Indikativni plan razvoja proizvodnje

Транскрипт

1 Indikativni plan razvoja proizvodnje April 2019.

2 SADRŽAJ 1. UVOD TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA OSTVARENJA NA MREŽI PRENOSA U Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa Razmjena električne energije sa susjednim sistemima Prekogranični tokovi električne energije Naponske prilike u EES BiH PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA PROGNOZA POTROŠNJE GODINA Statistički podaci relevantni za planiranje potrošnje Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim proizvodom Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže Plan potrošnje direktno priključenih kupaca Bruto distributivna potrošnja planovi elektroprivrednih preduzeća Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od Korisnika prenosne mreže Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI GODINA Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta Procjena konzuma na prenosnoj mreži ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE (TYNDP Ten Year Network Development Plan) Uvodne napomene CBA metodologija - kriteriji Scenariji Održiva tranzicija (ST - Sustainable Transition) Distribuirana proizvodnja (DG Distributed Generation) Globalna klimatska akcija (GPA Global Climate Action) Eksterni scenario baziran na EUCO (European Council) Ulazni podaci za TYNDP

3 8.5 Uloga TYNDP u Evropskoj Uniji Projekti Projekat 343. DV 400 kv Banja Luka - Lika Projekat 227. Transbalkanski koridor Projekat 241. Nadogradnja 220 kv vodova između BiH i Hrvatske na 400 kv Prekogranični prenosni kapaciteti ZAKLJUČCI I SUGESTIJE LITERATURA

4 1. UVOD U skladu sa važećom legislativom, Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini (NOSBiH) je pripremio Indikativni plan razvoja proizvodnje. Ovaj Plan obuhvata period godina i vremenski obuhvat je prilagođen potrebama za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže u skladu sa važećim Mrežnim kodeksom. Osnove za izradu Indikativnog plana razvoja proizvodnje su: Članom Zakona o osnivanju Nezavisnog operatora sistema za prenosni sistem u BiH (Službeni glasnik BiH br. 35/04) definisana je obaveza Utvrđivanje indikativnog proizvodnog razvojnog plana s podacima dostavljenim od proizvođača, distributivnih kompanija i krajnjih korisnika koji su direktno povezani na prenosni sistem. Tačkom USLOVA ZA KORIŠTENJE LICENCE ZA OBAVLJANJE DJELATNOSTI NEZAVISNOG OPERATORA SISTEMA definiše se da je Vlasnik licence dužan da utvrdi Indikativni razvojni plan proizvodnje za period od 10 godina sa podacima koje će prikupiti od proizvođača, distributivnih kompanija i krajnjih kupaca koji su direktno priključeni na prenosni sistem. Plan se svake godine nadopunjuje narednom godinom koja nije bila obuhvaćena planom. Procedura proširenja plana je ista kao i kod njegovog donošenja. Indikativni plan razvoja proizvodnje se dostavlja DERK-u na odobrenje do kraja aprila za narednu godinu. U skladu sa odjeljkom 4.1. Mrežnog kodeksa, cilj desetogodišnjeg Indikativnog plana razvoja proizvodnje je da pruži informaciju o najavljenim projektima izgradnje novih proizvodnih kapaciteta koji će biti priključeni na prenosnu mrežu. Indikativni plan razvoja proizvodnje treba da prioritetno ukaže na zadovoljenje potreba BiH u električnoj energiji i snazi na bazi korištenja vlastitih resursa, uvažavajući sljedeće elemente planiranja: Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za pokrivanje vršnog tereta EES BiH na prenosnoj mreži; Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za zadovoljenje potražnje za električnom energijom distributera i direktno priključenih kupaca na prenosnoj mreži; Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima uz uvažavanje odobrene vrijednosti maksimalne snage iz neupravljivih izvora energije (vjetroelektrane i solarne elektrane) Bilansni suficiti i deficiti sa komentarom o mogućim vrijednostima prekograničnih prenosnih kapaciteta. U pripremnoj fazi realizacije Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period godina, NOSBiH je krajem oktobra godine preduzeo sljedeće aktivnosti: Ministarstvu vanjske trgovine i ekonomskih odnosa BiH, DERK-u, Ministarstvu energije, rudarstva i industrije FBiH, Ministarstvu industrije, energetike i rudarstva RS, regulatornim komisijama (FERK i RERS) kao i Vladi Distrikta Brčko upućeni su dopisi sa obavještenjem o početku procesa pripreme plana; Svim Korisnicima koji su navedeni u prethodnom planu upućeni su pozivi da dostave svoje inovirane planove ili potvrde postojeće prijave; 3

5 U sredstvima javnog informisanja, kao i na internet stranici NOSBiH-a, objavljen je Javni poziv svim korisnicima prenosne mreže da dostave svoje planove proizvodnje i potrošnje električne energije; Svim kupcima električne energije na prenosnoj mreži upućen je poziv da dostave svoje planove potrošnje; U registar ovog Indikativnog plana uključene su sve prijave pristigle do godine. Osim toga, u ovom Indikativnom planu razvoja proizvodnje naveden je kratak osvrt na aktivnosti ENTSO-E sa aspekta desetogodišnjeg razvoja EES-a na području zemalja članica, koji se zasniva na kratkoročnim i dugoročnim regionalnim planovima razvoja proizvodnje i potrošnje svake članice regije, uključujući i aspekte regionalnog tržišta električne energije. Rezultat ovih aktivnosti su projekti prenosne mreže od evropskog značaja. Na kraju Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period godina navode se Zaključci sa preporukama za što efikasniju realizaciju plana kako bi se u narednom periodu izbjegao uvoz električne energije i poboljšala ukupna energetska situacija u Bosni i Hercegovini. 4

6 2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA Tehnički parametri proizvodnih jedinica priključenih na prenosnoj mreži su prikazani u Tabelama 2.1, 2.2. i 2.3. Tabela Hidroelektrane Sliv Naziv objekta HE Instalisana snaga agregata P max na mreži prenosa Tehnički minimum Protok Kote Akumulacija SGP Trebišnjica Neretva Vrbas (MW) (MW) (MW) (m 3 /s) (m) (GWh/hm 3 ) (GWh) Trebinje I 2x54+1x x26+1x28 3x ,7/1074, Dubrovnik* 1x108+1x x55 2x48, ,02/9, Čapljina 2x x140 2x112, ,5 3,43/ Rama 1x80+1x x55 2x ,8/ Jablanica 6x x12 6x ,7/ Grabovica 2x x25 2x ,5-159,5 2,9/5 300 Salakovac 3x x35 3x , ,3/ Mostar 3x x12 3x ,5 0,4/6 310 Jajce I 2x x17 2x30 425,8-427, Jajce II 3x x5,5 3x , Bočac 2x x32 2x ,09/42,9 307 Drina Višegrad 3x x70 3x , ,0/101, Lištica Mostarsko blato 2x x10 2x18 Tihaljina Peć-Mlini 2x15,3 30,6 2x4,8 2x ,2/0, Prača Ustiprača 2x3,74 6,90 2x1,2 2x7 395, ,04 35,35 Dub 2x4,7 9,4 2x1,9 2x7,5 472, ,24 44,16 Ukupno P max 2.104,9 *Proizvodnja generatora 2 iz HE Dubrovnik pripada ERS; Tabela Termoelektrane Objekat TE Blok Instalisana snaga agregata Snaga na mreži prenosa* Tehnički minimum Prividna snaga Vrsta uglja Specifična potrošnja Prosječna godišnja proizvodnja (MW) (MW) (MW) (MVA) (kj/kwh) (GWh) Tuzla G LM Tuzla G LM Tuzla G LM Tuzla G ,6 M TUZLA , Kakanj G M Kakanj G ,5 M Kakanj G M KAKANJ , GACKO G L ,40 UGLJEVIK G M ,70 STANARI G L Ukupno * Uzima se u obzir maksimalna vlastita (sopstvena) potrošnja elektrane; 5

7 Tabela Vjetroelektrane Naziv objekta Instalisana snaga agregata Nazivna snaga P max na mreži prenosa Priključak na mrežu SGP VE (MW) (MW) (MW) TS (GWh) VE Mesihovina 22x2,3 50,6 50,6 TS Gornji Brišnik 165,17 VE Jelovača 18x TS Jelovača 110 Ukupno 86,6 6

8 3. OSTVARENJA NA MREŽI PRENOSA U Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa Ukupno raspoloživa električna energija na prenosnoj mreži u godini je iznosila GWh. Na prenosnoj mreži ukupno je proizvedeno GWh, dok je u prenosnu mrežu injektovano 126 GWh iz distributivne mreže. Iz susjednih sistema je primljeno GWh električne energije. Od ukupno raspoložive električne energije na prenosnoj mreži, distributivne kompanije su preuzele GWh, direktno priključeni kupci na prenosnu mrežu su preuzeli GWh, susjednim sistemima je isporučeno GWh, dok su prenosni gubici iznosili 399 GWh, odnosno 1,95 % od ukupno raspoložive energije na prenosnoj mreži. U godini PHE Čapljina je radila u pumpnom režimu i preuzela GWh. Vlastita potrošnja elektrana je iznosila 125 GWh. Od ukupno proizvedenih GWh električne energije na prenosnoj mreži u godini, u hidroelektranama je proizvedeno GWh, odnosno 36 % električne energije, dok je u termoelektranama proizvedeno GWh, odnosno 63 % električne energije. Od marta 2018.godine u pogonu je VE Mesihovina koja je proizvela 103 GWh električne energije. Hidrološke prilike u godini su bile znatno povoljnije u odnosu na godinu, tako da je proizvodnja u hidroelektranama bila veća za 64,4 %. U termoelektranama je proizvodnja bila na nivou iz godine. Veoma povoljna hidrološka situacija je rezultirala sa 17,66 % većom proizvodnjom na prenosnoj mreži u odnosu na godinu. Struktura proizvodnje električne energije na prenosnoj mreži BiH po mjesecima u godini je prikazana na Slici 3.1. Udio kompanija u proizvodnji električne energije u godini je prikazan na Slici 3.2. Potrošnja električne energije u godini u BiH je manja za 1,67 % od potrošnje u godini i iznosila je GWh. U Tabelama 3.1, 3.2. i 3.3. prikazani su relevantni podaci o ostvarenju elektroenergetskog bilansa na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine u godini po mjesecima. Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži u BiH na nivou licenciranih kompanija, te struktura potrošnje po kategorijama potrošnje i administrativnim jedinicama u BiH, prikazani su na slikama 3.3. i 3.4. Vršna satna snaga konzuma na prenosnoj mreži u godini iznosila je MW, dana godine u 18. satu, što je smanjenje u odnosu na godinu za 195 MW. Minimalna satna snaga od 805 MW zabilježena je godine u 4. satu. Istog dana i sata je bila minimalna potrošnja i u godini. 7

9 Struktura proizvodnje po mjesecima u godini Vjetro Hidro GWh Termo Mjesec Slika Struktura proizvodnje po mjesecima u godini Slika 3.2. Udio kompanija u proizvodnji električne energije u godini 8

10 Tabela Bilans električne energije na prenosnoj mreži I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2018 GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži (1) HE , ,256 (2) TE ,057 1, ,850 (3) VE (4) Proizvodnja UKUPNO (1+2+3) 1,478 1,575 1,951 1,350 1,258 1,320 1,451 1,413 1,223 1,248 1,427 1,513 17,209 (5) Enegija primljena iz distributivne mreže Prijem električne energije od susjednih EES (6) od EES Hrvatske (7) od EES Srbije ,003 (8) od EES Crne Gore ,103 (9) Prijem UKUPNO (6..8) ,092 (10) RASPOLOŽIVA ENERGIJA (3+4+8) 1, , , , , , , , , , , , ,427.4 Preuzimanje električne energije sa prenosne mreže (11) Ditsributivne kompanije ,665 (12) Direktno priključeni potrošači ,404 (13) Vlastita potrošnja elektrana (14) Preuzimanje UKUPNO ( ) 1,114 1,049 1, , ,019 1,036 1,182 12,193 Isporuka električne energije za susjedne EES (15) za EES Hrvatske ,963 (16) za EES Srbije (17) za EES Crne Gore ,246 (18) Isporuka UKUPNO (15..17) , ,698 (19) Pumpni rad (20) POTREBNA ENERGIJA ( ) 1, , , , , , , , , , , , ,028.6 Prenosni gubici (21) Prenosni gubici (10-20) (22) U odnosu na raspoloživu energiju (21)/(10) 1.69% 2.05% 2.38% 2.09% 1.74% 1.79% 1.90% 1.94% 2.00% 1.88% 1.79% 1.96% 1.95% 9

11 Tabela Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži PROIZVODNJA I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2018 GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh HE Jablanica HE Grabovica HE Salakovac HE Višegrad HE Trebinje HE Trebinje HE Dubrovnik (G2) HE Bočac HE Dub HE Rama HE Mostar HE Jajce HE Jajce PHE Čapljina HE Peć-Mlini HE Mostarsko Blato HIDROELEKTRANE , TE Tuzla TE Kakanj TE Ugljevik TE Gacko TE Stanari TERMOELEKTRANE VE Mesihovina VJETROELEKTRANE PROIZVODNJA 1, , , , ,

12 Tabela Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2018 POTROŠNJA GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh Preuzimanje sa prenosne mreže 1, , , , , , , ,330.8 Distribucija ,250.5 Direktni potrošači Elektrane - vlastita potrošnja EPBiH ,842.1 Distribucija ,996.4 Direktni potrošači Elektrane - vlastita potrošnja ERS ,434.7 Distribucija ,418.0 Direktni potrošači Elektrane - vlastita potrošnja Pumpni rad - PHE Čapljina EPHZHB ,567.3 Distribucija Direktni potrošači ,486.7 Elektrane - vlastita potrošnja ALUMINIJ TRADE ,

13 Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži BiH u g GWh; 36% GWh; 39% GWh; 13% GWh; 12% EPBiH ERS EPHZHB ALUMINIJ TRADE Slika 3.3. Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži u godini Slika 3.4. Struktura potrošnje po kategorijama i administrativnim jedinicama U Tabeli 3.4. prikazani su podaci o mjesečnim maksimalnim i minimalnim satnim i dnevnim potrošnjama električne energije u godini. 12

14 Tabela Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u godini MAX SATNA POTROŠNJA MIN SATNA POTROŠNJA MAX DNEVNA POTROŠNJA MIN DNEVNA POTROŠNJA MWh/h DAN SAT MWh/h DAN SAT MWh DAN MWh DAN Januar 1, , , Februar 1, , , , Mart 1, , , April 1, , , Maj 1, , , Juni 1, , , Juli 1, , , August 1, , , Septembar 1, , , Oktobar 1, , , Novembar 1, , , Decembar 1, , , , Slika Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u godini Na Slici 3.5. data je minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima, dok je u Tabeli 3.5. prikazana karakteristična potrošnja za dane u kojima je postignuta maksimalna odnosno minimalna satna snaga konzuma, kao i dani sa maksimalnom i minimalnom dnevnom potrošnjom. Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u godini, su pokazani na Slici 3.6. U danu kada je postignuto vršno opterećenje konzuma, odnos satnog maksimalnog i minimalnog opterećenja iznosi 1,7 (1.994/1.170). U danu u kome je postignuto minimalno opterećenje ovaj odnos je 1,74 (1.405/805). 13

15 Tabela Karakteristične potrošnje električne energije u godini Max satna potrošnja Min satna potrošnja Max dnevna Min dnevna MWh Dan Sat MWh Dan Sat MWh Dan MWh Dan 1, : :00 40, , Slika Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u godini Razmjena električne energije sa susjednim sistemima Prema deklarisanim programima razmjene, u elektroenergetski sistem BiH je u godini, uvezeno GWh, a iz elektroenergetskog sistema BiH izvezeno GWh električne energije. Od toga je u godini preko prenosne mreže BiH tranzitirano GWh električne energije. Saldo od GWh izvezene električne energije predstavlja povećanje izvoza za 250 % u odnosu na godinu. Glavni razlog značajnog povećanja izvoza u godini je povoljna hidrološka situacija u BiH tokom 2018.godine. Saldo deklarisane razmjene u godini je prikazan na Slici 3.7. Slika 3.7. Saldo deklarisane razmjene u godini Prekogranični tokovi električne energije Ostvareni fizički tokovi električne energije na interkonektivnim dalekovodima u godini, daju saldo razmijenjene električne energije regulacionog područja BiH u iznosu od GWh u smijeru izvoza. Iz susjednih elektroenergetskih sistema u sistem BiH injektovano je GWh, a u druge sisteme isporučeno GWh električne energije. Tokovi električne 14

16 energije na granici sa susjednim sistemima su bili takvi da je ukupno u godini na granici sa Srbijom u elektroenergetski sistem BiH injektovano 514 GWh električne energije, dok je isporučeno na granici sa Hrvatskom GWh, i na granici sa Crnom Gorom 143 GWh električne energije. Tokovi električne energije na granici sa susjednim sistemima su prikazani na Slici 3.8. Slika 3.8. Ostvarena razmjena u godini Naponske prilike u EES BiH Podaci o vrijednostima napona u značajnijim čvorištima 400 kv, 220 kv i 110 kv elektroenergetskog sistema u BiH dobijaju se preko SCADA/EMS (Supervisory Control And Data Acquisition / Energy Management System) sistema u NOSBiH, preuzimanjem podataka iz daljinskih stanica. U periodu od do godine (8760 sati), analizirane su satne vrijednosti napona na sabirnicama u transformatorskim stanicama (TS) navedenim u Tabeli 3.6. U tabeli je prikazan broj sati rada u godini, navedenih postrojenja pri naponima iznad dozvoljenih granica definisanih Mrežnim kodeksom za 400, 220 i 110 kv naponske nivoe. Pokazan je i procenat trajanja povišenih napona u analiziranoj godini. Takođe u tabeli su 15

17 prikazani maksimalni naponi (U m ) definisani Mrežnim kodeksom i maksimalne vrijednosti izmjerenih napona (U mm ) u godini. U godini su bile naponske prilike slične onima iz godine, s tim da je u TS 400/220/110 kv Mostar 4 zabilježen najviši 400 kv napon od razmatranih TS-a, a iznosio je 441,06 kv i ostvaren je dana godine u 5:00 sati. Najviši 220 kv napon je zabilježen u TS 400/220/110 kv (RP) Trebinje u vrijednosti od 253,33 kv, a ostvaren je dana godine u 4:00 h. Takođe, u ovoj TS je zabilježeno najduže trajanje povišenih napona i na 400 kv i na 220 kv naponskom nivou. Tabela 3.6. Broj sati rada TS pri naponu većem od maksimalno dozvoljene vrijednosti TS Naponski nivo (kv) Um (kv) Broj sati kada je U>Um Broj sati u % kada je U>Um Umm (kv) Banja Luka 6 Tuzla 4 Prijedor 2 Mostar 4 Sarajevo 10 Trebinje % % % % % % % % % % % % % % %

18 4. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU U Tabeli 4.1. prikazani su podaci o proizvodnji i potrošnji električne energije, bilansi snaga za maksimalno satno opterećenje konzuma BiH u periodu godina, prema godišnjim izvještajima koje je pripremio NOSBiH. Takođe, u tabeli su prikazani karakteristični godišnji pokazatelji za period godina, koji se koriste za određivanje godišnje krive trajanja opterećenja. Pokazatelji se određuju na osnovu sljedećih formula. - Faktor godišnjeg opeterećenja konzuma: T P = P g P max - Vrijeme iskorištenja maksimalnog godišnjeg opterećenja: - Srednje godišnje opterećenje: T g = W ukupno P max P g = W ukupno 8760 Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu godina, na godišnjem nivou, prema izvještajima NOSBiH-a, prikazana je na dijagramu na Slici

19 Tabela 4.1.Karakteristični pokazatelji za period godina R.b. Pozicija Godina Ostvareno Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (MWh) Godišnji stopa rasta potrošnje (%) 4,3-4,87 6,33 3,58-0,23-1,02-3,29 3,29 2,53 2,16-0,66 3 Enegija primljena iz distributivne mreže (MWh) Proizvodnja na prenosnoj mreži (MWh) Ukupna proizvodnja + (3) (MWh) Gubici na prenosnoj mreži (MWh) Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (1) (%) 2,88 2,84 2,95 2,73 2,60 2,92 2,68 3,07 2,77 2,78 3,27 8 Pumpni rad Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži (1+6+8) Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (5) (%) 2,46 2,19 2,17 2,37 2,52 2,18 2,10 2,53 2,06 2,32 2,30 11 BILANS NA PRENOSNOJ MREŽI (5-9) (MWh) Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži (MW) Angažovana snaga izvora na mreži prenosa (MW) Potrebna snaga primarne rezerve (MW) Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period vršnog opterećenja (MW) Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period nevršnog opterećenja (MW) , ,6 32,6 17 Pozitivna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) Negativna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) BILANS (13-12) (MW) Faktor godišnjeg opterećenja konzuma BiH 0,61 0,61 0,61 0,63 0,63 0,65 0,59 0,64 0,65 0,54 0,47 21 Vrijeme iskorištenja maks. god. opterećenja Tg(h) Srednje godišnje opterećenje Pg (MW)

20 Slika Ukupna godišnja proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu godina 19

21 5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA U tabelama prikazane su planske vrijednosti proizvodnje i potrošnje električne energije za godinu Tabela Proizvodnja na mreži prenosa (GWh) UKUPNO HE Rama 655,0 HE Mostar 242,0 PHE Čapljina 192,0 HE Peć-Mlini 73,0 HE Jajce 1 214,0 HE Mostarsko blato 132,0 Ukupno HE 1.508,0 VE Mesihovina 140,0 Ukupno VE 140,0 Ukupno EP HZ HB 1.648,0 HE Jablanica 717,6 HE Grabovica 287,0 HE Salakovac 407,0 Ukupno HE 1.411,5 TE Tuzla 3.231,5 TE Kakanj 2.227,2 Ukupno TE 5.458,7 Ukupno EP BiH 6.870,2 HE Trebinje 1 302,5 HE Dubrovnik 505,4 HE Višegrad 742,5 HE Bočac 231,4 Ukupno HE 1.781,8 TE Gacko 1.344,0 TE Ugljevik 1.715,0 Ukupno TE 3.059,0 Ukupno ERS 4.840,8 TE Stanari 2.025,0 VE Jelovača 110,0 HE Dub i Ustiprača 52,6 Ukupno HE u BiH Ukupno TE u BiH ,7 Ukupno VE u BiH 250,0 Ukupno ,6 ERS 3.804,98 Distrikt Brčko 282,00 Ukupno bruto distr. potrošnja ,87 Tabela 5.3. Direktni kupci (GWh) UKUPNO Aluminij Mostar 1445,40 Željeznica FBiH (EP HZ HB) 6,00 Arcelor Mittal 389,68 Cementara Kakanj 52,00 KTK Visoko 0,50 Prevent CEE 10,67 Željezara Ilijaš 23,76 Željeznice FBiH (EP BiH) 31,50 FG Birač Zvornik 104,40 Željeznica RS 18,20 RS Silicon 214,62 Rudnik Arcelor Mital 23,80 Steelmin BH 224,45 B.S.I. Jajce 227,76 Ukupno direktni kupci 2.772,74 PHE Čapljina (pumpanje) 75,40 EP HZ HB 75,40 EP BiH 0,00 Potrošnja HE, R i TE 17,26 ERS 17,26 Ukupno vlastita potrošnja elektrana 17,26 Ukupno kupci 2.790,00 Tabela 5.2. Bruto distributivna potrošnja (GWh) UKUPNO EP HZ HB 1.381,10 EP BiH 4.746,79 20

22 Tabela 5.4. Ukupna potrošnja u BiH (GWh) UKUPNO EP HZ HB 1.456,50 EP BiH 4.746,79 ERS 3.822,24 Distrikt Brčko 282,00 Direktni kupci 2.772,74 Ukupna potrošnja u BiH ,26 21

23 Podaci iz prethodnih tabela su preuzeti iz Bilansa električne energije na mreži prenosa za godinu, koji NOSBiH izrađuje na osnovu bilansa potrošnje i proizvodnje električne energije elektroprivreda u BiH i Distrikta Brčko. Ukupne bilansne vrijednosti su date u sljedećoj tabeli. Tabela 5.5. Bilans električne energije za (GWh) 1. Bruto distributivna potrošnja ,87 2. Vlastita potrošnja elektrana 17,26 3. Direktni kupci 2.772,74 4. Proizvodnja na mreži prenosa ,6 5. Preuzimanje iz susjednih EES na distributivnom nivou 92,37 6. Proizvodnja DHE, MHE i ITE 881,18 7. Gubici prenosa 370,00 8. Isporuka sa mreže prenosa ,32 9. Ukupna potrošnja u BiH , Ukupna proizvodnja u BiH ,78 Bilans BiH ( ) 3.145,29 22

24 6. PROGNOZA POTROŠNJE GODINA 6.1 Statistički podaci relevantni za planiranje potrošnje Zvanični nosioci statističkih aktivnosti u Bosni i Hercegovini su: Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine, Zavod za statistiku Federacije Bosne i Hercegovine, Republički zavod za statistiku Republike Srpske i Statistički biro Distrikta Brčko, koji je prema Zakonu o statistici BiH ispostava Agencije za statistiku BiH. U Tabeli 6.1. je dat pregled potrošnje električne energije na prenosnoj mreži i dostupnih podataka o osnovnim indikatorima za Bosnu i Hercegovinu, za period godina [1], [2], prema podacima zvaničnih statističkih organizacija ( Tabela Pregled potrošnje električne energije i osnovnih indikatora za Bosnu i Hercegovinu Procjena ukupnog prisutnog stanovn.hilj BDP u mil KM 1 BDP/stan. u KM BDP/stan. (EUR 2 ) Porast BDP (%) Potrošnja 12,42 13,18-2,82 2,28-0,53 3,93 2,12 2,17 4,48 4,60 4,8 - el.energije GWh 3 Porast potrošnje 0,69 4,2-4,9 6,3 3,6-0,2-1,02-3,00 2,99 2,53 4,4-1,67 (%) 1 Agencija za statistiku BiH Bruto društveni proizvod za BiH 2017, Proizvodni pristup, prvi rezultati, juli godine 2 obračunato po prosječnom godišnjem kursu eura CB BiH 3 Potrošnja električne energije na mreži prenosa, uračunat pumpni rad (podaci NOSBiH) Treba naglasiti da je prema popisu stanovništva iz godine, na području Bosne i Hercegovine registrovano stanovnika. Podaci koji su dati u Tabeli 6.1. za period predstavljaju procjenu broja stanovnika koje su izvršile statističke organizacije. Ukupan broj stanovnika u BiH prema podacima Agencije za statistiku BiH je stanovnika ( Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu godine koju objavljuje Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine u svojim saopštenjima Statistika energije je data u Tabeli 6.2. Iznos finalne potrošnje je nešto manji (cca 10 %) od egzaktnih podataka o potrošnji električne energije na prenosnoj mreži koje publikuje NOSBiH 23

25 jer nisu uračunati gubici na distributivnoj mreži, međutim ovi izvještaji su značajni jer ukazuju na procentualnu strukturu potrošača. Finalna potrošnja električne energije predstavlja finalnu potrošnju energije u industriji, građevinarstvu, saobraćaju, poljoprivredi, domaćinstvima i ostalim sektorima. U finalnoj potrošnji električne energije u godini domaćinstva učestvuju sa 41,7%, industrija sa 37,6%, a ostali potrošači uključujući građevinarstvo, saobraćaj i poljoprivredu učestvuju sa 20,7%. Najveće učešće u potrošnji električne energije u godini u industrijskom sektoru ima industrija proizvodnje metala bez željeza sa 40,4%, dok industrija željeza i čelika učestvuje sa 19,2 %. Tabela 6.2. Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH) GWh Industrija željeza i čelika Hemijska (uklj. i petrohemijsku) Metali bez željeza Nemetalni mineralni proizvodi Transportna oprema Mašine Rudarstvo i kamenolomi Prerada hrane, pića i duhana Celuloza, papir i štampanje Drvo i drveni proizvodi Tekstil i koža Nespecificirano (industrija) Industrija ukupno Industrija (%) 35,9% 38,3% 38,7% 37,4% 36,4% 36,2% 37,6% Saobraćaj Saobraćaj (%) 1,3% 1,3% 0,9% 0,7% 0,8% 0,7% 0,7% Domaćinstva Domaćinstva (%) 43,9% 42,1% 41,4% 42,3% 43,5% 42,7% 41,7% Građevinarstvo Poljoprivreda Ostali potrošači Ostala potrošnja ukupno Ostala potrošnja 19,1% 18,3% 19,9% 20,3% 20,1% 21,1% 20,0% ukupno (%) FINALNA POTROŠNJA

26 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim proizvodom Teoretski model prognoziranja potrošnje električne energije, na bazi korelacije sa bruto društvenim proizvodom, se bazira na linearnoj funkcionalnoj povezanosti između potrošnje električne energije i BDP-a. To znači da je za određeni nivo BDP, potrebno utrošiti i adekvatnu količinu električne energije. Prema istraživanjima, postoji visok stepen korelacije između promjena bruto društvenog proizvoda i promjena u potrošnji električne energije. Konstatovana je pozitivna korelacija, tj. porast društvenog proizvoda dovodi do porasta potrošnje električne energije sa vrlo visokim stepenom korelacije (između 0,95 i 0,99). Ovu tezu potvrđuje i vrlo visok stepen elastičnosti između stope rasta bruto društvenog proizvoda i stope rasta potrošnje električne energije. Koeficijent elastičnosti se obično kreće od 0,85 do 0,95, što znači da promjena bruto društvenog proizvoda od 1% izaziva promjene u potrošnji od 0,85 % -0,95 %. Na slici 6.1. je prikazan uporedni dijagram kretanja BDP (mil.km) i potrošnje (GWh) u Bosni i Hercegovini za period (2018). godina. U svim posmatranim godinama, izuzev i godine zabilježeni su porast BDP-a i potrošnje električne energije. Samo u i godini je zabilježen porast BDP-a, uz istovremeni pad potrošnje električne energije. Ovakva kretanja se direktno odražavaju i na koeficijent elastičnosti koji je za 2005., 2006., 2007., i godinu iznosio 0,62; 0,54; 0,48; 0,44; 0,44, dok je u 2010., 2011., i godini iznosio 0,45; 0,47 i 0,45, a u 2013., 2014., 2015., i godini 0,44; 0,42; 0,41; 0,40; 0,40. Proračunati srednji koeficijent elastičnosti za period godina iznosi 0,46. GWh, mil.km potrošnja el.en. (GWh) BDP (mil.km) Slika Bruto društveni proizvod i potrošnja električne energije u BiH U Tabeli 6.3 je data procjena porasta BDP-a, i potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini za period godina. 25

27 U godini procjenjen porast BDP-a u Bosni i Hercegovini je 3,2 %, prema najnovijim prognozama Svjetske banke [Global Economic Prospects 2019., u godini 3,4%, u godini 3,9%, i u godini 4,0%. Prosječan porast BDP-a za ove četiri godine je 3,6%, pa je to pretpostavljeni porast u periodu godina. Uz pretpostavljeni rast BDP od 3,6% i prethodno proračunati koeficijent elastičnosti 0,46 dobijemo poraste potrošnje električne energije od 1,66 % za period godina. Tabela Prognoza potrošnje električne energije u BiH na bazi korelacije sa BDP-om Godina Procjenjeni realni Porast potrošnje porast BDP-a električne energije ,6% 1,66% ,6% 1,66% ,6% 1,66% ,6% 1,66% ,6% 1,66% ,6% 1,66% ,6% 1,66% ,6% 1,66% ,6% 1,66% ,6% 1,66% Kod prognoziranja potrošnje električne energije na osnovu korelacije sa bruto društvenim proizvodom u BiH ima dosta nepoznanica, radi nepoznavanja tačnijih podataka o kretanju BDP u narednom periodu, ali se gore navedene procjene mogu u kombinaciji sa drugim metodama koristiti za određivanje okvirnog porasta potrošnje. 6.3 Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže Kao što je već u Uvodu navedeno, NOSBiH je blagovremeno pripremio sve potrebne elemente kako bi korisnicima prenosne mreže omogućio pravovremeno informisanje o njihovim obavezama u dostavljanju planskih podataka u skladu sa Zakonom o osnivanju Nezavisnog operatora prenosnog sistema u BiH i Mrežnim kodeksom Plan potrošnje direktno priključenih kupaca U Tabeli 6.4. su prikazani dostavljeni podaci o potrošnji korisnika koji su direktno priključeni na prenosnu mrežu, a u Tabeli 6.5. maksimalne snage na prenosnoj mreži za period godina. Podatke su do utvrđenog roka dostavili Aluminij d.d. Mostar i BSI d.o.o. Jajce. Takođe, Elektroprivreda RS je dostavila podatke za potrošače Željeznice RS, Alumina d.o.o. Zvornik i EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o. [3]. Za ostale direktno priključene kupce kod Plana potrošnje električne energije korišteni su podaci prema Bilansu za godinu, dok su za maksimalnu snagu prikazani podaci dostavljeni u prethodnim Indikativnim planovima. Prema podacima iz Tabele 6.4 za većinu direktno priključenih kupaca predviđena je konstantna potrošnja tokom posmatranog desetogodišnjeg perioda, kao i konstantna maksimalna snaga (Tabela 6.5). Detaljne prijave u skladu sa metodologijom koje su dostavili navedeni korisnici nalaze se u bazi podataka NOSBiH. 26

28 Tabela 6.4. Plan potrošnje direktno priključenih kupaca (GWh) za period godina Korisnik Aluminij d.d. Mostar (b.s.) Aluminij d.d. Mostar (v.s.) Aluminij d.d. Mostar (n.s.) B.S.I. d.o.o. Jajce (b.s.) ,2 225,2 236,5 225,5 236,5 236,5 236,5 236,5 225,5 225,5 Cementara Kakanj 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 Arcelor Mital 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 Željezara Ilijaš 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 KTK Visoko 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Prevent CEE 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 Željeznice FBiH 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 Željeznice RS (b.s.) 23,6 23,9 24,1 24,3 24,6 24,6 25,1 25,4 25,7 25,9 Željeznice RS (v.s.) 23,9 24,2 24,4 24,7 24,9 25,2 25,5 25,7 26,0 26,3 Željeznice RS (n.s.) 23,3 23,5 23,7 23,9 24,2 24,4 24,6 24,9 25,1 25,3 Alumina d.o.o. Zvornik (b.s.) Alumina d.o.o. Zvornik (v.s.) Alumina d.o.o. Zvornik (n.s.) EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o. (b.s.) EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o. (v.s.) EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o. (n.s) Rudnik Arcelor Mital ,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149, ,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 Steelmin BH 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 R-S Silicon d.o.o. Mrkonjić Grad 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 27

29 Tabela Maksimalne snage (MW) na prenosnoj mreži za scenario period godina-bazni Korisnik Aluminij d.d. Mostar 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 B.S.I. d.o.o. Jajce 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 Cementara Kakanj 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 Arcelor Mital 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 Željezara Ilijaš 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 Željeznice RS 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 Alumina d.o.o. Zvornik 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 EFT Rudnik i Termoelektrana 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 Stanari d.o.o. R-S Silicon d.o.o. Mrkonjić Grad 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 Rudnik Arcelor Mital Nisu dostavljani podaci KTK Visoko Nisu dostavljani podaci Željeznice F BiH Nisu dostavljani podaci Prevent CEE Nisu dostavljani podaci Steelmin BH Nisu dostavljani podaci Bruto distributivna potrošnja planovi elektroprivrednih preduzeća Podatke o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji TS 110/x kv od elektroprivrednih (distributivnih) preduzeća u Bosni i Hercegovini su u predviđenom terminu dostavile JP EP BiH, MH ERS i JP EP HZ HB. Podaci nisu dostavljeni od strane JP Komunalno Brčko, pa su korišteni podaci iz prethodnih Indikativnih planova. Podaci o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji postojećih transformatorskih stanica 110/x kv, kao i lista prijedloga za izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kv koje je za Indikativni plan dostavila JP EP BiH, su sastavni dio Priloga [4], a detaljna obrazloženja o predloženim objektima su data u Studijama/elaboratima koji su dostavljeni Elektroprenosu BiH. JP EP BiH je za Indikativni plan dostavila podatke o potrošnji TS 110/x kv za period godina sa prosječnim rastom do 2,2% za bazni scenario, za optimistički (viši) scenario 4% a za pesimistički scenario 2%, što su približno isti procenti porasta kao u prethodnoj godini. Za svaku TS 110/x kv je dostavljena i procjena strukture potrošnje u istom periodu, kao i maksimalne snage na mreži prenosa. Svi gore navedeni podaci su dio Priloga. U dostavljenim podacima JP EP HZ HB [5] za svaku postojeću TS 110/x kv data je prognozirana ukupna potrošnja bazni scenario na osnovu ostvarene preuzete električne energije za godinu i godišnje stope porasta od 1%, koja je uzeta kao najrealnija stopa budući da posljednjih godina povećanje potrošnje nije prelazilo taj iznos. Procenat stope rasta viši scenario je za svaku trafostanicu 110/x kv preuzet iz Integralne studije razvoja JP EP HZ HB d.d. Mostar godina sa projekcijom na godinu - referentni scenario (S2) razvoja sa stopom od 2%. U dostavljenim podacima kao iznos procenta stope rasta za niži scenario korišten je iznos od 0,5%. Podaci sistematizovani po županijama su sastavni dio 28

30 Priloga. Prema Integralnoj studiji razvoja JP EP HZ HB d.d. Mostar godina sa projekcijom na godinu planirano je povećanje opterećenja od 2% po svakoj prenosnoj trafostanici 110/x kv koje je linearno raspoređeno za period godina. Što se tiče prognoze strukture potrošnje za referentni scenario (S2) u Studiji energetskog sektora u BiH predviđa se smanjenje udjela potrošnje domaćinstava s 49% u godini na 46% u godini a povećava udio kupaca na niskom (osim domaćinstava) i srednjem naponu s 32% u godini na 46% u godini. Za svaku prenosnu trafostanicu 110/x kv navedena je ostvarena struktura potrošnje u godini kao baznoj i linearno primijenjena stopa rasta od 1% po svakoj prenosnoj trafostanici 110/x kv za period godina. MH ERS je dostavila podatke o predviđenom rastu potrošnje postojećih TS 110/x kv [3] i to: za bazni scenario sa prosječnim godišnjim rastom od približno 2,3 %, za viši scenario približno 3,2 % i niži scenario 1,5 %. U Prilogu se nalaze detaljni podaci prognoze potrošnje postojećih TS 110/x kv za elektrodistribucije: ZP Elektrokrajina, ZP Elektrodoboj, ZEDP Elektrobijeljina, ZP Elektrodistribucija Pale, ZP Elektrohercegovina, i novoplaniranih transformatorskih stanica 110/x kv ZP Elektrokrajina. Prognoze rasta su različite, zavisno od elektrodistributivnog preduzeća: ZP Elektrokrajina bazni scenario 2,5 %, viši scenario 3,5%, niži scenario 1,5 %, ZP Elektrodoboj- bazni scenario 3%, viši scenario 3,5 %, niži scenario 2,5%, ZEDP Elektrobijeljina - bazni scenario 2 %, viši scenario 3%, niži scenario 1 %, ZP Elektrodistribucija Pale- bazni scenario oko 1 %, viši scenario 1,8 %, niži scenario 0,6 %, ZP Elektrohercegovina- bazni scenario 1,5 %, viši scenario 2 %, niži scenario 0,5 %. Što se tiče strukture potrošnje, zavisno od elektrodistribucije za cijeli period je ili ostavljena ista struktura potrošnje, ili je predviđeno smanjenje udjela potrošnje domaćinstava uz povećanje udjela industrijske i ostale potrošnje. Javno preduzeće ''Komunalno Brčko'' d.o.o. Brčko Distrikt je dostavilo NOSBiH za Indikativni plan , podatke o sumarnoj potrošnji (MWh) i sumarnoj snazi (MW) za dvije trafostanice 110 kv (Brčko 1 i Brčko 2). Prosječna stopa rasta za bazni scenario iznosi 1,5 %. Predviđena stopa rasta potrošnje u višem scenariju je 2,25 %, dok je u nižem scenariju predviđen porast od 1 %. U Tabeli 6.6. je data prognoza distributivne potrošnje po elektroprivrednim kompanijama. Prognoza je urađena na osnovu Bilansa električne energije za godinu i ostvarenja u godini (EP HZ HB) i prosječnih procenata porasta za bazni, viši i niži scenario, koje su dale elektroprivredne kompanije, s tim da je odvojeno data potrošnja za JKP Komunalno Brčko. Na osnovu podataka dostavljenih od elektroprivrednih kompanija može se zaključiti da će distributivna potrošnja u narednom planskom periodu imati prosječan rast od oko 2% u baznom scenariju, 3,4% u višem scenariju i 1,6% u nižem scenariju. U Indikativnom planu nije razmatrana opravdanost izgradnje novih transformatorskih stanica 110/x kv, koje su elektroprivredne kompanije predložile u svojim planovima razvoja (date u Prilogu), i ove TS nisu predmet Indikativnog plana razvoja proizvodnje. Elektroprenos BiH će u skladu sa svojim obavezama i kriterijumima, u Dugoročnim planovima razvoja prenosne mreže razmatrati izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kv i način njihovog priključivanja na prenosnu mrežu. 29

31 Tabela 6.6. Plan bruto distributivne potrošnje u BiH za period godina (GWh) Korisnik EP HZ HB (b.s.) 1.432, , , , , , , , , ,4 EP HZ HB (v.s.) 1.446, , , , , , , , , ,5 EP HZ HB (n.s.) 1.425, , , , , , , , , ,5 ERS (b.s.) 3.892, , , , , , , , , ,5 ERS (v.s.) 3.926, , , , , , , , , ,8 ERS (n.s.) 3.862, , , , , , , , , ,9 EP BiH (b.s.) 4.851, , , , , , , , , ,5 EP BiH (v.s.) 4.936, , , , , , , , , ,7 EP BiH (n.s.) 4.841, , , , , , , , , ,6 JP ''K. Brčko'' doo (b.s.) 286,2 290,5 294,9 299,3 303,8 308,4 313,0 317,7 322,4 327,3 JP ''K. Brčko'' doo (v.s.) 288,3 294,8 301,5 308,2 315,2 322,3 329,5 336,9 344,5 352,3 JP ''K. Brčko'' doo (n.s.) 284,8 287,7 290,5 293,5 296,4 299,3 302,3 305,4 308,4 311,5 Ukupno bazni scenario , , , , , , , , , ,6 viši scenario , , , , , , , , , ,3 niži scenario , , , , , , , , , , Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od Korisnika prenosne mreže Za ovaj Indikativni plan podatke su poslala sva distributivna preduzeća, osim ''Komunalno Brčko'' d.o.o., kao i jedan dio direktnih potrošača, na osnovu kojih je urađena prognoza potrošnje na prenosnoj mreži za period godina. Prognoza distributivne potrošnje je preuzeta iz Tabele 6.6. Što se tiče direktnih potrošača korištena je prognoza potrošnje prema Tabeli 6.4. (dostavljeni podaci za potrošače: Aluminij d.d. Mostar, BSI d.o.o. Jajce, Željeznice RS, Alumina d.o.o. Zvornik, EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o., dok su ostali direktni potrošači razmatrani sa potrošnjom prema Bilansu za godinu). Rezultati za tri scenarija prognoze potrošnje su dati u Tabeli

32 Tabela Prognoza potrošnje el.en. na prenosnoj mreži BiH u GWh za period na bazi podataka dostavljenih od Korisnika prenosne mreže Korisnik Distributivna potrošnja u BiH (b.s.) Direktni (b.s.) Ukupna BiH (b.s.) potrošači potrošnja , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,8 bazni scenario (%) 1,6 1,6 1,5 1,7 1,6 1,6 1,5 1,5 1,6 Distributivna potrošnja u BiH (v.s.) Direktni potrošači (v.s.) Ukupna BiH (v.s.) potrošnja , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,1 viši scenario (%) 2,5 2,6 2,5 2,7 2,6 2,6 2,7 2,6 2,7 Distributivna potrošnja u BiH (n.s.) Direktni potrošači (n.s.) Ukupna BiH (n.s.) potrošnja , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,9 niži scenario (%) 1,2 1,3 1,1 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period godina, na osnovu podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže je u baznom scenariju 1,6 %, višem scenariju 2,6 %, i nižem scenariju 1,2 %. 6.4 Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH Prema Mrežnom kodeksu [6], tačka 4.1(6): Indikativni plan razvoja proizvodnje sadrži tri scenarija rasta potrošnje u narednih 10 godina (niži, bazni i viši) na bazi informacija o očekivanom razvoju potrošnje električne energije koje su dostavili Korisnici i vlastitih analiza. Prognoza potrošnje električne energije koja se bazira na predviđenom porastu BDP je data u poglavlju 6.2, a prosječan godišnji porast iznosi 1,66%. U poglavlju 6.3 je prezentovana prognoza potrošnje na bazi podataka koje su dostavili Korisnici prenosne mreže (Tabela 6.7.), a prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period godina u baznom scenariju je 1,6 %, višem scenariju 2,6% i nižem scenariju 1,2%. S obzirom da je dio Korisnika, prema procjeni NOSBiH dostavio previsoko procijenjene prognoze, što je naročito izraženo za niži scenario, urađena je i vlastita analiza, na osnovu 31

33 istorijskih podataka ostvarenja potrošnje u periodu godina. Ekstrapolacijom preko karakteristične funkcije potrošnje (kriva potencije ili stepena kriva) za razmatrani period dobije se jednačina krive koja opisuje potrošnju u obliku: y = 8813,7 x 0,1105 Vrijednosti prognozirane potrošnje i godišnjih procenta porasta su date u Tabeli 6.8. (korištene su za pesimistični-niži scenario prognoze potrošnje). Bazni scenario potrošnje je urađen usrednjavanjem vrijednosti dobijenih ekstrapolacijom i prosječnog porasta za bazni scenario prema podacima dostavljenim od Korisnika. Viši scenario je urađen usrednjavanjem vrijednosti dobijenih prognozom preko BDP-a i prosječnog porasta za viši scenario prema podacima dostavljenim od Korisnika. Prognozirane vrijednosti potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period godina za gore opisana tri scenarija i ostvarena potrošnja u periodu godina su dati u Tabeli 6.8. (na ovu potrošnju treba dodati još gubitke prenosa). Na taj način dobiju se tri scenarija: - Pesimistični scenario niži scenario (prosječni godišnji porast 0,4%) - Realistični scenario bazni scenario (prosječni godišnji porast 1,0%) - Optimistični scenario viši scenario (prosječni godišnji porast 2,1%) Godina Tabela 6.8. Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH za četiri scenarija za period godina Realistični scenario Pesimistični scenario Optimistički scenario (GWh) Porast (%) (GWh) Porast (%) (GWh) Porast (%) ,49% ,41% ,42% ,18% % % % % % % % % % % % % % ,66% ,66% ,66% ,84% ,08% ,13% ,08% ,57% ,13% ,07% ,54% ,13% ,06% ,52% ,13% ,05% ,49% ,13% 32

34 ,04% ,47% ,13% ,03% ,45% ,13% ,02% ,43% ,13% ,01% ,42% ,13% ,00% ,40% ,13% ,99% ,39% ,13% Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period godina, za tri scenarija, i ostvarenje potrošnje u periodu godina su dati na slici 6.2. GWh Realistični scenario Pesimistični scenario Optimistični scenario Slika 6.2. Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period i ostvarenje potrošnje u periodu godina Potrebno je napomenuti da je ostvarena potrošnja u godini u iznosu GWh između nižeg ( GWh) i baznog ( GWh) scenarija prethodnog Indikativnog plana U početnoj godini prognoze za ovaj Indikativni plan je uzeto ostvarenje iz godine, tako da je prognozirana potrošnja u godini, niža od potrošnje iz Bilansa za godinu. Bilans za godinu je urađen na osnovu podataka dostavljenih od Korisnika (elektroprivredne kompanije i direktni potrošači). Prosječni procenti porasta potrošnje u svim scenarijima su približni procentima u prethodnom Indikativnom planu, a za bazni scenario (1%) znatno niži od prosjeka za period godina (1,83%), što je u skladu i sa ciljevima za postizanje energetske efikasnosti. Za planski period godina je predviđeno da na prenosnoj mreži BiH budu sljedeći direktni potrošači: Aluminij Mostar, BSI Jajce, Željeznice FBiH, Arcelor Mital Zenica, Željezara Ilijaš, Cementara Kakanj, Prevent CEE, KTK Visoko, Alumina Zvornik, Željeznice RS, EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o., Rudnik Arcelor Mital, Steelmin BH i R-S Silicon Mrkonjić Grad. 33

35 7. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI GODINA 7.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta Bilansi električne energije za planski period godina urađeni su za tri scenarija potrošnje: pesimistički niži scenario potrošnje, realistički bazni scenario potrošnje i optimistički viši scenario potrošnje, opisana u poglavlju 6. Prema Mrežnom kodeksu, tačka 4.1.(6) definiše se bilansiranje novih proizvodnih objekata: - za vjetroelektrane i solarne elektrane: na osnovu važećih Uslova za priključak na prenosnu mrežu i Izjave Korisnika o prihvatanju Uslova, i odgovarajuće potvrde nadležne institucije entiteta da je elektrana unutar maksimalno moguće snage prihvata sa stanovišta mogućnosti regulacije sistema. - za sve ostale nove proizvodne objekte, na osnovu važećih Uslova za priključak na prenosnu mrežu koje je Korisnik prihvatio. - Eventualni dodatni kriteriji za bilansiranje definišu se u Indikativnom planu razvoja proizvodnje. Novi proizvodni objekti su bilansirani prema Mrežnom kodeksu (na osnovu važećih Uslova za priključak koje je Korisnik prihvatio), dok su kod vjetroelektrana uzete u obzir i potvrde nadležnih institucija entiteta. Na taj način, neki objekti koji su bili bilansirani u prethodnim Indikativnim planovima (HE Mrsovo, TE Banovići, TE Ugljevik 3), a nemaju važeće Uslove za priključak i nisu podnijeli zahtjev za izdavanje novih Uslova, nisu bilansno uvršteni u ovaj Indikativni plan. Godine ulaska u pogon novih proizvodnih objekta u bilansima su date prema podacima dostavljenim od Korisnika, ili na osnovu revidovanih Elaborata priključka, a za neke proizvodne objekte prema procjeni NOSBiH (Tabela 7.1). Procjena NOSBiH je urađena na osnovu dostavljene dokumentacije i praćenja aktivnosti Korisnika na izgradnji proizvodnih objekata. Tabela 7.1. Procjena godine ulaska proizvodnih objekata u pogon Proizvodni objekat Prethodni plan Dostavljeni podaci Procjena NOSBiH HE Mrsovo Nisu uvršteni u bilans radi isteka Uslova za priključak ( ) HE Vranduk HE Dabar TE Banovići Nisu uvršteni u bilans radi isteka Uslova za priključak ( ) TE Ugljevik (blok 3 i 4) TE TO KTG Zenica Nisu uvršteni u bilans radi isteka Uslova za priključak ( )

36 S obzirom na zavisnost proizvodnje HE od hidroloških prilika, proizvodnja svih HE planirana je na bazi prosječne hidrološke godine, odnosno podataka koje su dostavile elektroprivredne kompanije (Tabela 7.2.). JP Elektroprivreda Bosne i Hercegovine [4], JP Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg Bosne [5], i MH Elektroprivreda Republike Srpske [3] su za planski period dostavile podatke za sve proizvodne kapacitete, uključujući i nove bilansirane. Što se tiče izlaska iz pogona termo blokova JP Elektroprivreda BiH je dostavila sljedeće podatke: blok 3 TE Tuzla prestaje sa radom u godini, blok 4 TE Tuzla u godini, blok 5 TE Tuzla u godini, blok 5 TE Kakanj u godini, blok 6 TE Kakanj u godini. Vezano za ulazak u pogon novih blokova, planirana godina ulaska u pogon bloka 7 u TE Tuzla je godina, a bloka 8 u TE Kakanj godine. U Tabeli 7.2 data je proizvodnja postojećih proizvodnih objekata na prenosnoj mreži BiH, prema podacima dostavljenim od proizvođača. Tabela Podaci o proizvodnji HE (GWh) Naziv objekta Ostvarena proizvodnja u godini na mreži prenosa Planirana proizvodnja u godini na mreži prenosa Čapljina 437,50 192,00 Rama 730,20 655,00 Jablanica 797,50 717,60 Grabovica 305,00 287,00 Salakovac 435,50 407,00 Mostar 250,10 242,00 Jajce I 264,80 214,00 Peć-Mlini 83,70 73,00 M.Blato 108,10 132,00 Ukupno FBiH 3.412, ,6 Višegrad 1152,9 742,50 Bočac 279,00 231,40 Trebinje I 526,7 302,5 Dubrovnik G2 755,9 505,40 Dub i Ustiprača 52,6 35,00 Ukupno RS 2.767, ,4 UKUPNO BiH 6.179,

37 Podaci o planiranoj proizvodnji i snazi novih (bilansiranih) proizvodnih kapaciteta pridruženi su postojećim proizvodnim kapacitetima, te poređenjem sa tri scenarija potrošnje formiran je 10-godišnji bilans energija i snaga na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine. Tabela Tabela Proizvodnja postojećih objekata na prenosnoj mreži BiH za godinu (GWh) PROIZVODNJA RAMA ČAPLJINA MOSTAR JAJCE 1 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 JAJCE PEĆ-MLINI JABLANICA 717,6 717, GRABOVICA SALAKOVAC TREBINJE DUBROVNIK VIŠEGRAD BOČAC 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 MOSTARSKO BLATO DUB I USTIPRAČA 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 UKUPNO HE 5.455, , , , , , , , , ,8 TUZLA G ,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 TUZLA G ,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 TUZLA G ,0 0,0 0,0 0,0 0,0 TUZLA G KAKANJ G ,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 KAKANJ G ,0 0,0 0,0 KAKANJ G GACKO UGLJEVIK STANARI UKUPNO TE , , , , , , , , , ,0 VE MESIHOVINA 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 VE JELOVAČA 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 UKUPNO POSTOJEĆI OBJEKTI , , , , , , , , , ,3 U tabelama 7.4. i 7.5 je data proizvodnja novih HE i TE na prenosnoj mreži BiH prema podacima dostavljenim od Korisnika. 36

38 Tabela Proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH za period godina PROIZVODNJA (GWh) HE ULOG 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 HE DABAR 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8 HE VRANDUK 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4 HS LJUTA (I faza) 30,4 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 HE JANJIĆI 77,3 77,3 77,3 77,3 77,3 77,3 NOVE HE BILANSIRANO 0,0 115,4 119,6 119,6 448,7 545,1 545,1 545,1 545,1 545,1 Tabela Proizvodnja novih TE na prenosnoj mreži BiH za period godina PROIZVODNJA (GWh) TE TUZLA, blok , , , , , , ,0 TE KAKANJ, blok , , , , ,0 KTG ZENICA 3.250,0 NOVE TE BILANSIRANO 0,0 0,0 0, , , , , , , ,0 Što se tiče bilansiranja novih vjetroelektrana, osim VE Mesihovina koja je već u pogonu, i VE Jelovača koja je u probnom radu, prema Mrežnom kodeksu uslove za bilansiranje ispunjavaju još dvije vjetroelektrane (Tabela 7.6), koje osim prihvaćenih Uslova za priključak posjeduju i potrebne saglasnosti od entitetskih Vlada: VE Trusina (dopis Ministarstva industrije, energetike i rudarstva RS broj 05.05/ /12 od godine), VE Podveležje (prethodna saglasnost za priključak broj /14 od godine, izdata od Federalnog ministarstva energije, rudarstva i industrije), Tabela Proizvodnja novih VE na prenosnoj mreži BiH za period godina 37

39 PROIZVODNJA (GWh) VE TRUSINA VE PODVELEŽJE NOVE VE BILANSIRANO U Tabeli 7.7 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period godina. Ubačen je i dodatni scenario proizvodnje bez izgrađenih novih termoelektrana. Tabela 7.7. Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period godina POTROŠNJA (GWh) Scenario 1. (niži scenario potrošnje) Scenario 2. (bazni scenario potrošnje) Scenario 3. (viši scenario potrošnje) PROIZVODNJA (GWh) Novi izvori bilansirani 120,0 395,4 399, , , , , , , ,1 Proizvodnja bilansirano , , , , , , , , , ,4 Proizvodnja bez izgrađenih , , , , , , , , , ,4 novih TE Gubici (2,2% u odnosu na 360,0 354,4 359,2 412,4 391,4 425,6 418,8 399,9 404,3 472,5 proizvodnju)* Scenario 1 (n.s. potrošnje , , , , , , , , , ,5 gubici) Scenario 2 (b.s. potrošnje , , , , , , , , , ,5 gubici) Scenario 3 (v.s. potrošnje , , , , , , , , , ,5 gubici) BILANS Scenario , , , , , , , , , ,8 BILANS Scenario , , , , , , , , , ,8 BILANS Scenario , , , , , , , , , ,8 *gubici u iznosu 2,2% u odnosu na proizvodnju su proračunati prema ostvarenjima iz prethodnih godina i Bilansu električne energije za godinu. Na Slici 7.1 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period godina, kao i dodatni scenario proizvodnje bez izgrađenih novih termoelektrana. 38

40 GWh godina Scenario 1. Niži scenario potrošnje Scenario 2. Bazni scenario potrošnje Scenario 3. Viši scenario potrošnje Proizvodnja bilansirano Proizvodnja bez izgrađenih novih TE Slika 7.1. Tri scenarija potrošnje i dva scenarija proizvodnje (sa i bez izgrađenih novih TE) postojećih i novih bilansiranih proizvodnih objekata za period godina Bilansi za scenarije 1, 2 i 3 urađeni su tako da su se upoređivali viši, bazni i niži scenariji potrošnje (sa gubicima) sa dva scenarija proizvodnje postojećih i novih bilansiranih kapaciteta (sa i bez izgrađenih novih termoelektrana). Provedene analize upućuju na zaključak da je za sve scenarije potrošnje i planiranu proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta sa izgrađenim novim termoelektranama, zadovoljen bilans električne energije kao i da postoje značajni viškovi. Međutim, u slučaju da ne dođe do izgradnje novoplaniranih termoelektrana, radi gašenja pet postojećih blokova u TE Tuzla i TE Kakanj bilans električne energije za viši scenario potrošnje će biti negativan već od godine, a za bazni scenario od godine, tj. proizvodnja neće moći zadovoljiti potrošnju električne energije u BiH. U tom slučaju Bosna i Hercegovina bi od izvoznika postala uvoznik električne energije. U tabeli 7.8. prikazane su instalisane snage proizvodnih kapaciteta na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine, kao i snage na pragu elektrana uvažavajući planirane godine puštanja u pogon novih (Slika 7.2.) i izlazak iz pogona proizvodnih kapaciteta kojima ističe životni vijek. 39

41 Tabela Instalisane snage proizvodnih kapaciteta za period godina Novi kapaciteti HE ULOG 35,12 HE VRANDUK 19,6 TE TUZLA, blok (410*) TE KAKANJ, blok (270*) TE-TO KTG ZENICA 387,5 (373,1*) VE TRUSINA 49,5 HE DABAR 159,2 VE PODVELEŽJE 48 HS LJUTA (I faza) 7,66 1,045 HE JANJIĆI 16,9 Novi bilansirano: 48,0 92,3 1,0 450,0 176,1 319,6 0,0 0,0 0,0 387,5 Kumulativno novi inst.sn. 48,0 140,3 141,3 591,3 767, , , , , ,5 Postojeći objekti (bazna godina- inst.snaga) 4.265, , , , , , , , , ,0 Postojeći objekti (bazna godina- snaga na pragu) 4.080, , , , , , , , , ,0 UKUPNO BILANS- inst.snaga 4.313, , , , , , , , , ,5 UKUPNO BILANS- snaga na pragu* 4.164, , , , , , , , , ,5 *snaga na pragu elektrane (maksimalna snaga na mreži prenosa) Na Slici 7.2 data je dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih kapaciteta prema podacima dostavljenim od proizvođača, odnosno procjeni NOSBiH (TE-TO KTG Zenica, HE Vranduk, HE Dabar). (MW) blok 7 TE Tuzla TE-TO KTG Zenica HE Dabar HE Janjići blok 8 TE Kakanj VE VE Podveležje HE Ulog Trusina HS Ljuta HE Vranduk Tuzla G5 Kakanj G6 godina Tuzla G3 Tuzla G4 Kakanj G5 Slika 7.2. Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih kapaciteta 40

42 GWh U Tabelama 7.9, i na Slikama 7.3. i 7.4. je data proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH i instalisana snaga po izvorima: termoelektrane (TE), obnovljivi izvori (HE+VE), i PHE. Tabela 7.9. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora PROIZVODNJA (GWh) TE , , , , , , , , , ,0 PHE ČAPLJINA 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 OBNOVLJIVI IZVORI 5.642, , , , , , , , , ,4 PROIZVODNJA UKUPNO , , , , , , , , , , Proizvodnja ukupno godina TE PHE ČAPLJINA OBNOVLJIVI IZVORI Slika 7.3. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period godina 41

43 (MW) Tabela Instalisane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH (MW) TE 2.073, , , , , , , , , ,5 PHE ČAPLJINA 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 OBNOVLJIVI IZVORI 1.800, , , , , , , , , ,0 UKUPNO 4.313, , , , , , , , , , , , , , , ,0 0, TE PHE ČAPLJINA OBNOVLJIVI IZVORI UKUPNO godina Slika 7.4. Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora za period godina 7.2 Procjena konzuma na prenosnoj mreži Sa aspekta zadovoljenja bilansa snaga, prema kriterijima ENTSO-E, kao referentni vremenski presjeci smatraju se treća srijeda u januaru u 11:00 i 19:00 sati i treća srijeda u julu u 11:00 sati (CET). U skladu s tim, a na bazi raspoloživih podataka EES BiH, postignuta satna opterećenja konzuma BiH na prenosnoj mreži za i godinu su: Januar (MWh/h) 11: : Juli : Januar : : Juli :

44 Maksimum za godinu od MWh/h postignut je 18. decembra u 18 sati, što je veće za 0,2% od satnog opterećenja za ''treću srijedu u januaru''. U Tabelama i prikazane su vrijednosti maksimalnih i minimalnih jednovremenih snaga konzuma BiH na prenosnoj mreži za posljednjih 7 godina i procentualne razlike u odnosu na prethodnu godinu. Tabela Maksimalne jednovremene snage konzuma Godina ti sat 18-ti sat 18-ti sat 18-ti sat 18-ti sat 18-ti sat 18-ti sat Pmax (MW) % -0,33-3,22 6,4-4,6-3,3 4,3-8,9 Tabela Minimalne jednovremene snage konzuma Godina 5-ti sat 6-ti sat 6-ti sat 4-ti sat 4-ti sat 4-ti sat 4-ti sat Pmin (MW) % -4,47 3,96-3,8 3,0-1,5 0,2-4,95 Iz gornjih tabela je očigledno da nema kontinuiteta u vrijednostima jednovremenih snaga konzuma BiH na prenosnoj mreži. Na osnovu scenarija rasta potrošnje, rast maksimalnih snaga je procijenjen na 1,0 % godišnje, a rast minimalnih snaga na 2,1%. S obzirom da je u godini zabilježen pad maksimalne snage konzuma za 8,9%, kao početna vrijednost za prognozu uzeto je ostvarenje iz godine (2.189 MW). U Tabeli je prikazana procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na prenosnoj mreži za period godina. Tabela Procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na prenosnoj mreži (MW) Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži 43

45 8. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE (TYNDP Ten Year Network Development Plan) 8.1 Uvodne napomene Desetogodišnji plan razvoja ENTSO-E obuhvata scenarije koji daju detaljan pregled moguće energetske budućnosti do godine, izgrađene na realističnim i tehničkim osnovama baziranim na politikama budućnosti sa ambicijama smanjenja emisija od 80 do 95% u skladu s EU ciljevima za godinu. Projekti koji se odnose na prenos su po svojoj prirodi višenamjenski. Originalno, glavni cilj interkonekcija je bio doprinos sigurnosti snabdjevanja. Interkonektori su građeni da dozvole međusobnu podršku u slučaju prekida snabdjevanja, time osiguravajući pouzdanost snabdjevanja. Njihova uloga u povećanju socijalne dobrobiti je povećala pažnju u zadnjih 20 godina. U skorije vrijeme, s obzirom na ciljeve EU koji se odnose na integraciju električne energije iz obnovljivih izvora i ublažavanje emisije CO 2 pojavljuju se novi motivi za prenosne projekte. Svaki projekat uključen u plan je procjenjen upotrebljavajući pan-evropsku CBA (cost-benefit analysis) metodologiju. 8.2 CBA metodologija - kriteriji Ova metodologija je razvijana oko tri godine na osnovu sugestija aktera, konsultacija s članicama unije i nacionalnih regulatora. Regulativa (EC) 347/2013 daje mandat ENTSO-E da da nacrt evropske CBA metodologije koja će se kasnije upotrebljavati za procjenu TYNDP planova. Prvi zvanični nacrt je objavljen godine i kasnije je korišćen za izradu TYNDP 2014 i ENTSO-E je zabilježio uticaj rezultata korišćene metodologije na projekte Evropske komisije od zajedničkog interesa (EC PCI). Iskustvo je pokazalo potrebu za izradom nove metodologije koja dozvaljava dosljedniju i sveobuhvatniju procjenu, uz opšti pristup koji podrazumijeva selekciju i definisanje projekta, uz opis scenarija koji su unutar okvira TYNDP. Ovaj vodič je korišćen pri izradi TYNDP U metodologiji su definisani kriteriji za procjenu troškova i benefita projekata. Svaki projekat je procjenjen s osam indikatora za benefit, dva za troškove i tri za ostale uticaje. Benefit može biti negativan, npr. povećanje emisije CO 2 ili gubitaka prenosa. Na sljedećoj slici su prikazani kriteriji za procjenu projekata. 44

46 Slika 8.1. Kriteriji za procjenu projekata Kategorije za benefit su definisane na sljedeći način: B1. Socijalno ekonomska dobrobit (Socio-economic welfare (SEW)) ili integracija tržišta je okarakterisana sa sposobnošću projekta za smanjenje zagušenja. Ovo obezbjeđuje povećanje prenosnih kapaciteta koji čine mogućim povećanje komercijalnih razmjena, tako da tržište električne energije može trgovati električnom energijom na ekonomičniji i efikasniji način. B2. Varijacija CO 2 (CO 2 Variaton) predstavlja promjenu u emisijama CO 2 u elektroenergetskom sistemu usljed izgradnje projekta. Ovo je posljedica promjena u dispečiranju proizvodnje i otključavanju potencijala obnovljivih izvora. Cilj smanjenja emisija CO 2 je eksplicitno uključen kao jedan od ciljeva EU i stoga je prikazan kao poseban indikator. B3. Integracija obnovljivih izvora (RES integration). Doprinos integraciji obnovljivih izvora se definiše kao sposobnost sistema za priključenje nove RES proizvodnje. RES integracija je jedan od ciljeva EU B4. Varijacije u socijalnoj dobrobiti (Variation in societal well-being) kao rezultat varijacija u emisijama CO 2 i RES integraciji je povećanje u socijalnoj dobrobiti, izvan ekonomskih ostvarenja, koji su obuhvaćeni u proračunu SEW (indikator B1). Evolucija emisija CO 2 i RES integracija u elektroenergetski sistem koji su prouzrokovanim projektima su djelimično uzeti u proračun SEW. Varijacija emisija CO 2 i RES integracija rezultuje varijacijom troškova proizvodnje i troškova emisije usljed promjena u energiji izazvanim promjenama nenultih varijabilnih trškova konvencionalnih generatora i troškova emisija (karbonske takse ili prava pod ETS (Emissions Trading Scheme)) respektivno, i stoga utiče na sistemske troškove. Ovo neće moći reflektovati u potpunosti socijalne troškove emisija CO 2 tj. šteta izazvana emitovanjem jedne tone CO 2 nije obavezno reflektovana troškom sertifikata emisije koje proizvođači moraju da plate. Ovi budući efekti se izloženi pod ovim indikatorom. B5. Prenosni gubici (Grid losses) je trošak kompenzovanja toplotnih gubitaka u sistemu zbog projekta. Ovo je indikator energetske efikasnosti i izražen je kao trošak u EUR/god. 45

47 B6. Sigurnost snabdjevanja: Adekvatnost potrošnje (Adequcy). Adekvatnost potrošnje karakteriše uticaj projekata na sposobnost elektroenergetskog sistema da obezbijedi adekvatno snabdjevanje električnom energijom odnosno pokrivanja potrošnje u toku produženog vremenskog perioda. Promjenljivost klimatskih efekata na potrošnju i obnovljive izvore se uzimaju u obzir. B7. Sigurnost snabdjevanja: Fleksibilnost (Flexibility). Fleksibilnost sistema karakteriše uticaj projekata na kapacitet elektroenergetskog sistema da se prilagodi brzim i dubljim promjenama prema potrošnji u kontekstu veće integracije neupravljivih izvora. B8. Sigurnost snabdjevanja: Stabilnost (Stability). Stabilnost sistema karakteriše uticaj projekata na sposobnost elektroenergetskog sistema da osigura snabdjevanje električnom energijom po tehničkim kriterijima. Kategorije za troškove su sljedeće: C1. Kapitalni troškovi (CAPEX). Ovaj indikator daje kapitalne troškove nekog projekta, koji uključuje elemente kao što su troškovi dobivanja dozvola, izrade studija izvodljivosti, dobivanja dozvola za puteve, troškovi za zemljište, pripremni radovi, projektovanje, demontiranje, kupovina i instalacija opreme. CAPEX se određuje analognom procjenom (bazirano na informacijama prethodnih sličnih projekata) i parametarske procjene (bazirano na javnim informacijama o troškovima sličnih projekata). CAPEX se izražava u EUR. C2. Operativni troškovi (OPEX). Ovi troškovi se baziraju na operativnim troškovima i troškovima održavanja. OPEX svih projekata mora biti dat na stvarnim osnovama troškova s uvažavanjem respektivne studijske godine i izražava se u EUR. Ostali troškovi su sljedeći: S1. Uticaj okoline (Environmental) karakteriše ostale uticaje projekta koji su procjenjeni kroz preliminarne studije, ciljano dajući mjere osjetljivosti okoline koji su vezane za projekat. S2. Ostali socijalni uticaj (Residual) karakteriše uticaj projekta na lokalnu populaciju koja je pogođena projektom koji su procijenjeni kroz preliminarne studije, ciljano dajući mjere socijalne osjetljivosti koji su vezani za projekat. S3. Drugi uticaji (Other) daju indikator koji obuhvata sve druge uticaje projekta. 8.3 Scenariji TYNDP 2018 scenariji pokrivaju period od do godine. Period od i godine je označen kao najbolje procjenjeni scenarij zbog manjeg nivoa neizvjesnosti. Pošto se neizvjesnosti povećavaju sa povećanjem vremenskog horizonta, scenariji za i godinu su dizajnirani s evropskim ciljevima Analiza osjetljivosti koja se odnosi na prioritet uglja i gasa u energetskom sektoru je uključena za godinu prateći ulaze zainteresovanih strana koji se odnose na neizvjesnosti cijena. Ovo je opisano kao 2025 CBG (coal before gas) i 2025 GBC (gas before coal). 46

48 Slika 8.2. Scenariji za TYNDP s udjelom raspodjele potrošnje električne energije i gasa Scenariji za i godinu su sljedeći: Održiva tranzicija (ST - Sustainable Transition) Održiva tranzicija traži brzo i ekonomsko održivo smanjenje emisije CO 2 zamjenom uglja i lignita s gasom u elektrosektoru. Takođe gas mijenja upotrebu nafte u teškim transportima i brodovima. Elektrifikacija grijanja i transporta se razvija sporijim tempom od drugih scenarija. U ovom scenariju, dostizanje EU cilja (80-95% smanjenja CO 2 do 2050) zahtjeva brzi razvoj u toku 2040-tih Distribuirana proizvodnja (DG Distributed Generation) Prosumersi (istovremeno proizvođači i potrošači) su u centru mali proizvođači, baterije i društva za prebacivanje vrste goriva su angažovani i osnaženi. Ovo predstavlja decentralizovaniji razvoj s fokusom na tehnologije krajnjeg korisnika. Smart tehnologija i uređaji sa dualnim gorivom kao što su hibridne toplotne pumpe dozvoljavaju prebacivanje energetskih zavisnosti na tržišne uslove. Ovdje se vidi visok stepen upotrebe električnih vozila zajedno sa PV ćelijama i baterijama rasprostranjenim po zgradama. Ovaj razvoj vodi do visokih nivoa raspoloživosti odziva od strane potrošača Globalna klimatska akcija (GPA Global Climate Action) Potpuna globalna dekarbonizacija, veća razmjera razvoja obnovljivih izvora u oba sektora (električna energija i gas). Ovdje se naglašava veća razmjera upotrebe obnovljivih izvora, čak i nuklearne energije u elektrosektoru. Zagrijavanja domaćinstava i preduzeća postaje sve više na bazi električne energije dok se potrošnja gasa stabilno smanjuje. Dekarbonizacija transporta se dostiže upotrebom kako električnih vozila tako i vozila na gas. Energetska efikasnost utiče na sve sektore, dok se predviđa ekspanzija proizvodnih gasnih kapaciteta. 47

49 8.3.4 Eksterni scenario baziran na EUCO (European Council) 30 EUCO 30 je glavni scenario politike Evropske komisije. Scenario modeluje dostignuća klimatskih i energetskih ciljeva za godinu, kao što je dogovoreno s Evropskom komisijom u godini, uključujući cilj energetske efikasnosti od 30%. 8.4 Ulazni podaci za TYNDP Zbog velikog obima podataka ulazni podaci za pojedine zemlje za sve scenarije se mogu vidjeti na na veb adresi Slika 8.3. Bilans zemalja prema scenarijima 48

50 8.5 Uloga TYNDP u Evropskoj Uniji Poziv za projekte, kao opšti zadatak ENTSO-E, je u skladu s regulativom (EC) 714/2009 i (EU) 347/2013. Pravna osnova ukazuje da bi TYNDP trebao pomoći u identifikaciji infrastrukturnih projekata koji su ključni za dostizanje klimatskih i energetskih ciljeva u EU. Takvi projekti, poznati kao projekti od zajedničkog interesa (PCI) se selektuju iz sveobuhvatne liste projekata u okviru TYNDP. Svake dvije godine Evropska komisija koristi informacije poslednjeg TYNDP, posebno o individualnim projektima kao dio svoje selekcije i usvajanja nove dvogodišnje liste PCI projekata. Od momenta kada jedan projekat postane PCI, mogu se koristiti povoljnosti kao što su ubrzanje planiranja i izdavanja dozvola. PCI ima stoga specijalni status između svih projekata u TYNDP. TYNDP, kroz jedinstven pristup podacima, učešćem zainteresovanih strana i analitičkim sposobnostima, obezbjeđuje jednu transparentnu sliku evropske električne prenosne mreže. Na ovaj način se podržava donošenje odluka koje vode do strateških investicija na regionalnom i evropskom nivou. Pregled procesa procjene u sklopu TYNDP i identifikacije PCI projekata je dat na sljedećoj slici. Slika 8.4. Ulazni parametri PCI procesa 49

51 8.6 Projekti Slika 8.5. Mapa svih projekata u TYNDP CBA analiza je provedena za tri klimatska uslova: osunčanost, temperatura i brzina vjetra sa obrascima za 1982, 1984 i 2007 godinu. Za svaki ovaj uslov i za svaki scenarij prikazane su promjene za SEW, CO 2 i RES Projekat 343. DV 400 kv Banja Luka - Lika Doprinos projekta je pojačanje prenosne mreže u Hrvatskoj na glavnom pravcu sjever-jug u paraleli s istočnom jadranskom obalom koji omogućava dodatne prenosne električne energije na veće daljine, uključujući i prekogranične, iz postojećih i novih planiranih obnovljivih izvora (vjetroparkova) i konvencionalnih elektrana (hidro i termo) u Hrvatskoj (priobalni dio) i BiH prema većim konzumnim područjima u Italiji (preko Slovenije) i sjeverne Hrvatske. Povećanje prenosnih kapaciteta će podržati integraciju tržišta (naročito između Hrvatske i BiH) poboljšanjem sigurnosti napajanja (i za vanredne situacije), dostizanjem veće raznovrsnosti snabdjevanja/proizvodnje i ruta, povećanjem elastičnosti i fleksibilnosti prenosne mreže. Projekat implicira povećanje prenosnih kapaciteta između Hrvatske i BiH izgradnjom nove TS 400/110 kv Lika i veze prema postojećoj TS 400/220/110 kv Melina i TS 400/220/110 50

52 kv Konjsko, kao i prema postojećoj TS 400/110 kv Banja Luka. Promoteri projekta su HOPS i NOSBiH/Elektroprenos BiH. Slika 8.6. Projekat 343 Elemenat DV 400 kv Banja Luka (BA) Lika (HR) DV 400 kv Lika (HR) Melina (HR) DV 400 kv Lika (HR) Konjsko (HR) TS Lika (HR) 400/110 kv Trenutni status Studija izvodljivosti u radu Studija izvodljivosti u radu Studija izvodljivosti u radu Studija izvodljivosti u radu Očekivana godina puštanja u pogon 2028*/ */ */ /2029 Evolucija Investicija pomjerena s Investicija pomjerena s Investicija pomjerena s Investicija pomjerena s Opis Novi interkonektivni vod Zamjena postojećeg 220 kv voda Zamjena postojećeg 220 kv voda Nova TS *Vremenski obuhvat studije izvodljivosti je godina u skladu sa važećim planskim dokumentima Benefiti projekta 343 Projekat ima pozitivan uticaj na povećanje SEW za sve scenarije, takođe s rezultatima koji pokazuju benefite u RES integraciji, naročito za 2030 DG što je u skladu s prirodom samog scenarija. Projekat implicira povećanje emisije CO 2 u većini scenarija, usljed povećanog 51

53 angažmana termoelektrana u regionu koji su predviđeni scenarijima. Doprinos je i u povećanju NTC na granici u oba smjera (BA HR 298 MW; HR BA 644). Razmatrajući SoS indikatore, projekat doprinosi stabilizaciji napona na prenosnoj mreži u obje zemlje. Takođe, važno je napomenuti da projekat pojačava prenosnu mrežu u Hrvatskoj, pri čemu se omogućavaju dodatni prenosi električne energije iz postojećih i novih planiranih (RES i konvencionalnih) elektrana u Hrvatskoj i BiH prema većim konzumnim područjima u Italiji, preko Slovenije i sjeverne Hrvatske. Slika 8.7. CBA indikatori za projekat

54 8.6.2 Projekat 227. Transbalkanski koridor Cilj projekta je povećanje prenosnih kapaciteta u Srbiji i olakšavanje razmjene električne energije između sjeveroistočnog i jugozapadnog dijela Evrope. Projekat će omogućiti bolju povezanost istočnog Balkana i Italije preko 400 kv mreže i i 500 kv podmorskog kabla. Tokovi snaga iz 220 kv mreže će se podijeliti na 400 kv mrežu između Srbije, BiH i Crne Gore. Promoteri projekta su EMS, NOSBiH/Elektroprenos BiH, CGES Slika 8.8. Transbalkanski koridor Elemenat Trenutni status Očekivana godina puštanja u pogon Evolucija Opis TS 400 kv Bajina Bašta (RS) Obezbjeđivanje dozvole 2024 Investicija pomjerena s Nadogradnja postojeće TS 220 kv na 400 kv nivo DV 400 kv Višegrad (BA) Bajina Bašta (RS) Obezbjeđivanje dozvole 2024 Investicija pomjerena s Interkonektivni DV (2x400kV od TS Višegrad do Vardišta, granice sa Srbijom) 53

55 DV 400 kv Bajina Bašta (RS) Obrenovac (RS) Obezbjeđivanje dozvole 2024 Investicija pomjerena s Pojačanje prenosne mreže u Srbiji DV 400 kv Bajina Bašta (RS) Pljevlja (ME) Obezbjeđivanje dozvole 2024 Investicija pomjerena s Interkonektivni DV DV 400 kv Lastva (ME) Pljevlja (ME) DV 400 kv Kragujevac (RS) Kraljevo (RS) TS 400 kv Kraljevo DV 400 kv Kraljevo Kragujevac (RS) U fazi izgradnje 2019 U fazi izgradnje 2020 U fazi izgradnje 2020 U fazi izgradnje 2020 Pojačanje prenosne mreže u Crnoj Gori zbog izgradnje kabla prema Italiji Pojačanje prenosne mreže u Srbiji Nadogradnja postojeće TS 220 kv na 400 kv nivo Pojačanje prenosne mreže u Srbiji Benefiti projekta 227 CBA rezultati pokazuju pozitivne vrijednosti promjene SEW u svim analiziranim scenarijima. Usljed relativno niske cijene lignita za scenarije 2030DG i 2030EUCO, proizvodnja iz termoelektrana je veća u ovim scenarijima u poređenju prema ostala dva koji pokazuju negativne vrijednosti za CO 2 i SEW. Takođe, dok su ostali benefiti vidljiviji u ova dva scenarija, projekat olakšava RES integraciju i prouzrokuje dodatne margine adekvatnosti za svaki definisini scenario. Što se tiče NTC vrijednosti, rezultati jasno pokazuju pozitivne efekte realizacije ovog projekta, posebno na granici BA RS u oba smjera, iako povećanja NTC-a na granici RS ME (naročito smjer ME -> RS) i ME IT (oba smjera) nisu zanemarljiva. RS-BA A -> B 950 B -> A 700 RS-ME A -> B 20 B -> A 400 IT-ME A -> B 600 B -> A 600 Pored poboljšanja tranzita, projekat ima pozitivan uticaj i na naponsku stabilnost u zemljama pod uticajem. 54

56 Slika 8.9. CBA indikatori za projekat

57 8.6.3 Projekat 241. Nadogradnja 220 kv vodova između BiH i Hrvatske na 400 kv Cilj projekta je zamjena postojećih interkonektivnih vodova sa 220 kv na 400 kv. Projekat, kao novi projekat je predložen da bude procijenjen u TYNDP 2016 na osnovu rezultata studije urađene u CSE regionu u toku priprema regionalnih investicionih planova za Projekt je u fazi razmatranja i postoji potreba za izradu prefizibiliti studije. Promoteri projekta su HOPS i NOSBiH/Elektroprenos BiH. Slika Projekat 241 Elemenat Trenutni status Očekivana godina puštanja u pogon Evolucija od TYNDP 2016 Opis DV 400 kv TE Tuzla Đakovo (HR) U razmatranju 2032 Investicija pomjerena s Zamjena postojećeg 220 kv interkonektivnog voda. DV 400 kv Gradačac Đakovo (HR) U razmatranju 2032 Investicija pomjerena s Zamjena postojećeg 220 kv interkonektivnog voda. DV 400 kv Gradačac TE Tuzla U razmatranju 2032 Nova investicija Zamjena postojećeg 220 kv voda. 56

58 TS Gradačac 400/x kv U razmatranju 2032 Nova investicija Podizanje postojeće TS 220 kv na 400 kv TS Đakovo 400/x kv U razmatranju 2032 Investicija pomjerena s Podizanje postojeće TS 220 kv na 400 kv DV 2 x 400 kv Đakovo (HR) Razbojište (HR) U razmatranju 2032 Investicija pomjerena s Benefiti projekta 241 Iako je povećanje NTC na granici BA-HR u oba smjera jednako nuli, projekat ima pozitivan uticaj na povećanje SEW za sve scenarije,a takođe pokazuje benefite u RES integraciji naročito za scenario 2030 DG što je u saglasnosti s prirodom scenarija. Povećanje emisije CO 2 je prisutno u većini scenarija zbog veće proizvodnje TE koje su predviđene u scenarijima. Slika CBA indikatori za projekat

59 8.6.4 Prekogranični prenosni kapaciteti Glavna svrha NTC proračuna je da se identifikuju potrebe i da jedan generalni pregled na relaciji između SEW i povećanja prenosnih kapaciteta na granicama formiranih od klastera (grozdova) između relevantnih market područja. Princip proračuna je da pruži serije scenarija za TYNDP 2018 s povećanjem i smanjenjem prenosnih kapaciteta na razmatranim granicama. Benefiti pokriveni ovim proračunom odgovaraju samo dijelu projekata sveukupne socijalnoekonomske dobrobiti iz CBA. Ovo znači da ovo ne prikazaje sveobuhvatne benefite jednog projekta (uključujući RES integraciju, sigurnost snabdjevanja, pomoćne usluge). Kao takva ovo je samo parcijalna analiza i u potpunosti zavisna od napravljenih pretpostavki, naročito s referentnom mrežom. Na sljedećoj slici su prikazane glavne granice (narandžasta boja) i ostale važne granice (siva boja), koje su analizirane u planu. Slika Glavne granice TYNDP 2018 (narandžasta) Ovim granicama su dodate tri dodatne sekundarne granice koje su relevantne za izvještaj: Italija-Balkan, Italija Sjeverna Afrika i Turska Južni Balkan. Proračun je urađen kao dio market studije s koracima od 1000 MW promjene NTC-a po granicama. Jedna granica i promjena kapaciteta u oba smjera u navedenim koracima se ekvivalentno dijeli po interkonekcijama počinjući od referentnog kapaciteta (bazni slučaj). U sljedećoj tabeli dat je pregled vrijednosti NTC po granicama. 58