Indikativni plan razvoja proizvodnje 2020-2029 April 2019.
SADRŽAJ 1. UVOD... 3 2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA... 5 3. OSTVARENJA NA MREŽI PRENOSA U 2018.... 7 3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa... 7 3.1.1 Razmjena električne energije sa susjednim sistemima...14 3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije...14 3.1.3 Naponske prilike u EES BiH...15 4. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU... 17 5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2019.... 20 6. PROGNOZA POTROŠNJE 2020.-2029. GODINA... 23 6.1 Statistički podaci relevantni za planiranje potrošnje... 23 6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim proizvodom... 25 6.3 Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže... 26 6.3.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca...26 6.3.2 Bruto distributivna potrošnja planovi elektroprivrednih preduzeća...28 6.3.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od Korisnika prenosne mreže...30 6.4 Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH... 31 7. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2020. 2029. GODINA... 34 7.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta... 34 7.2 Procjena konzuma na prenosnoj mreži... 42 8. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE (TYNDP Ten Year Network Development Plan)... 44 8.1 Uvodne napomene... 44 8.2 CBA metodologija - kriteriji... 44 8.3 Scenariji... 46 8.3.1 Održiva tranzicija (ST - Sustainable Transition)...47 8.3.2 Distribuirana proizvodnja (DG Distributed Generation)...47 8.3.3 Globalna klimatska akcija (GPA Global Climate Action)...47 8.3.4 Eksterni scenario baziran na EUCO (European Council) 30...48 8.4 Ulazni podaci za TYNDP... 48 1
8.5 Uloga TYNDP u Evropskoj Uniji... 49 8.6 Projekti... 50 8.6.1 Projekat 343. DV 400 kv Banja Luka - Lika...50 8.6.2 Projekat 227. Transbalkanski koridor...53 8.6.3 Projekat 241. Nadogradnja 220 kv vodova između BiH i Hrvatske na 400 kv...56 8.6.4 Prekogranični prenosni kapaciteti...58 9. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE... 60 10. LITERATURA... 62 2
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 2020.-2029. 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 7.11. 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 3.18. 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 2020.-2029. godina, NOSBiH je krajem oktobra 2018. 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
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 31.12.2018.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 2020.-2029. 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
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 2.1. - 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+1x63 171 2x26+1x28 3x70 352-402 1010,7/1074,6 370-420 Dubrovnik* 1x108+1x126 126 2x55 2x48,5 288-295 8,02/9,30 1.168 Čapljina 2x220 440 2x140 2x112,5 224-231,5 3,43/6.47 400 Rama 1x80+1x90 170 2x55 2x32 536-595 530,8/466 731 Jablanica 6x30 180 6x12 6x35 235-270 127,7/288 790 Grabovica 2x57 114 2x25 2x190 154,5-159,5 2,9/5 300 Salakovac 3x70 210 3x35 3x180 118,5-123 5,3/16 460 Mostar 3x24 72 3x12 3x120 74-76,5 0,4/6 310 Jajce I 2x30 60 2x17 2x30 425,8-427,1 2 247 Jajce II 3x10 30 3x5,5 3x27 322-327 0,21 157 Bočac 2x55 110 2x32 2x120 254-282 5,09/42,9 307 Drina Višegrad 3x105 315 3x70 3x270 330,5-336 10,0/101,0 1.108 Lištica Mostarsko blato 2x30 60 2x10 2x18 Tihaljina Peć-Mlini 2x15,3 30,6 2x4,8 2x15 249-252 0,2/0,74 72-80 Prača Ustiprača 2x3,74 6,90 2x1,2 2x7 395,9-396 0,04 35,35 Dub 2x4,7 9,4 2x1,9 2x7,5 472,9-474 0,24 44,16 Ukupno P max 2.104,9 *Proizvodnja generatora 2 iz HE Dubrovnik pripada ERS; Tabela 2.2.- 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 G3 100 90 60 118 LM 14.396 300 Tuzla G4 200 180 125 235 LM 12.159 1.020 Tuzla G5 200 180 125 235 LM 12.169 1.030 Tuzla G6 223 200 115 270,6 M 10.703 1.150 TUZLA 730 650 858,6 3.500 Kakanj G5 110 100 60 125 M 11.600 500 Kakanj G6 110 100 55 137,5 M 11.350 500 Kakanj G7 230 208 140 300 M 11.850 1.200 KAKANJ 475 408 562,5 2.200 GACKO G1 300 276 180 353 L 11.520 1.149,40 UGLJEVIK G1 300 279 155 353 M 11.470 1.457,70 STANARI G 300 275 150 353 L 2.000 Ukupno 1.888 * Uzima se u obzir maksimalna vlastita (sopstvena) potrošnja elektrane; 5
Tabela 2.3.- 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 18x2 36 36 TS Jelovača 110 Ukupno 86,6 6
3. OSTVARENJA NA MREŽI PRENOSA U 2018. 3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa Ukupno raspoloživa električna energija na prenosnoj mreži u 2018. godini je iznosila 20.427 GWh. Na prenosnoj mreži ukupno je proizvedeno 17.209 GWh, dok je u prenosnu mrežu injektovano 126 GWh iz distributivne mreže. Iz susjednih sistema je primljeno 3.092 GWh električne energije. Od ukupno raspoložive električne energije na prenosnoj mreži, distributivne kompanije su preuzele 9.665 GWh, direktno priključeni kupci na prenosnu mrežu su preuzeli 2.404 GWh, susjednim sistemima je isporučeno 7.698 GWh, dok su prenosni gubici iznosili 399 GWh, odnosno 1,95 % od ukupno raspoložive energije na prenosnoj mreži. U 2018. godini PHE Čapljina je radila u pumpnom režimu i preuzela 137.4 GWh. Vlastita potrošnja elektrana je iznosila 125 GWh. Od ukupno proizvedenih 17.209 GWh električne energije na prenosnoj mreži u 2018. godini, u hidroelektranama je proizvedeno 6.256 GWh, odnosno 36 % električne energije, dok je u termoelektranama proizvedeno 10.850 GWh, odnosno 63 % električne energije. Od marta 2018.godine u pogonu je VE Mesihovina koja je proizvela 103 GWh električne energije. Hidrološke prilike u 2018. godini su bile znatno povoljnije u odnosu na 2017. godinu, tako da je proizvodnja u hidroelektranama bila veća za 64,4 %. U termoelektranama je proizvodnja bila na nivou iz 2017. godine. Veoma povoljna hidrološka situacija je rezultirala sa 17,66 % većom proizvodnjom na prenosnoj mreži u odnosu na 2017. godinu. Struktura proizvodnje električne energije na prenosnoj mreži BiH po mjesecima u 2018. godini je prikazana na Slici 3.1. Udio kompanija u proizvodnji električne energije u 2018. godini je prikazan na Slici 3.2. Potrošnja električne energije u 2018. godini u BiH je manja za 1,67 % od potrošnje u 2017. godini i iznosila je 12.330 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 2018. 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 2018. godini iznosila je 1.994 MW, dana 18.12.2018. godine u 18. satu, što je smanjenje u odnosu na 2017. godinu za 195 MW. Minimalna satna snaga od 805 MW zabilježena je 02.05.2018. godine u 4. satu. Istog dana i sata je bila minimalna potrošnja i u 2017. godini. 7
Struktura proizvodnje po mjesecima u 2018. godini Vjetro Hidro 2.500 GWh Termo 2.000 5 1.500 1.000 0 0 539 659 1.123 11 6 13 808 499 364 11 7 383 367 9 14 262 321 14 14 427 504 500 0 939 917 823 753 944 1.057 1.039 952 913 986 996 531 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Mjesec Slika 3.1. - Struktura proizvodnje po mjesecima u 2018. godini Slika 3.2. Udio kompanija u proizvodnji električne energije u 2018. godini 8
Tabela 3.1.- 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 539 659 1,123 808 499 364 383 367 262 321 427 504 6,256 (2) TE 939 917 823 531 753 944 1,057 1,039 952 913 986 996 10,850 (3) VE 0 0 5 11 6 13 11 7 9 14 14 14 103 (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 14 10 24 27 9 9 10 4 1 3 7 10 126 Prijem električne energije od susjednih EES (6) od EES Hrvatske 109 69 98 83 69 40 43 48 55 90 106 176 986 (7) od EES Srbije 81 52 45 101 59 67 112 86 101 151 83 65 1,003 (8) od EES Crne Gore 48 172 183 186 133 66 63 93 57 52 19 29 1,103 (9) Prijem UKUPNO (6..8) 238 292 326 370 262 174 218 227 214 293 208 270 3,092 (10) RASPOLOŽIVA ENERGIJA (3+4+8) 1,729.8 1,877.5 2,300.6 1,746.6 1,528.9 1,503.0 1,679.4 1,644.1 1,438.0 1,544.3 1,641.8 1,793.4 20,427.4 Preuzimanje električne energije sa prenosne mreže (11) Ditsributivne kompanije 884 841 883 714 727 720 765 788 732 805 833 973 9,665 (12) Direktno priključeni potrošači 217 198 221 209 179 176 206 202 198 204 194 200 2,404 (13) Vlastita potrošnja elektrana 12 10 10 12 9 9 11 12 10 11 9 9 0 (14) Preuzimanje UKUPNO (11+12+13) 1,114 1,049 1,114 934 916 905 982 1,002 941 1,019 1,036 1,182 12,193 Isporuka električne energije za susjedne EES (15) za EES Hrvatske 324 704 989 701 478 462 564 513 391 330 282 225 5,963 (16) za EES Srbije 55 34 74 38 47 31 12 20 21 22 53 81 489 (17) za EES Crne Gore 190 43 66 32 44 66 86 77 50 120 218 254 1,246 (18) Isporuka UKUPNO (15..17) 570 782 1,129 771 569 559 662 609 463 472 552 560 7,698 (19) Pumpni rad 17 8 3 5 17 12 4 1 6 24 24 16 137 (20) POTREBNA ENERGIJA (14+18+19) 1,700.6 1,839.1 2,245.8 1,710.1 1,502.2 1,476.0 1,647.5 1,612.2 1,409.3 1,515.2 1,612.4 1,758.3 20,028.6 Prenosni gubici (21) Prenosni gubici (10-20) 29 38 55 36 27 27 32 32 29 29 29 35 399 (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
Tabela 3.2.- 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 78 88 115 107 66 36 38 43 48 51 53 74 797.5 HE Grabovica 29 33 51 43 24 13 13 14 16 19 22 28 305.0 HE Salakovac 42 51 83 69 35 15 14 13 15 24 39 37 435.5 HE Višegrad 96 136 200 194 120 77 81 67 29 29 47 77 1152.9 HE Trebinje 1 37 45 117 62 40 40 48 44 18 19 22 36 526.7 HE Trebinje 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0 HE Dubrovnik (G2) 67 72 82 75 41 60 74 75 27 52 67 64 755.9 HE Bočac 32 28 48 42 23 22 19 12 10 8 13 23 279.0 HE Dub 3 3 4 6 6 6 9 5 2 2 2 4 52.6 HE Rama 44 60 68 66 67 43 50 67 71 68 61 66 730.2 HE Mostar 24 28 40 36 21 11 10 10 11 15 23 21 250.1 HE Jajce 1 32 28 42 39 26 22 17 11 7 6 12 22 264.8 HE Jajce 2 9 8 9 9 7 6 6 4 3 3 5 7 76.8 PHE Čapljina 24 45 210 36 15 10 4 2 5 23 41 23 437.5 HE Peć-Mlini 9 15 20 13 4 1 0 0 0 1 8 12 83.7 HE Mostarsko Blato 12 19 35 12 4 2 0 0 0 1 12 11 108.1 HIDROELEKTRANE 538.5 658.7 1,123.4 807.9 499.5 363.9 382.6 366.7 262.2 321.5 427.3 503.9 6256.3 TE Tuzla 259 224 120 72 222 286 325 361 267 347 302 245 3029.1 TE Kakanj 214 224 205 124 83 175 232 289 231 229 250 260 2515.1 TE Ugljevik 179 163 160 154 167 142 152 178 159 46 106 158 1764.9 TE Gacko 133 123 134 137 99 144 146 13 117 158 131 150 1484.5 TE Stanari 155 182 203 43 182 196 202 200 178 134 197 183 2056.0 TERMOELEKTRANE 939.5 916.6 822.8 530.7 752.8 943.6 1057.4 1039.4 951.9 913.1 986.2 995.6 10849.6 VE Mesihovina 0 0 5 11 6 13 11 7 9 14 14 14 103.5 VJETROELEKTRANE 0.0 0.0 5.1 11.4 5.9 12.9 10.9 7.0 9.3 13.7 13.6 13.7 103.5 PROIZVODNJA 1,478.0 1,575.2 1,951.4 1,350.0 1,258.1 1320.5 1450.9 1413.2 1223.5 1248.3 1427.2 1513.3 17209.4 10
Tabela 3.3.- 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 1,130.7 1,057.3 1,116.9 939.1 933.0 916.9 985.7 1,003.1 946.6 1,043.4 1,060.2 1,197.9 12,330.8 Distribucija 387.7 364.2 381.6 324.9 328.3 316.9 326.8 340.5 326.1 360.9 367.8 424.7 4,250.5 Direktni potrošači 47.1 45.4 50.9 49.1 19.1 19.1 40.6 37.7 40.9 45.9 45.2 50.4 491.5 Elektrane - vlastita potrošnja 9.4 8.9 9.2 9.4 6.9 7.3 9.3 9.6 8.3 7.9 6.6 7.2 100.1 EPBiH 444.2 418.5 441.8 383.4 354.3 343.4 376.7 387.9 375.3 414.7 419.7 482.4 4,842.1 Distribucija 368.6 356.9 376.5 289.8 295.7 289.8 310.2 313.7 300.9 333.9 350.3 410.1 3,996.4 Direktni potrošači 37.1 32.2 37.0 31.6 30.9 33.2 36.4 37.1 36.1 37.5 36.1 36.3 421.5 Elektrane - vlastita potrošnja 1.8 0.7 0.8 1.8 1.9 1.0 0.8 1.3 1.3 1.9 2.0 1.4 16.9 ERS 407.6 389.7 414.3 323.2 328.5 324.0 347.3 352.1 338.2 373.3 388.4 447.9 4,434.7 Distribucija 128.2 119.8 124.5 99.1 103.2 113.1 128.2 133.5 105.2 110.1 114.9 138.0 1,418.0 Direktni potrošači 0.4 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.3 0.3 0.4 0.3 0.4 4.2 Elektrane - vlastita potrošnja 0.5 0.4 0.3 0.5 0.6 0.7 0.9 1.1 0.7 0.7 0.6 0.7 7.7 Pumpni rad - PHE Čapljina 17.1 8.4 2.7 4.9 17.4 12.2 3.5 1.0 6.0 24.4 24.2 15.6 137.4 EPHZHB 146.2 128.9 127.8 105.0 121.6 126.3 133.0 135.9 112.3 135.7 140.0 154.7 1,567.3 Distribucija 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Direktni potrošači 132.7 120.1 133.0 127.6 128.6 123.2 128.6 127.1 120.8 119.7 112.1 113.0 1,486.7 Elektrane - vlastita potrošnja 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ALUMINIJ TRADE 132.7 120.1 133.0 127.6 128.6 123.2 128.6 127.1 120.8 119.7 112.1 113.0 1,486.7 11
Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži BiH u 2018. g. 4.435 GWh; 36% 4.842 GWh; 39% 1.567 GWh; 13% 1.487 GWh; 12% EPBiH ERS EPHZHB ALUMINIJ TRADE Slika 3.3. Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži u 2018. 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 2018. godini. 12
Tabela 3.4.- Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u 2018. 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 1,855 15.01.2018. 18 981 08.01.2018. 4 37,259 23.01.2018. 32,423 07.01.2018. Februar 1,992 28.02.2018. 19 1,020 05.02.2018. 4 40,634 27.02.2018. 34,085 04.02.2018. Mart 1,940 01.03.2018. 19 964 12.03.2018. 4 40,278 01.03.2018. 32,237 11.03.2018. April 1,662 02.04.2018. 21 885 23.04.2018. 4 32,717 03.04.2018. 28,719 22.04.2018. Maj 1,481 16.05.2018. 21 805 02.05.2018. 4 30,550 30.05.2018. 24,576 01.05.2018. Juni 1,563 12.06.2018. 15 847 18.06.2018. 4 31,780 12.06.2018. 27,112 17.06.2018. Juli 1,651 31.07.2018. 15 904 17.07.2018. 5 33,275 31.07.2018. 28,782 01.07.2018. August 1,688 20.08.2018. 21 854 27.08.2018. 4 33,736 10.08.2018. 28,115 26.08.2018. Septembar 1,691 26.09.2018. 20 901 10.09.2018. 4 32,818 28.09.2018. 28,753 16.09.2018. Oktobar 1,725 24.10.2018. 20 930 29.10.2018. 4 34,275 24.10.2018. 30,284 14.10.2018. Novembar 1,887 29.11.2018. 18 938 05.11.2018. 4 37,907 30.11.2018. 30,987 04.11.2018. Decembar 1,994 18.12.2018. 18 1,044 10.12.2018. 4 40,557 20.12.2018. 34,830 09.12.2018. Slika 3.5.- Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u 2018. 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 2018. 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
Tabela 3.5.- Karakteristične potrošnje električne energije u 2018. godini Max satna potrošnja Min satna potrošnja Max dnevna Min dnevna MWh Dan Sat MWh Dan Sat MWh Dan MWh Dan 1,994 18.12.2018. 18:00 805 02.05.2018. 4:00 40,634 27.02.2018. 24,576 01.05.2018. Slika 3.6.- Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2018. godini 3.1.1 Razmjena električne energije sa susjednim sistemima Prema deklarisanim programima razmjene, u elektroenergetski sistem BiH je u 2018. godini, uvezeno 4.824 GWh, a iz elektroenergetskog sistema BiH izvezeno 9.431 GWh električne energije. Od toga je u 2018. godini preko prenosne mreže BiH tranzitirano 2.959 GWh električne energije. Saldo od 4.606 GWh izvezene električne energije predstavlja povećanje izvoza za 250 % u odnosu na 2017. godinu. Glavni razlog značajnog povećanja izvoza u 2018. godini je povoljna hidrološka situacija u BiH tokom 2018.godine. Saldo deklarisane razmjene u 2018. godini je prikazan na Slici 3.7. Slika 3.7. Saldo deklarisane razmjene u 2018. godini 3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije Ostvareni fizički tokovi električne energije na interkonektivnim dalekovodima u 2018. godini, daju saldo razmijenjene električne energije regulacionog područja BiH u iznosu od 4.606 GWh u smijeru izvoza. Iz susjednih elektroenergetskih sistema u sistem BiH injektovano je 3.092 GWh, a u druge sisteme isporučeno 7.698 GWh električne energije. Tokovi električne 14
energije na granici sa susjednim sistemima su bili takvi da je ukupno u 2018. godini na granici sa Srbijom u elektroenergetski sistem BiH injektovano 514 GWh električne energije, dok je isporučeno na granici sa Hrvatskom 4.977 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 2018. godini 3.1.3 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 01.01. do 31.12.2018. 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 2018. 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
prikazani maksimalni naponi (U m ) definisani Mrežnim kodeksom i maksimalne vrijednosti izmjerenih napona (U mm ) u 2018. godini. U 2018. godini su bile naponske prilike slične onima iz 2017. 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 30.10.2018. 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 02.10.2018. 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 400 420 2259 26% 433.49 110 123 3 0% 123.28 400 420 5899 67% 437.06 220 245 780 9% 250.66 110 123 0 0% 121.35 220 245 2021 23% 253.92 110 123 2 0% 123.52 400 420 7343 84% 441.06 220 245 4132 47% 253.19 110 123 7 0% 123.7 400 420 7001 80% 439.79 110 123 419 5% 125.43 400 420 8012 92% 440.42 220 245 4150 47% 253.33 110 123 0 0% 121.87 16
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 2008.-2018. godina, prema godišnjim izvještajima koje je pripremio NOSBiH. Takođe, u tabeli su prikazani karakteristični godišnji pokazatelji za period 2008. 2018. 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 1990. 2018. godina, na godišnjem nivou, prema izvještajima NOSBiH-a, prikazana je na dijagramu na Slici 4.1. 17
Tabela 4.1.Karakteristični pokazatelji za period 2008. 2018. godina R.b. Pozicija Godina Ostvareno 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 1 Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (MWh) 11.338.800 10.786.500 11.468.900 11.879.700 11.852.941 11.731.960 11.345.564 11.719.300 12.015.388 12.273.863 12.193.404 2 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) 526.900 87.800 84.300 19.791 37.573 58.385 47.493 62.950 97.818 96.129 126.034 4 Proizvodnja na prenosnoj mreži (MWh) 13.270.200 13.994.900 15.553.500 13.694.919 12.233.666 15.711.551 14.472.360 14.165.277 16.054.336 14.626.610 17.209.400 5 Ukupna proizvodnja + (3) (MWh) 13.797.100 14.082.700 15.637.800 13.714.710 12.271.239 15.769.936 14.519.853 14.228.227 16.152.154 14.722.739 17.335.434 6 Gubici na prenosnoj mreži (MWh) 326.500 306.100 337.900 324.169 308.138 343.102 304.185 359.371 333.304 341.520 398.766 7 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 0 0 2.200 21.403 65.970 0 3 13.898 46.214 266.114 137.435 9 Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži (1+6+8) 11.665.300 11.092.600 11.809.000 12.203.869 12.227.048 12.075.065 11.649.752 12.092.569 12.394.906 12.881.497 12.729.605 10 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) 1.604.900 2.902.300 3.744.500 1.491.050 6.618 3.636.486 2.822.608 2.072.708 3.757.248 1.841.242 4.605.829 12 Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži (MW) 2.117 2.033 2.173 2.150 2.143 2.074 2.207 2.105 2.098 2.189 1.994 13 Angažovana snaga izvora na mreži prenosa (MW) 2.435 2.273 2.870 1.956 1.820 2.119 2.313 1.886 2.007 2.584 2.932 14 Potrebna snaga primarne rezerve (MW) 14 14 14 14 14 14 14 14 16 16 16 15 16 Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period vršnog opterećenja (MW) Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period nevršnog opterećenja (MW) 59 57 59 59 59 59 59 55 55 50,5 50 59 57 59 59 59 59 59 55 55 32,6 32,6 17 Pozitivna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 250 250 250 250 250 250 250 250 184 196 196 18 Negativna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 66 66 19 BILANS (13-12) (MW) 318 240 697-194 -323 45 106-219 -91 395 938 20 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) 5.356 5.306 5.277 5.526 5.531 5.657 5.141 5.567 5.727 4.750 4.159 22 Srednje godišnje opterećenje Pg (MW) 1.291 1.231 1.309 1.356 1.349 1.339 1.295 1.338 1.372 1.401 1.392 18
Slika 4.1.- Ukupna godišnja proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. 2018.godina 19
5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2019. U tabelama 5.1. 5.4. prikazane su planske vrijednosti proizvodnje i potrošnje električne energije za 2019. godinu Tabela 5.1.- 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 4.754 Ukupno TE u BiH 10.542,7 Ukupno VE u BiH 250,0 Ukupno 15.546,6 ERS 3.804,98 Distrikt Brčko 282,00 Ukupno bruto distr. potrošnja 10.214,87 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
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 13.080,26 21
Podaci iz prethodnih tabela su preuzeti iz Bilansa električne energije na mreži prenosa za 2019. 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 2019. (GWh) 1. Bruto distributivna potrošnja 10.214,87 2. Vlastita potrošnja elektrana 17,26 3. Direktni kupci 2.772,74 4. Proizvodnja na mreži prenosa 15.546,6 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 12.031,32 9. Ukupna potrošnja u BiH 13.004,86 10. Ukupna proizvodnja u BiH 16.427,78 Bilans BiH (10.+5.-9.-7.) 3.145,29 22
6. PROGNOZA POTROŠNJE 2020.-2029. 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 2007.-2018. godina [1], [2], prema podacima zvaničnih statističkih organizacija (www.bhas.ba). Tabela 6.1.- Pregled potrošnje električne energije i osnovnih indikatora za Bosnu i Hercegovinu Procjena ukupnog prisutnog stanovn.hilj. 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 3.542 3.542 3.541 3.540 3.538 3.535 3.531 3.526 3.518 3.511 3.511 3.511 BDP u mil. 22.548 25.519 24.799 25.365 25.231 26.223 26.779 27.359 28.586 29.900 31.332 - KM 1 BDP/stan. u KM 6.366 7.205 7.003 7.165 7.414 7.418 7.584 7.759 8.126 8.516 8.941 - BDP/stan. (EUR 2 ) 3.255 3.684 3.581 3.664 3.791 3.793 3.878 3.967 4.155 4.354 4.571 - 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 10.871 11.338 10.787 11.469 11.880 11.853 11.732 11.379 11.719 12.015 12.540 12.330 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 2018. 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 1991. godine, na području Bosne i Hercegovine registrovano 4.377.033 stanovnika. Podaci koji su dati u Tabeli 6.1. za period 2007-2018 predstavljaju procjenu broja stanovnika koje su izvršile statističke organizacije. Ukupan broj stanovnika u BiH prema podacima Agencije za statistiku BiH je 3.511.372 stanovnika (http://www.bhas.ba/tematskibilteni/dem_00_2016_tb_0_bs.pdf). Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2011.-2017. 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
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 2017. 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 2017. 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 2011.- 2017. godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH) GWh 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Industrija željeza i čelika 678 750 793 732 773 813 820 Hemijska (uklj. i 89 107 104 108 118 127 136 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) 2.106 189 24 230 84 202 192 137 88 112 2.041 181 43 206 90 244 238 174 90 133 Industrija ukupno 3.692 4.131 4.297 4.089 3.849 4.014 4.281 Industrija (%) 35,9% 38,3% 38,7% 37,4% 36,4% 36,2% 37,6% Saobraćaj 136 139 107 84 80 73 76 Saobraćaj (%) 1,3% 1,3% 0,9% 0,7% 0,8% 0,7% 0,7% Domaćinstva 4.542 4.541 4.599 4.624 4.605 4.733 4.756 Domaćinstva (%) 43,9% 42,1% 41,4% 42,3% 43,5% 42,7% 41,7% Građevinarstvo 127 84 86 60 61 65 63 Poljoprivreda 89 94 90 84 53 67 48 Ostali potrošači 1.761 1.799 1.918 2.027 1.939 2.136 2.174 Ostala potrošnja ukupno 1.977 1.977 2.201 2.255 2.133 2.341 2.285 Ostala potrošnja 19,1% 18,3% 19,9% 20,3% 20,1% 21,1% 20,0% ukupno (%) FINALNA POTROŠNJA 1.969 154 35 216 75 195 190 156 84 118 1.762 156 41 194 95 214 159 148 115 125 1.712 164 45 201 87 228 202 168 115 118 1.667 158 50 228 93 255 189 177 101 156 1.728 168 53 290 92 264 229 179 174 148 10.347 10.788 11.097 10.933 10.587 11.088 11.398 24
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 6.2 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 2001.-2017. (2018). godina. U svim posmatranim godinama, izuzev 2009. i 2012. godine zabilježeni su porast BDP-a i potrošnje električne energije. Samo u 2013. i 2014. 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., 2008. i 2009. godinu iznosio 0,62; 0,54; 0,48; 0,44; 0,44, dok je u 2010., 2011., i 2012. godini iznosio 0,45; 0,47 i 0,45, a u 2013., 2014., 2015., 2016. i 2017. godini 0,44; 0,42; 0,41; 0,40; 0,40. Proračunati srednji koeficijent elastičnosti za period 2005.-2017. godina iznosi 0,46. GWh, mil.km 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 potrošnja el.en. (GWh) BDP (mil.km) Slika 6.1. - 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 2020.-2029. godina. 25
U 2018. godini procjenjen porast BDP-a u Bosni i Hercegovini je 3,2 %, prema najnovijim prognozama Svjetske banke [Global Economic Prospects 2019., www.worldbank.org], u 2019. godini 3,4%, u 2020. godini 3,9%, i u 2021. godini 4,0%. Prosječan porast BDP-a za ove četiri godine je 3,6%, pa je to pretpostavljeni porast u periodu 2020-2029. 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 2020-2029. godina. Tabela 6.3.- Prognoza potrošnje električne energije u BiH na bazi korelacije sa BDP-om Godina Procjenjeni realni Porast potrošnje porast BDP-a električne energije 2020 3,6% 1,66% 2021 3,6% 1,66% 2022 3,6% 1,66% 2023 3,6% 1,66% 2024 3,6% 1,66% 2025 3,6% 1,66% 2026 3,6% 1,66% 2027 3,6% 1,66% 2028 3,6% 1,66% 2029 3,6% 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. 6.3.1 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 2020.-2029. 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 2019. 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
Tabela 6.4. Plan potrošnje direktno priključenih kupaca (GWh) za period 2020.-2029. godina Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 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.) 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 225,2 225,2 236,5 225,5 236,5 236,5 236,5 236,5 225,5 225,5 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 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142 0,72 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
Tabela 6.5.- Maksimalne snage (MW) na prenosnoj mreži za scenario period 2020.-2029.godina-bazni Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 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 6.3.2 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 2020.-2029. 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 2015. 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 2006. 2010. godina sa projekcijom na 2020. 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
Priloga. Prema Integralnoj studiji razvoja JP EP HZ HB d.d. Mostar 2006. 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu planirano je povećanje opterećenja od 2% po svakoj prenosnoj trafostanici 110/x kv koje je linearno raspoređeno za period 2020-2029. 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 2005. godini na 46% u 2020. godini a povećava udio kupaca na niskom (osim domaćinstava) i srednjem naponu s 32% u 2005. godini na 46% u 2020. godini. Za svaku prenosnu trafostanicu 110/x kv navedena je ostvarena struktura potrošnje u 2018. godini kao baznoj i linearno primijenjena stopa rasta od 1% po svakoj prenosnoj trafostanici 110/x kv za period 2020-2029. 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 2015-2024, 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 2019. godinu i ostvarenja u 2018. 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
Tabela 6.6. Plan bruto distributivne potrošnje u BiH za period 2020.-2029.godina (GWh) Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 EP HZ HB (b.s.) 1.432,2 1.446,5 1.461,0 1.475,6 1.490,3 1.505,2 1.520,3 1.535,5 1.550,8 1.566,4 EP HZ HB (v.s.) 1.446,4 1.475,3 1.504,8 1.534,9 1.565,6 1.596,9 1.628,8 1.661,4 1.694,6 1.728,5 EP HZ HB (n.s.) 1.425,1 1.432,2 1.439,4 1.446,6 1.453,8 1.461,1 1.468,4 1.475,7 1.483,1 1.490,5 ERS (b.s.) 3.892,5 3.982,0 4.073,6 4.167,3 4.263,2 4.361,2 4.461,5 4.564,1 4.669,1 4.776,5 ERS (v.s.) 3.926,8 4.052,4 4.182,1 4.315,9 4.454,0 4.596,6 4.743,6 4.895,4 5.052,1 5.213,8 ERS (n.s.) 3.862,1 3.920,0 3.978,8 4.038,5 4.099,1 4.160,6 4.223,0 4.286,3 4.350,6 4.415,9 EP BiH (b.s.) 4.851,4 4.958,2 5.067,2 5.178,7 5.292,7 5.409,1 5.528,1 5.638,7 5.751,4 5.866,5 EP BiH (v.s.) 4.936,9 5.134,4 5.339,7 5.553,3 5.775,5 6.006,5 6.246,7 6.496,6 6.756,5 7.026,7 EP BiH (n.s.) 4.841,9 4.938,8 5.037,6 5.138,3 5.241,1 5.345,9 5.452,8 5.561,9 5.673,1 5.786,6 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 10.462,4 10.677,2 10.896,7 11.120,9 11.350,0 11.583,9 11.822,9 12.056,0 12.293,8 12.536,6 viši scenario 10.598,3 10.956,9 11.328,1 11.712,4 12.110,3 12.522,2 12.948,7 13.390,4 13.847,7 14.321,3 niži scenario 10.413,9 10.578,7 10.746,3 10.916,8 11.090,3 11.266,9 11.446,5 11.629,3 11.815,2 12.004,4 6.3.3 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 2020.-2029. 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 2019. godinu). Rezultati za tri scenarija prognoze potrošnje su dati u Tabeli 6.7. 30
Tabela 6.7.- Prognoza potrošnje el.en. na prenosnoj mreži BiH u GWh za period 2020.-2029. na bazi podataka dostavljenih od Korisnika prenosne mreže Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Distributivna potrošnja u BiH (b.s.) Direktni (b.s.) Ukupna BiH (b.s.) potrošači potrošnja 10.462,4 10.677,2 10.896,7 11.120,9 11.350,0 11.583,9 11.822,9 12.056,0 12.293,8 12.536,6 3.378,6 3.378,9 3.390,4 3.379,6 3.390,9 3.390,9 3.391,4 3.391,7 3.381,0 3.381,2 13.841,0 14.056,1 14.287,1 14.500,5 14.740,9 14.974,8 15.214,3 15.447,7 15.674,8 15.917,8 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 10.598,3 10.956,9 11.328,1 11.712,4 12.110,3 12.522,2 12.948,7 13.390,4 13.847,7 14.321,3 3.587,1 3.587,4 3.598,9 3.588,2 3.599,4 3.599,7 3.600,0 3.600,2 3.589,5 3.589,8 14.185,5 14.544,3 14.927,0 15.300,6 15.709,7 16.121,9 16.548,8 16.990,6 17.437,3 17.911,1 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 10.413,9 10.578,7 10.746,3 10.916,8 11.090,3 11.266,9 11.446,5 11.629,3 11.815,2 12.004,4 3.378,2 3.378,4 3.389,9 3.379,1 3.390,4 3.390,6 3.390,8 3.391,1 3.380,3 3.380,5 13.792,1 13.957,0 14.136,2 14.295,9 14.480,7 14.657,4 14.837,3 15.020,3 15.195,5 15.384,9 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 2020.-2029.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 2020.-2029.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
istorijskih podataka ostvarenja potrošnje u periodu 2001.-2018. 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 2020.-2029. godina za gore opisana tri scenarija i ostvarena potrošnja u periodu 2001.-2018.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 2020. 2029. godina Realistični scenario Pesimistični scenario Optimistički scenario (GWh) Porast (%) (GWh) Porast (%) (GWh) Porast (%) 2001 9.185 3,49% 2002 9.147-0,41% 2003 9.734 6,42% 2004 10.141 4,18% 2005 10.663 5.14% 2006 10.797 1.26% 2007 10.871 0.69% 2008 11.338 4.30% 2009 10.787-4.86% 2010 11.469 6.32% 2011 11.880 3.58% 2012 11.853-0.23% 2013 11.732-1.02% 2014 11.346-3.29% 2015 11.719 3.29% 2016 12.015 2.53% 2017 12.274 2.16% 2018 12.193-0,66% 12.193-0,66% 12.193-0,66% 2019 12.295 0,84% 12203 0,08% 12.453 2,13% 2020 12.429 1,08% 12272 0,57% 12.718 2,13% 2021 12.562 1,07% 12339 0,54% 12.989 2,13% 2022 12.695 1,06% 12402 0,52% 13.266 2,13% 2023 12.827 1,05% 12463 0,49% 13.548 2,13% 32
2024 12.960 1,04% 12522 0,47% 13.837 2,13% 2025 13.093 1,03% 12579 0,45% 14.131 2,13% 2026 13.226 1,02% 12633 0,43% 14.432 2,13% 2027 13.360 1,01% 12686 0,42% 14.740 2,13% 2028 13.494 1,00% 12737 0,40% 15.054 2,13% 2029 13.628 0,99% 12787 0,39% 15.374 2,13% Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2029. godina, za tri scenarija, i ostvarenje potrošnje u periodu 2001.-2018. godina su dati na slici 6.2. GWh 17.000 15.000 13.000 11.000 9.000 7.000 5.000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Realistični scenario Pesimistični scenario Optimistični scenario Slika 6.2. Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2029. i ostvarenje potrošnje u periodu 2001.-2018.godina Potrebno je napomenuti da je ostvarena potrošnja u 2018. godini u iznosu 12.193 GWh između nižeg (12.124 GWh) i baznog (12.291 GWh) scenarija prethodnog Indikativnog plana 2019-2028. U početnoj godini prognoze za ovaj Indikativni plan je uzeto ostvarenje iz 2018. godine, tako da je prognozirana potrošnja u 2019. godini, niža od potrošnje iz Bilansa za 2019. godinu. Bilans za 2019. 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 2001.- 2018.godina (1,83%), što je u skladu i sa ciljevima za postizanje energetske efikasnosti. Za planski period 2020.-2029.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
7. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2020. 2029. GODINA 7.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta Bilansi električne energije za planski period 2020. 2029. 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 2022 - Nisu uvršteni u bilans radi isteka Uslova za priključak (15.06.2018.) HE Vranduk 2022 2022 2025 HE Dabar 2022 2022 2024 TE Banovići 2024 2024 Nisu uvršteni u bilans radi isteka Uslova za priključak (28.12.2018.) TE Ugljevik (blok 3 i 4) TE TO KTG Zenica 2025 - Nisu uvršteni u bilans radi isteka Uslova za priključak (26.05.2018.) 2028-2029 34
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 2024. godini, blok 4 TE Tuzla u 2024. godini, blok 5 TE Tuzla u 2025. godini, blok 5 TE Kakanj u 2024. godini, blok 6 TE Kakanj u 2027. godini. Vezano za ulazak u pogon novih blokova, planirana godina ulaska u pogon bloka 7 u TE Tuzla je 2023. godina, a bloka 8 u TE Kakanj 2025. godine. U Tabeli 7.2 data je proizvodnja postojećih proizvodnih objekata na prenosnoj mreži BiH, prema podacima dostavljenim od proizvođača. Tabela 7.2.- Podaci o proizvodnji HE (GWh) Naziv objekta Ostvarena proizvodnja u 2018. godini na mreži prenosa Planirana proizvodnja u 2019. 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 3.412,4 2.919,6 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 2.767,1 1.834,4 UKUPNO BiH 6.179,5 4.754 35
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 7.3.- Tabela Proizvodnja postojećih objekata na prenosnoj mreži BiH za 2020.-2029.godinu (GWh) PROIZVODNJA 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 RAMA 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 ČAPLJINA MOSTAR 247 247 247 247 247 247 247 247 247 247 JAJCE 1 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 JAJCE 2 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 PEĆ-MLINI 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82 JABLANICA 717,6 717,6 716 716 716 716 716 716 716 716 GRABOVICA 287 286 286 286 286 286 286 286 286 286 SALAKOVAC 407 407 406 406 406 406 406 406 406 406 TREBINJE 1 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 DUBROVNIK 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 VIŠEGRAD 925 925 925 925 925 925 925 925 925 925 BOČAC 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 MOSTARSKO BLATO 167 167 167 167 167 167 167 167 167 167 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 5.455,4 5.454,4 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 TUZLA G-3 184 148 335 145 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 TUZLA G-4 785 636 386 285 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 TUZLA G-5 882 1.179 1.104 989 449 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 TUZLA G-6 1.264 834 1.238 1.210 1.210 1.153 1.153 1.153 1.153 1.153 KAKANJ G-5 265 261 254 166 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 KAKANJ G-6 615 614 608 608 608 608 299 0,0 0,0 0,0 KAKANJ G-7 1.350 1.144 1.309 1.309 1.309 1.309 1.309 952 952 952 GACKO 1.500 1.500 1.500 1.500 1.350 1.500 1.500 1.500 1.500 1.350 UGLJEVIK 1.650 1.650 1.450 1.650 1.650 1.650 1.650 1.450 1.650 1.650 STANARI UKUPNO TE 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 10.518,7 9.991,2 10.209,0 9.887,0 8.601,0 8.245,0 7.936,0 7.080,0 7.280,0 7.130,0 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 16.241,6 15.713,1 15.928,3 15.606,3 14.320,3 13.964,3 13.655,3 12.799,3 12.999,3 12.849,3 U tabelama 7.4. i 7.5 je data proizvodnja novih HE i TE na prenosnoj mreži BiH prema podacima dostavljenim od Korisnika. 36
Tabela 7.4.- Proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina PROIZVODNJA (GWh) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 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 7.5.- Proizvodnja novih TE na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina PROIZVODNJA (GWh) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 TE TUZLA, blok 7 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 TE KAKANJ, blok 8 1.814,0 1.814,0 1.814,0 1.814,0 1.814,0 KTG ZENICA 3.250,0 NOVE TE BILANSIRANO 0,0 0,0 0,0 2.740,0 2.740,0 4.554,0 4.554,0 4.554,0 4.554,0 7.804,0 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 05.05/312-146/12 od 06.03.2012. godine), VE Podveležje (prethodna saglasnost za priključak broj 05-17-2124/14 od 11.09.2014. godine, izdata od Federalnog ministarstva energije, rudarstva i industrije), Tabela 7.6. - Proizvodnja novih VE na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina 37
PROIZVODNJA (GWh) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 VE TRUSINA 160 160 160 160 160 160 160 160 160 VE PODVELEŽJE 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 NOVE VE BILANSIRANO 120 280 280 280 280 280 280 280 280 280 U Tabeli 7.7 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2020.-2029.godina. Ubačen je i dodatni scenario proizvodnje bez izgrađenih novih termoelektrana. Tabela 7.7. Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina POTROŠNJA (GWh) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Scenario 1. (niži scenario potrošnje) 12.272 12.339 12.402 12.463 12.522 12.579 12.633 12.686 12.737 12.787 Scenario 2. (bazni scenario potrošnje) 12.429 12.562 12.695 12.827 12.960 13.093 13.226 13.360 13.494 13.628 Scenario 3. (viši scenario potrošnje) 12.718 12.989 13.266 13.548 13.837 14.131 14.432 14.740 15.054 15.374 PROIZVODNJA (GWh) Novi izvori bilansirani 120,0 395,4 399,6 3.139,6 3.468,7 5.379,1 5.379,1 5.379,1 5.379,1 8.629,1 Proizvodnja bilansirano 16.361,6 16.108,4 16.327,9 18.745,9 17.789,0 19.343,4 19.034,4 18.178,4 18.378,4 21.478,4 Proizvodnja bez izgrađenih 16.361,6 16.108,4 16.327,9 16.005,9 15.049,0 14.789,4 14.480,4 13.624,4 13.824,4 13.674,4 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 + 12.632,0 12.693,4 12.761,2 12.875,4 12.913,4 13.004,6 13.051,8 13.085,9 13.141,3 13.259,5 gubici) Scenario 2 (b.s. potrošnje + 12.789,0 12.916,4 13.054,2 13.239,4 13.351,4 13.518,6 13.644,8 13.759,9 13.898,3 14.100,5 gubici) Scenario 3 (v.s. potrošnje + 13.078,0 13.343,4 13.625,2 13.960,4 14.228,4 14.556,6 14.850,8 15.139,9 15.458,3 15.846,5 gubici) BILANS Scenario 1 3.729,6 3.415,0 3.566,7 5.870,5 4.875,6 6.338,8 5.982,6 5.092,4 5.237,0 8.218,8 BILANS Scenario 2 3.572,6 3.192,0 3.273,7 5.506,5 4.437,6 5.824,8 5.389,6 4.418,4 4.480,0 7.377,8 BILANS Scenario 3 3.283,6 2.765,0 2.702,7 4.785,5 3.560,6 4.786,8 4.183,6 3.038,4 2.920,0 5.631,8 *gubici u iznosu 2,2% u odnosu na proizvodnju su proračunati prema ostvarenjima iz prethodnih godina i Bilansu električne energije za 2019. godinu. Na Slici 7.1 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2020.-2029.godina, kao i dodatni scenario proizvodnje bez izgrađenih novih termoelektrana. 38
25.000 GWh 20.000 15.000 10.000 5.000 0 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 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 2020.-2029.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 2026. godine, a za bazni scenario od 2027. 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
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Tabela 7.8.- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta za period 2020.-2029. godina Novi kapaciteti 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 HE ULOG 35,12 HE VRANDUK 19,6 TE TUZLA, blok 7 450 (410*) TE KAKANJ, blok 8 300 (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. 48,0 140,3 141,3 591,3 767,4 1.087,0 1.087,0 1.087,0 1.087,0 1.474,5 Postojeći objekti (bazna 2018. godina- inst.snaga) 4.265,0 4.265,0 4.265,0 4.265,0 3.855,0 3.655,0 3.655,0 3.545,0 3.545,0 3.545,0 Postojeći objekti (bazna 2018. godina- snaga na pragu) 4.080,0 4.080,0 4.080,0 4.080,0 3.710,0 3.530,0 3.530,0 3.430,0 3.430,0 3.430,0 UKUPNO BILANS- inst.snaga 4.313,0 4.405,3 4.406,3 4.856,3 4.622,4 4.742,0 4.742,0 4.632,0 4.632,0 5.019,5 UKUPNO BILANS- snaga na pragu* 4.164,0 4.256,3 4.436,1 4.846,1 4.493,0 4.583,0 4.583,0 4.483,0 4.483,0 4.856,5 *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) 500 400 blok 7 TE Tuzla TE-TO KTG Zenica 300 200 HE Dabar HE Janjići blok 8 TE Kakanj 100 0 VE VE Podveležje HE Ulog Trusina HS Ljuta HE Vranduk -100-200 -300 Tuzla G5 Kakanj G6 godina -400-500 Tuzla G3 Tuzla G4 Kakanj G5 Slika 7.2. Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih kapaciteta 40
GWh U Tabelama 7.9, 7.10. 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) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 TE 10.518,7 9.991,2 10.209,0 12.627,0 11.341,0 12.799,0 12.490,0 11.634,0 11.834,0 14.934,0 PHE ČAPLJINA 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 OBNOVLJIVI IZVORI 5.642,9 5.917,2 5.918,9 5.918,9 6.248,0 6.344,4 6.344,4 6.344,4 6.344,4 6.344,4 PROIZVODNJA UKUPNO 16.361,6 16.108,4 16.327,9 18.745,9 17.789,0 19.343,4 19.034,4 18.178,4 18.378,4 21.478,4 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Proizvodnja ukupno godina TE PHE ČAPLJINA OBNOVLJIVI IZVORI Slika 7.3. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period 2020.- 2029. godina 41
(MW) Tabela 7.10. Instalisane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH (MW) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 TE 2.073,0 2.073,0 2.073,0 2.523,0 2.113,0 2.213,0 2.213,0 2.103,0 2.103,0 2.490,5 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 1.892,3 1.893,3 1.893,3 2.069,4 2.089,0 2.089,0 2.089,0 2.089,0 2.089,0 UKUPNO 4.313,0 4.405,3 4.406,3 4.856,3 4.622,4 4.742,0 4.742,0 4.632,0 4.632,0 5.019,5 6.000,0 5.000,0 4.000,0 3.000,0 2.000,0 1.000,0 0,0 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 TE PHE ČAPLJINA OBNOVLJIVI IZVORI UKUPNO godina Slika 7.4. Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora za period 2020.-2029. 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 2017. i 2018. godinu su: Januar 2017. (MWh/h) 11:00 1.891 19:00 1.989 Juli 2017. 11:00 1.446 Januar 2018. 11:00 1.715 19:00 1.811 Juli 2018. 11:00 1.488 42
Maksimum za 2018. godinu od 1.994 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 7.10. i 7.11. 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 7.11. Maksimalne jednovremene snage konzuma Godina 10.02.2012. 24.12.2013. 31.12.2014. 31.12.2015. 31.12.2016. 11.01.2017. 18.12.2018. 18-ti sat 18-ti sat 18-ti sat 18-ti sat 18-ti sat 18-ti sat 18-ti sat Pmax (MW) 2.143 2.074 2.207 2.105 2.098 2.189 1.994 % -0,33-3,22 6,4-4,6-3,3 4,3-8,9 Tabela 7.12. Minimalne jednovremene snage konzuma 21.06.2012. 02.05.2013. 05.08.2014. 02.05.2015. 23.05.2016. 02.05.2017. 02.05.2018. Godina 5-ti sat 6-ti sat 6-ti sat 4-ti sat 4-ti sat 4-ti sat 4-ti sat Pmin (MW) 833 866 833 858 845 847 805 % -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 2018. godini zabilježen pad maksimalne snage konzuma za 8,9%, kao početna vrijednost za prognozu uzeto je ostvarenje iz 2017. godine (2.189 MW). U Tabeli 7.13. je prikazana procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na prenosnoj mreži za period 2020.-2029. godina. Tabela 7.13. Procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na prenosnoj mreži (MW) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Vršna snaga konzuma na 2.211 2.233 2.255 2.278 2.301 2.324 2.347 2.370 2.394 2.418 prenosnoj mreži 43
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 2040. 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 2050. 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 5.2.2015. godine i kasnije je korišćen za izradu TYNDP 2014 i 2016. 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 2018. 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
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 20-20-20 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 20-20-20. 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
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 2020. do 2040. godine. Period od 2020. i 2025. godine je označen kao najbolje procjenjeni scenarij zbog manjeg nivoa neizvjesnosti. Pošto se neizvjesnosti povećavaju sa povećanjem vremenskog horizonta, scenariji za 2030. i 2040. godinu su dizajnirani s evropskim ciljevima 2050. Analiza osjetljivosti koja se odnosi na prioritet uglja i gasa u energetskom sektoru je uključena za 2025. 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
Slika 8.2. Scenariji za TYNDP 2018. s udjelom raspodjele potrošnje električne energije i gasa Scenariji za 2030. i 2040. godinu su sljedeći: 8.3.1 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. 8.3.2 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. 8.3.3 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
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 2030. godinu, kao što je dogovoreno s Evropskom komisijom u 2014. 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 https://tyndp.entsoe.eu/tyndp2018/scenario-report/. Slika 8.3. Bilans zemalja prema scenarijima 48
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
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. 8.6.1 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
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*/2030 2028*/2030 2028*/2030 2027/2029 Evolucija Investicija pomjerena s 2022. Investicija pomjerena s 2022. Investicija pomjerena s 2022. Investicija pomjerena s 2022. Opis Novi interkonektivni vod Zamjena postojećeg 220 kv voda Zamjena postojećeg 220 kv voda Nova TS *Vremenski obuhvat studije izvodljivosti je 2028. godina u skladu sa važećim planskim dokumentima 8.6.1.1 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
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 343 52
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 2022. Nadogradnja postojeće TS 220 kv na 400 kv nivo DV 400 kv Višegrad (BA) Bajina Bašta (RS) Obezbjeđivanje dozvole 2024 Investicija pomjerena s 2022. Interkonektivni DV (2x400kV od TS Višegrad do Vardišta, granice sa Srbijom) 53
DV 400 kv Bajina Bašta (RS) Obrenovac (RS) Obezbjeđivanje dozvole 2024 Investicija pomjerena s 2022. Pojačanje prenosne mreže u Srbiji DV 400 kv Bajina Bašta (RS) Pljevlja (ME) Obezbjeđivanje dozvole 2024 Investicija pomjerena s 2022. 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 8.6.2.1 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
Slika 8.9. CBA indikatori za projekat 227 55
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 2015. Projekt je u fazi razmatranja i postoji potreba za izradu prefizibiliti studije. Promoteri projekta su HOPS i NOSBiH/Elektroprenos BiH. Slika 9.10. 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 2030. Zamjena postojećeg 220 kv interkonektivnog voda. DV 400 kv Gradačac Đakovo (HR) U razmatranju 2032 Investicija pomjerena s 2030. Zamjena postojećeg 220 kv interkonektivnog voda. DV 400 kv Gradačac TE Tuzla U razmatranju 2032 Nova investicija Zamjena postojećeg 220 kv voda. 56
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 2030. Podizanje postojeće TS 220 kv na 400 kv DV 2 x 400 kv Đakovo (HR) Razbojište (HR) U razmatranju 2032 Investicija pomjerena s 2030. 8.6.3.1 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 8.11. CBA indikatori za projekat 241 57
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 8.12. 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