MW се разгръща чрез прецизен 10-стъпков алгоритъм в рамките на 15 до 20 години.[1, 1, 1]

1. Дълбочинно геоложко картиране (Месеци 1-12): Провеждане на 3D сеизмични и магнитотелурични проучвания (до 15 км дълбочина) около съществуващите ТЕЦ. Създаване на цифрови близнаци за локализиране на топлинния поток.[1, 1]

2. Юридическо структуриране (Месеци 6-18): Приемане на "Закон за дълбоката геотермална енергия". Учредяване на 100% държавно SPV към БЕХ, получаващо безсрочно "право на ползване" върху недрата, елиминирайки 50-годишните концесии.[1, 1]

3. Придобиване на права (Модел OMV) (Месеци 12-24): БЕХ инвестира целево между 40 и 100 милиона евро в технологични лидери (Quaise, GA Drilling, Eavor) срещу Ексклузивен Национален Лиценз за вечни времена без дължими royalties.[1, 1]

4. Пилотна AGS централа (Години 2-4): Изграждане на 10-50 MWe затворен контур (напр. в ТЕЦ "Бобов Дол") за Proof of Concept. Обучение и преквалификация на първата вълна български минни специалисти за опериране със сонди.[1, 1]

5. Първи свръхдълбок SHR дублет (Години 4-6): Внедряване на жиротронни микровълни или плазмени импулси. Достигане до 10 км дълбочина (>400°C). Свръхкритичната пара се подава експериментално към 210-мегаватова LMZ турбина в ТЕЦ "Марица Изток 2".[1, 1]

6. Старт на Геотермалните Агро-паркове (Години 5-8): Каскадно насочване на отпадната топлина към индустриални сушилни (120-80°C) и изграждане на първите 100 хектара стъклени оранжерии върху рекултивирани минни терени, създавайки хиляди зелени работни места.[1, 1]

7. Пълно репрофилиране на Марица Изток (Години 8-14): Масово разгръщане на безконтактното сондиране. Пълна подмяна на въглищните котли с геотермална пара в ТЕЦ 1, 2 и 3. Достигане на базов геотермален капацитет от над 2,500 MW в комплекса.[1, 1]

8. Трансформация на периферните ТЕЦ (Години 10-16): Разширяване на ТЕЦ "Варна" (достигане на 1,000 MW чрез лазерно-криогенни сонди, интегрирайки термично обезсоляване) и ТЕЦ "Бобов Дол" (достигане на 800 MW, захранващи масивна продукция на зелен водород).1

9. Декарбонизация на градовете (Години 12-18): Изграждане на когенерационни AGS хъбове под София, Пловдив, Русе и Перник (достигане на 1,200 MW). Остатъчната топлина декарбонизира напълно 2,505 км градски топлопреносни мрежи.[1, 1]

10. Интеграция на интелигентни мрежи (Години 15-20): Финализиране на целевите 5,500 MW. Внедряване на Системи за геотермално налягане (GGS). Кладенците акумулират вода под налягане при излишък от соларен ток през деня, трансформирайки се в гигантски механични батерии за балансиране на мрежата вечер.[1, 1]

10. Технологични и строителни предизвикателства: Превенция и отстраняване

Достигането на супергорещи скали (SHR) на дълбочини над 5 километра не е лишено от тежки технологични рискове, които изискват специализирани инженерни решения:

• Стабилност на ствола и свръхналягане: Сондажите преминават през геоложки зони с изключително високи тектонски напрежения и анормално свръхналягане (overpressured zones). Използването на неправилно тегло на сондажната кал (mud weight) крие риск от срутване на сондажа (wellbore collapse) при недостатъчно налягане или от нежелано хидравлично разбиване на формацията при свръхналягане. Превенцията налага стриктни геомеханични симулации, 3D моделиране на стреса и прилагане на техники за укрепване на напрежението (stress caging).

• Термично циклиране и корозия на обсадните тръби (Casing Failure): Изключително агресивната среда на свръхкритичната вода (>300°C) създава безпрецедентни условия за корозия. При тези температури конвенционалната въглеродна стомана губи якостта си, като става податлива на водородна крехкост (hydrogen embrittlement), сулфидно стресово напукване и микро-пукнатини от високотемпературна водородна атака. Неуспехът да се изолират тези участъци води до фатално разрушаване на сондажа.

• Иновативни материали: За отстраняване на тези рискове се предвижда категоричен отказ от стандартна стомана в дълбоките секции и внедряване на високотехнологични титаниеви сплави (като Ti-745), никелови сплави (SM2245, SM2550) и самовъзстановяващи се, киселинно-устойчиви циментови смеси за фиксация.

11. Корупционни и институционални рискове в българския енергиен сектор

Осъществяването на инфраструктурен мегапроект в България носи сериозни институционални опасности. Историческият опит с проекти като АЕЦ "Белене" и хидроенергийни каскади демонстрира модели на лошо управление, липса на прозрачност и икономически необосновани решения,. Управителните съвети на държавни дружества (като ТЕЦ "Марица Изток 2") често са доминирани от политически назначения, което създава риск от извличане на публични средства чрез нагласени обществени поръчки,.

• Консултантски мрежи и източване на ресурси: Разследвания, като случая "Джи Пи Гейт", разкриват мащабни злоупотреби с европейски фондове, при които мрежи от консултантски фирми, свързани с големи строителни компании, манипулират тръжната документация и предварително разпределят поръчките,. Чрез фиктивни количествено-стойностни сметки (паралелно счетоводство, при което се влагат по-малко материали от фактурираните) се генерира "корупционен данък" от 30% до 40% върху общата стойност на обектите.

• Политическа нестабилност: Честите смени на правителства водят до забавяне на ключови реформи и блокиране на средства (като тези по Плана за възстановяване и устойчивост), което може фатално да забави пилотните фази на геотермалния план,.

• Механизми за контрол: Успехът на проекта изисква пълно отваряне на данните за поръчките (Open Contracting Data), въвеждане на стриктна европейска условност (EU Conditionality) за финансирането и директен надзор от Европейската прокуратура (EPPO) върху всяко разходвано евро,,.

12. Оценка на риска: Инвестиционни сценарии (Оптимистичен, Осреднен, Песимистичен и Ултра-Песимистичен)

Завършването на пълния мащаб от 5,500 MW изисква прецизно моделиране на капиталовите разходи, които зависят ексклузивно от темповете на комерсиализация на безконтактните сондажи и прозрачността на изпълнение.

Финансов и Технологичен Параметър	Оптимистичен вариант	Осреднен вариант (Базов сценарий)	Песимистичен вариант	Ултра-Песимистичен вариант
Технологична среда	Бърз пробив на жиротроните (Quaise). 5 м/ч скорост. Пълно репрофилиране на LMZ турбините.[1, 1]	Стабилизиране на хибридни AGS. Частична нужда от нови ORC турбини и топлообменници.[1, 1]	Технологични забавяния. Чести stick-slip аварии в твърдите скали.[1, 1]	Масови срутвания на сондажите, корозия на обсадата,. Дълбока корупция при поръчките.
Целеви разход за сондиране	< $ 1,000 на метър	$ 1,500 - $ 2,500 на метър	> $ 4,000 на метър [1, 1]	Над $ 7,000 на метър (с включен "корупционен данък")
Общ CAPEX за 5,500 MW	~ € 13.20 милиарда	~ € 20.38 милиарда	~ € 27.65 милиарда	Над € 35 - 40 милиарда
Цена на енергията (CfD LCOE) Години 16-40	45 - 55 EUR/MWh	66 - 72 EUR/MWh [1, 1]	95 - 110 EUR/MWh	Над 130 EUR/MWh (Тотална нерентабилност)
Влияние върху тарифата (RAB)	+ 4 EUR/MWh	+ 8 до + 10 EUR/MWh [1, 1]	+ 15 EUR/MWh	+ 25 EUR/MWh (Икономически шок)
Възвръщаемост на инвестицията (ROI)	6 - 8 години	10 - 14 години	Над 18 години	Проектът се проваля или остава "Втори Белене"

Детайлен анализ на Ултра-Песимистичния сценарий:

Този сценарий представлява "перфектната буря" от инженерни и управленски провали. Ако не се приложат свръхустойчиви титаниеви или никелови сплави, екстремното термично циклиране и агресивните флуиди бързо ще унищожат конвенционалните стоманени тръби. Тези фатални инженерни грешки, съчетани с доказаната слабост на българския енергиен сектор към "state capture" (завладяване на държавата от частни интереси), могат да превърнат проекта в бездънна яма за средства. Ако допуснем, че съществуващите корупционни мрежи от консултантски фирми (по модела GPGate) успеят да интегрират обичайния си "корупционен данък" от 30% до 40%, капиталовите разходи ще надхвърлят 35 милиарда евро. В този случай LCOE ще се изстреля над 130 EUR/MWh, проектът ще загуби европейското си финансиране и ще се превърне в нереализиран "паметник на корупцията", повтаряйки съдбата на АЕЦ "Белене".

 

преди 14 часа, laplandetza написа:

 Силно перспективна възможност. Предлага Държавни Неограниченинтехнологични права, Държавен Монопол върху дълбоката топлинна енергия в земната кора и е перспективен за много сериозен агробизнес, продоволствия в оранжерийни производства и отопление.

 На кратко хипотетичен 20 годишен план, инвестиции реалистични по 16 млрд. Евро и Базова Електроенергия за 60 процентен дял от сега потребяваната енергия . Цена на електричество-висока, но в нея е включено дългосрочно изплащане на заеми и инвестиции. За такива мощности едни Аец блокове инвестиция за строеж е към поне 38 млрд. евро, но пък енергията е двойно по -евтина, като себестойност, без да се смята разходите по съхранение и преработка на горивото.

подробности по-късно.Търсихме огромно количество информация, технологиите за сондирания и изграждане на системите буквално са трудни за проследяване последните 5-8 години. В  България не съм убеден , че има адекватни специалисти, просто в България няма тази, този вид промишленност и технология. Свързано е и със сондажи за шистов газ, но и сус секретни военни технологии за подземни тунелни и превозни машини.

 

преди 14 часа, laplandetza написа:

 Силно перспективна възможност. Предлага Държавни Неограниченинтехнологични права, Държавен Монопол върху дълбоката топлинна енергия в земната кора и е перспективен за много сериозен агробизнес, продоволствия в оранжерийни производства и отопление.

 На кратко хипотетичен 20 годишен план, инвестиции реалистични по 16 млрд. Евро и Базова Електроенергия за 60 процентен дял от сега потребяваната енергия . Цена на електричество-висока, но в нея е включено дългосрочно изплащане на заеми и инвестиции. За такива мощности едни Аец блокове инвестиция за строеж е към поне 38 млрд. евро, но пък енергията е двойно по -евтина, като себестойност, без да се смята разходите по съхранение и преработка на горивото.

подробности по-късно.Търсихме огромно количество информация, технологиите за сондирания и изграждане на системите буквално са трудни за проследяване последните 5-8 години. В  България не съм убеден , че има адекватни специалисти, просто в България няма тази, този вид промишленност и технология. Свързано е и със сондажи за шистов газ, но и сус секретни военни технологии за подземни тунелни и превозни машини.

Ние като роби на сащ сме скъпи на триците и евтини на брашното. Русия ни предлагаше Белене 4 гигавата буквално без пари в сравнение с цените на които запада предлагаше ядрени мощности дори в онези ранни първи години на този век, а в сравнение с днешните цени...но не гарбидж политиците "ни" на служба на прюксел и най-вече на фашингтон не приеха. Днес въобще нямаше дори да се налага да мислим за алтернативни източници. Всъщност можеше дори да експлоатираме и старите блокове на Козлодуй до края на действителният им срок на годност и така да отложим с няколко десетилетия включването на други "зелени" енергоизточници. Вместо както започнахме с фотоволтаици с мизерната 13% ефективност. Можеше да почнем през 2080 когато на Белене свърши срока на експлоатация, а фотоволтаиците са достигнали на практика максималната си възможна ефективност. А можеше и въобще да не се стига до фотоволтаици, то до 2080 сигурно всеки ще си има термоядрен реактор в джоба.

В последните години има много голям напредак в пробивните тех нологии и топлообменните системи в екстремни условия. Попаднах на тези новости преди повече от месец, когато търсих информация за оръжия -военни системи, подземни „таксита“ т.е. истински автономни роботи-„къртици“ с чдрени двигатели и задвижване с технологии предимно с топене и хипер ултразвуково разбиване на твърди скали, които се движат -пробиват бавно и не оставят лесно откриваеми кухини -тунели.Първите разработки са правили основно тунели.Тези бойни транспортери имат високотемп.режим и се охлаждат от разтопените и, или разтопени -изпарени скали, имат 2 или 3 „кръга „ охлаждане и супер-дупер електроника и май не само електроника ,а  „аналогови интелигентни системи“за автономни команди. Предполага се , че могат за месеци и години да достигат примерно разломи и доставят мощни водородни чдрени заряди  и то няколко. След бреме тези заряди се активират помвремева схема и имитират Началото мна земетресения по разломни линии. Спекулира се с някои от последните 10-на години. Изтекла и разсекретена информация има точно за подобни технологии за безконтактен дрилинг , които сега точно в момента навлизат промишленно, разбира се при военните всичко е в кратно по-големи размери.😁 Последните им „експерименти“ са малко преди ковидното време или съвпада от 2020 г. .