Dokument - NOS BiH

Transcription

Dokument - NOS BiH
Indikativni plan razvoja
proizvodnje 2016-2025
Mart 2015.
Sadržaj
1.
UVOD ............................................................................................................................................................. 2
2.
TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA ....................................................................................... 4
3.
OSTVARENJE BILANSA NA MREŽI PRENOSA U PROTEKLOM PERIODU.......................................................... 5
3.1
Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa u 2014. godini .............................................. 5
3.1.1
Deklarisana razmjena električne energije sa susjednim sistemima ............................................11
3.1.2
Prekogranični tokovi električne energije ....................................................................................11
4.
PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU ................................. 13
5.
BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2015. ................................................................ 16
6.
PROGNOZA POTROŠNJE 2016.-2025. GODINA ............................................................................................ 18
6.1
Statistički podaci relevatni za planiranje potrošnje ............................................................................. 18
6.2
Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim proizvodom ..... 19
6.3
Izvještaji i predviđanja ENTSO-E .......................................................................................................... 21
6.4
Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže ...................................................................................... 23
6.4.1
Plan potrošnje direktno priključenih kupaca ..............................................................................23
6.4.2
Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća .......................................24
6.4.3
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od korisnika
prenosne mreže ...........................................................................................................................................26
6.5
7.
Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH ........................................................ 27
BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2016. – 2025. GODINA ............................................... 30
7.1
Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta ................................................ 30
7.2
Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži ................................................................................ 38
7.3
Pregled broja i snage prijavljenih planiranih kapaciteta ...................................................................... 40
8.
INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA ............................................................................................................ 42
8.1
Integracija vjetroelektrana .................................................................................................................. 42
8.2
Integracija solarnih elektrana .............................................................................................................. 44
9.
ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE .................................................................. 53
9.1
TYNDP 2016 ......................................................................................................................................... 53
9.2
Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u periodu 2020.-2030. ............................... 54
9.3
Planirani interkonektivni dalekovodi ................................................................................................... 56
9.3.1
9.4
Prekogranični prenosni kapaciteti ..............................................................................................56
ENTSO-E Mrežni kodeksi...................................................................................................................... 57
10.
ZAKLJUČCI I SUGESTIJE ............................................................................................................................. 59
11.
LITERATURA ............................................................................................................................................. 60
1
1. UVOD
U skladu sa važećom legislativom, Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini
(NOSBiH) je pripremio već deveti Indikativni plan razvoja proizvodnje. Ovaj Plan obuhvata
period 2016.-2025. godina i vremenski obuhvat je prilagođen potrebama za izradu 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 da 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 potreba za
električnom energijom distributera i direktno priključenih kupaca na prenosnoj mreži;

Potrebne rezerve u snazi i energiji;

Bilansni suficiti i deficiti sa komentarom o mogućim vrijednostima NTC-a.
U pripremnoj fazi realizacije Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2016.-2025.
godina, NOSBiH je krajem oktobra 2014. 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 registrovanim investitorima koji su navedeni u prethodnom planu upućeni su
pozivi da dostave svoje inovirane planove ili potvrde postojeće prijave;
2

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 31.12.2014. godine.
Osim toga, u ovom Indikativnom planu razvoja proizvodnje naveden je kratki 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.
Potrebno je napomenuti da je u novembru 2014. godine od strane Državne regulatorne
komisije za električnu energiju (DERK), usvojen Dugoročni plan razvoja prenosne mreže za
period 2014-2023. godina, urađen od strane Elektroprenos-a BiH, i revidovan od strane NOS
BiH. U toku su aktivnosti na reviziji i usvajanju Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže
za period 2015-2024. godina.
Ostali elementi Indikativnog plana imaju standardnu formu i sadržaj uz konstataciju da se
proizvodnja i potrošnja na prenosnoj mreži odvija prema predviđanjima NOSBiH. Međutim,
veoma je važna činjenica da se ne ostvaruju planovi izgradnje proizvodnih kapaciteta, rokovi
se prolongiraju iz godine u godinu, tako da je i planirana dinamika navedena u ovom planu,
upitna, odnosno nema realnih pokazatelja da će se planirana dinamika ulaska u pogon novih,
pa i zamjenskih, proizvodnih kapaciteta ostvariti. U tom cilju NOSBiH je za određene
proizvodne kapacitete koji su bilansirani u proteklim planovima, a čija godina ulaska u pogon
je upitna dao i svoje procjene mogućeg priključenja na prenosnu mrežu.
Na kraju Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2016.-2025. 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 i privredna situacija u Bosni
i Hercegovini.
3
2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA
Tehnički parametri proizvodnih jedinica priključenih na prenosnoj mreži su prikazani u
Tabelama 2.1. i 2.2.
Tabela 2.1. - Hidroelektrane
Sliv
Instalisana
snaga agregata
Pmax na
mreži
prenosa
Protok
Kote
Akumulacija
SGP
(MW)
(MW)
(m3/s)
(m)
(GWh/hm3)
(GWh)
2x54+1x63
171
3x70
352-402
1010,7/1074,6
370-420
Dubrovnik*
2x108
108
2x48,5
288-295
8,02/9,30
1168
Čapljina
2x220
440
2x112,5
224-231,5
3,43/6.47
400
Rama
2x80
160
2x32
536-595
530,8/466
731
Jablanica
6x30
180
2x30+4x35
235-270
127,7/288
792
Grabovica
2x57
114
2x190
154,5-159,5
2,9/5
342
Salakovac
3x70
210
3x180
118,5-123
5,3/16
593
Mostar
3x24
72
3x120
74-76,5
0,4/6
310
Jajce I
2x30
60
2x30
425,8-427,1
2
247
Jajce II
3x10
30
3x27
322-327
0,21
157
Naziv objekta
Trebinje I
Trebišnjica
Neretva
Vrbas
Bočac
2x55
110
2x120
254-282
5,09/42,9
307
Drina
Višegrad
3x105
315
3x270
330,5-336
10,0/101,0
1108
Lištica
Mostarsko blato
2x30
60
2x18
Tihaljina
Peć-Mlini
30.6
2x15
249-252
0,2/0,74
72-80
2x15,3
Ukupno Pmax
2060.6
*Proizvodnja generatora 2 iz HE DU pripada ERS.
Tabela 2.2.- Termoelektrane
Objekat
Blok
Instalisana
snaga
agregata
Maksimalna
snaga na mreži
prenosa
Tehnički
minimum
Prividna
snaga
(MW)
(MW)
(MW)
(MVA)
Vrsta
uglja
Specifična
potrošnja
Moguća
proizvodnja
(kJ/kWh)
(GWh)
Tuzla
G3
100
85
60
118
LM
14,400
462.00
Tuzla
G4
200
175
125
235
LM
12,150
1078.00
Tuzla
G5
200
180
125
235
LM
12,200
1078.00
Tuzla
G6
215
190
115
253
M
11,810
1103.00
715
630
103
TUZLA
Kakanj
G5
118
Kakanj
G6
110
Kakanj
G7
230
KAKANJ
921
3721.00
60
134
M
11,700
85
55
137.5
M
14,433
478.00
205
140
270.5
M
12,260
1227.00
450
385
GACKO
G1
300
276
180
353
L
11,520
1149.40
UGLJEVIK
G1
300
279
155
353
M
11,470
1457.70
Total
693
627.00
1568
2332.00
8660.10
4
3. OSTVARENJE BILANSA NA MREŽI PRENOSA U PROTEKLOM
PERIODU
3.1
Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa u 2014. godini
Ukupno raspoloživa električna energija na prenosnoj mreži u 2014. godini iznosila je 17.681
GWh. Na prenosnoj mreži ukupno je proizvedeno 14.472 GWh, dok je 47 GWh u prenosnu
mrežu injektovano iz distributivne mreže.
Od ukupno raspoložive električne energije na prenosnoj mreži, distributivne kompanije su
preuzele 9.100 GWh, direktno priključeni kupci na prenosnu mrežu su preuzeli 2.280 GWh,
susjednim sistemima je isporučeno 5.998 GWh, dok su prenosni gubici iznosili 304 GWh,
odnosno 1,72 % od ukupno raspoložive energije na prenosnoj mreži. U 2014. godini PHE
Čapljina je radila u pumpnom režimu 3 MWh.
Potrošnja električne energije u 2014. godini u BiH manja je za 6 % od potrošnje u 2013.
godini. Višak proizvodnje od 27,2 % u 2014. godini plasiran je izvan granica BiH.
Od ukupno proizvedenih 14.472 GWh električne energije na prenosnoj mreži u 2014. godini,
u hidroelektranama je proizvedeno 5.747 GWh, odnosno 39,7 % električne energije, dok je u
termoelektranama proizvedeno 8.725 GWh, odnosno 60,3 % električne energije. Hidrološke
prilike u odnosu na 2013. godinu omogućile su 82,4 % proizvodnje u hidroelektranama. U
termoelektranama je proizvedeno 1,2 % manje električne energije nego prethodne godine,
tako da je ukupno proizvodeno 7,9 % manje energije nego u 2013. godini.
Struktura proizvodnje električne energije na prenosnoj mreži BiH po mjesecima u 2014.
godini je prikazana na Slici 3.1.
Vršna satna snaga konzuma na prenosnoj mreži u 2014. godini iznosila je 2.207 MW što je
povećanje u odnosu na 2013. godinu za 133 MW.
U Tabelama 3.1, 3.2. i 3.3. prikazani su relevantni podaci o ostvarenju elektroenergetskog
bilansa na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine u 2014. godini po mjesecima.
Potrebno je naglasiti značajno daljnje povećanje proizvodnje PHE Čapljina (172,8 GWh u
2014. godini) što daje indeks povećanja 2014/2013 od 24,2 %. Indeksi povećanja u 2013/2012
od 247,5% i 2012/2011 od 175,8% ukazuju da PHE Čapljina, kao veoma značajan
proizvodni objekat, zauzima važnu ulogu u proizvodnji električne energije i da njene
mogućnosti treba postaviti na poziciju kako je i početno dizajnirana.
5
Struktura proizvodnje po mjesecima u 2014. godini
1.600
Hidro
GWh
Termo
1.400
1.200
570
1.000
629
478
800
486
587
579
471
IV
V
700
372
458
718
831
728
720
IX
X
XI
XII
399
340
325
403
702
732
760
VI
VII
VIII
600
400
854
786
842
200
0
I
II
III
Mjesec
Slika 3.1. - Struktura proizvodnje po mjesecima u 2014. godini
6
Tabela 3.1.- Bilans električne energije na prenosnoj mreži
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
2014
2014/2013
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
%
Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
(1)
HE
570,354
628,633
477,615
486,091
587,057
399,154
339,763
324,946
403,246
372,066
458,289
700,156
5,747,370
82.4%
(2)
TE
854,268
786,405
842,420
579,235
471,147
702,102
731,728
760,473
717,605
831,284
727,918
720,405
8,724,990
99.8%
1,424,622
1,415,038
1,320,035
1,065,326
1,058,204
1,101,256
1,071,491
1,085,419
1,120,851
1,203,350
1,186,207
1,420,561 14,472,360
92.1%
2,356
2,837
1,926
5,072
8,339
4,341
2,379
2,730
4,205
2,867
3,793
6,648
47,493
81.3%
852,011
753,085
780,091
726,182
701,939
681,798
728,410
719,647
701,208
774,224
792,118
888,898
9,099,611
98.7%
195,193
183,303
203,578
194,478
194,402
179,743
191,552
190,168
180,011
188,464
190,654
188,077
2,279,623
90.6%
30,418
24,736
24,915
26,526
18,480
22,774
21,825
25,717
23,786
25,503
23,956
35,819
304,185
88.7%
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
85.7%
1,077,625
961,124
1,008,584
947,186
914,821
884,315
941,787
935,532
905,005
988,191
1,006,728
346,997
453,914
311,451
118,140
143,383
216,941
129,704
149,887
215,846
215,159
179,479
(3)
Proizvodnja UKUPNO (1+2)
(4)
Energija primljena iz distributivne mreže
Potrošnja električne energije sa prenosne mreže
Distributivne kompanije
(5)
(6)
Direktno priključeni potrošači
(7)
Prenosni gubici
(8)
Pumpni rad
(9)
*
Potrošnja UKUPNO (5+6+7+8)
1,112,794 11,683,422
Bilans električne energije na prenosnoj mreži
(10)
Bilans (3-9)
*
Uključujući potrošnju kvalifikovanih kupaca
7
307,767
2,788,668
Tabela 3.2.- Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
PROIZVODNJA
HE Jablanica
HE Grabovica
HE Salakovac
HE Višegrad
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Dubrovnik (G2)
HE Bočac
HE Rama
HE Mostar
HE Jajce 1
HE Jajce 2*
PHE Čapljina
HE Peć-Mlini
HE Mostarsko Blato**
HIDROELEKTRANE
TE Tuzla
TE Kakanj
TE Ugljevik
TE Gacko
TERMOELEKTRANE
PROIZVODNJA
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
2014
2014/13
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
%
88,906
34,998
60,549
70,546
27,705
0
72,458
16,301
56,418
31,783
19,052
6,839
48,693
11,053
25,053
570,354
98,559
36,222
64,042
64,192
45,353
0
74,063
24,591
63,903
34,553
25,701
8,298
33,379
15,818
39,959
628,633
77,820
27,939
38,876
54,352
43,178
0
68,709
22,055
55,170
22,986
26,116
8,133
4,638
15,152
12,492
477,616
52,880
19,991
30,035
122,734
39,232
0
63,997
38,332
46,887
18,971
25,707
8,415
6,280
7,594
5,037
486,092
81,216
29,137
42,652
148,316
40,683
0
55,420
60,877
49,282
24,676
30,886
10,707
500
6,344
6,362
587,058
45,772
16,748
22,354
93,490
39,301
0
45,008
26,940
49,466
14,678
26,319
9,698
4,202
2,883
2,297
399,156
37,723
13,295
15,167
51,618
44,718
0
68,128
22,169
43,323
11,199
19,764
7,682
1,649
1,771
1,555
339,761
40,851
14,449
17,315
44,938
36,290
0
55,727
26,372
40,555
12,324
22,690
7,272
2,432
1,832
1,899
324,946
56,501
20,773
29,690
73,002
15,156
0
35,507
41,395
45,070
18,311
32,830
8,090
14,302
6,378
6,241
403,246
64,976
23,165
28,423
74,544
23,460
0
15,291
24,559
60,247
17,909
23,807
8,673
581
3,811
2,619
372,065
50,373
23,011
42,074
75,484
29,229
0
74,554
20,891
46,249
24,600
22,118
7,953
13,620
13,139
14,996
458,291
93,879
789,456
34,836
294,564
57,044
448,221
126,770
999,986
36,952
421,257
0
0
84,192
713,054
27,733
352,215
84,603
641,173
31,753
263,743
27,799
302,789
9,696
101,456
42,536
172,812
16,033
101,808
26,330
144,840
700,156 5,747,374
280,064
238,512
177,586
158,106
341,746
175,758
137,954
130,947
337,158
184,357
162,102
158,802
229,465
189,502
0
160,268
187,186
134,480
0
149,481
247,875
250,395
116,326
87,505
320,565
235,261
161,652
14,249
325,943
198,836
127,232
108,461
282,974
113,542
180,286
140,803
362,837
122,014
186,076
160,356
295,496
124,616
167,160
140,645
286,248
126,501
175,024
132,633
3,497,557
2,093,774
1,591,398
1,542,256
112.2%
93.8%
98.4%
87.0%
854,268
786,405
842,419
579,235
471,147
702,101
731,727
760,472
717,605
831,283
727,917
720,406
8,724,985
99.8%
1,424,622 1,415,038 1,320,035 1,065,327 1,058,205 1,101,257 1,071,488 1,085,418 1,120,851 1,203,348 1,186,208 1,420,562 14,472,359
92.1%
*Energija se isporučuje na distributivnu m režu
**Energija proizvedena u testnom radu
8
87.6%
80.7%
77.8%
82.2%
60.2%
114.8%
132.0%
90.7%
88.1%
118.7%
114.5%
24.2%
109.4%
85.8%
82.4%
Tabela 3.3.- Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži
POTROŠNJA
I
II
III
Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
2014
2014/2013
MWh
%
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
Elektrokrajina
166,827
152,982
155,333
138,455
137,993
129,214
135,307
128,668
132,231
145,948
154,489
171,872
1,749,319
Elektrodoboj
55,786
48,882
46,719
46,601
44,061
44,932
51,254
48,342
47,922
52,532
51,624
54,373
593,028
97.2%
Elektrobijeljina
64,669
56,524
60,279
56,879
53,623
52,475
57,292
55,490
53,609
58,806
59,498
65,861
695,005
105.9%
Elektrodistribucija Pale
28,570
23,685
25,672
23,143
22,275
21,123
22,626
23,964
24,068
26,203
26,813
29,599
297,741
99.4%
Elektrohercegovina
19,800
17,218
18,551
16,599
16,732
15,480
15,817
16,740
16,157
16,966
17,751
20,611
208,422
104.6%
RiTE ERS (Ugljevik i Gacko)
ERS
ED Sarajevo
97.4%
855
1,449
707
1,041
1,135
1,608
1,753
1,809
626
202
937
1,047
13,169
108.7%
336,507
300,740
307,261
282,718
275,819
264,832
284,049
275,013
274,613
300,657
311,112
343,363
3,556,684
99.5%
98.8%
130,079
110,945
118,789
110,934
105,340
100,169
102,652
101,750
102,823
115,350
120,477
136,495
1,355,803
ED Tuzla
89,715
82,388
85,305
81,438
78,681
79,723
84,992
83,555
84,212
89,101
87,278
91,450
1,017,838
98.2%
ED Zenica
85,456
75,909
81,404
77,593
74,313
73,386
76,032
74,613
73,784
82,635
83,825
95,257
954,207
101.2%
ED Mostar
20,025
17,098
17,296
16,147
16,188
16,248
17,716
17,163
14,612
18,616
18,569
21,403
211,081
103.7%
ED Bihać
37,125
33,679
35,006
34,295
33,988
34,444
38,116
38,942
34,608
37,175
35,228
40,632
433,238
98.1%
Direktni potrošači
33,318
35,376
38,581
36,282
37,646
34,530
40,498
39,261
35,397
37,312
39,439
35,313
442,953
98.7%
395,718
355,395
376,381
356,689
346,156
338,500
360,006
355,284
345,436
380,189
384,816
420,550
4,415,120
99.3%
ED Hercegovačko-Neretvanska
47,571
40,647
39,821
35,438
34,617
33,617
36,452
38,199
33,416
36,796
38,461
47,448
462,483
93.9%
ED Zapadnohercegovačka
26,502
23,562
24,354
22,182
22,129
20,753
22,386
22,735
21,456
23,232
24,270
27,620
281,181
90.6%
ED Herceg Bosanska
12,491
12,047
11,833
11,377
11,424
10,799
11,584
12,231
11,157
11,941
12,012
13,800
142,696
97.8%
ED Srednja Bosna
28,656
24,396
26,686
24,240
21,889
22,420
26,398
26,449
22,909
27,811
27,374
29,841
309,069
99.0%
9,624
8,245
8,593
8,465
7,638
7,472
8,060
8,419
7,794
8,501
8,761
10,538
102,110
96.3%
101,501
92,717
104,850
99,555
96,101
86,005
104,662
104,458
100,788
106,251
36,518
34,165
1,067,571
91.1%
226,345
201,614
216,137
201,257
193,798
181,066
209,542
212,491
197,520
214,532
147,396
163,412
2,365,110
93.2%
59,520
53,760
59,440
57,600
59,520
57,600
44,640
44,640
43,200
44,700
97,200
100,440
722,260
81.6%
EPBiH
ED Posavska
Direktni potrošači
EPHZHB
Aluminij (kvalifikovani kupac)
BSI Jajce (kvalifikovani kupac)
Distrikt Brčko
Potrošnja na prenosnoj mreži
Pumpni rad PHE Čapljina
Preuzimanje sa prenosne mreže
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
16,560
17,112
33,672
29,115
24,879
24,449
22,396
21,050
19,542
21,725
22,387
20,449
22,611
25,688
32,099
286,390
99.2%
1,047,205
3
1,047,208
936,388
0
936,388
983,668
0
983,668
920,660
0
920,660
896,343
0
896,343
861,540
0
861,540
919,962
0
919,962
909,815
0
909,815
881,218
0
881,218
962,689
0
962,689
966,212 1,059,864
0
0
966,212 1,059,864
11,345,564
3
11,345,567
96.7%
9
96.7%
U Tabeli 3.4. prikazani su podaci o mjesečnim i maksimalnim i dnevnim i satnim potrošnjama
električne energije u 2014. godini.
Tabela 3.4.- Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u 2014. 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
1,966
28.01.2014.
18
997
06.01.2014.
4
39,654
28.01.2014.
33,219
01.01.2014.
Februar
1,898
05.02.2014.
19
992
17.02.2014.
4
37,689
05.02.2014.
33,264
16.02.2014.
Mart
1,824
05.03.2014.
19
945
31.03.2014.
4
36,119
05.03.2014.
30,195
30.03.2014.
April
1,793
17.04.2014.
21
917
28.04.2014.
4
36,201
17.04.2014.
30,200
27.04.2014.
Maj
1,657
05.05.2014.
21
845
19.05.2014.
4
32,470
05.05.2014.
28,067
01.05.2014.
Juni
1,599
12.06.2014.
22
853
01.06.2014.
6
32,278
12.06.2014.
28,448
01.06.2014.
Juli
1,615
24.07.2014.
22
904
13.07.2014.
6
32,443
25.07.2014.
29,338
13.07.2014.
August
1,647
11.08.2014.
15
833
05.08.2014.
6
32,610
13.08.2014.
29,100
24.08.2014.
Septembar
1,692
25.09.2014.
20
859
30.09.2014.
4
32,113
26.09.2014.
29,198
14.09.2014.
Oktobar
1,876
30.10.2014.
18
896
06.10.2014.
5
35,865
30.10.2014.
29,254
05.10.2014.
Novembar
1,904
26.11.2014.
18
948
10.11.2014.
4
37,310
27.11.2014.
31,956
09.11.2014.
Decembar
2,207
31.12.2014.
18
992
03.12.2014.
4
42,647
31.12.2014.
34,254
07.12.2014.
Slika 3.2.- Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u 2014. godini
U Tabeli 3.5. prikazana je karakteristična postrošnja za dane u kojima je postignuta
maksimalna odnosno minimalna satna snaga konzuma kao i dani sa maksimalnom i
minimalnom dnevnom ptrošnjom. Na Slici 3.3. prikazani su dijagrami opterećenja za
pomenute dane.
U danu kada je postignuto vršno opterećenje konzuma, odnos satnog maksimalnog i
minimalnog opterećenja iznosi 1,76 (2.207/1.254). U danu u kome je postignuto minimalno
opterećenje ovaj odnos je 1,82 (1.516/833). Može se konstatovati da i dalje postoji relativno
nepovoljan odnos maksimalnih i minimalnih satnih vrijednosti opterećenja konzuma BiH na
prenosnoj mreži.
10
Tabela 3.5.- Karakteristične potrošnje električne energije u 2014. godini
Max satna potrošnja
MWh
Dan
Sat
2,207
31.12.2014. 18:00
Min satna potrošnja
MWh
Dan
Sat
833
05.08.2014. 6:00
Max dnevna
MWh
Dan
42,647
31.12.2014.
Min dnevna
MWh
Dan
28,067
01.05.2014.
Slika 3.3.- Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2014. godini
3.1.1 Deklarisana razmjena električne energije sa susjednim sistemima
Prema deklarisanim programima razmjene, u elektroenergetski sistem BiH je u 2014. godini
uvezeno 2.405 GWh, a iz elektroenergetskog sistema BiH izvezeno 5.219 GWh električne
energije. Od toga je u 2014. godini preko prenosne mreže BiH tranzitirano 1.448 GWh
električne energije. Saldo od 2.815 GWh izvezene električne energije predstavlja smanjenje u
odnosu na prošlu godinu (3.715 GWh) ali i ponovno značajno povećanje izvoza u odnosu na
33 GWh izvezene električne energije u 2012. godini. Saldo deklarisane razmjene u 2014.
godini je prikazan na Slici 3.4.
Saldo deklarisane razmjene BiH u 2014. godini
500
Uvoz
GWh
Izvoz
400
300
200
100
0
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Mjesec
Slika 3.4. Saldo deklarisane razmjene u 2014. godini
3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije
Ostvareni fizički tokovi električne energije na interkonektivnim dalekovodima u 2014. godini
daju saldo razmijenjene električne energije regulacionog područja BiH u iznosu od 2.836
GWh u smijeru izvoza. Iz susjednih elektroenergetskih sistema u sistem BiH injektovano je
11
3.162 GWh, a u druge sisteme isporučeno 5.998 GWh električne energije. Tokovi električne
energije na granici sa susjednim sistemima su prikazani na Slici 3.5.
2.155 GWh
613 GWh
1.955 GWh
Hrvatska
Bosna
i
Hercegovina
996 GWh
Srbija
Crna
Gora
Slika 3.5. Saldo deklarisane razmjene u 2014. godini
12
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 2004.-2014. godina prema godišnjim
izvještajima koje je pripremio NOSBiH (do jula 2005. godine ZEKC).
Takođe u tabeli su prikazani karakteristični godišnji pokazatelji za period 2004. – 2014.
godina koji se koriste za određivanje godišnje krive trajanja opterećenja. Pokazatelji se
određuju na osnovu sljedećih formula.
-
Faktor godišnjeg opeterećenja konzuma:
𝑇𝑃 =
-
-
𝑃𝑔
𝑃𝑚𝑎𝑥
Vrijeme iskorišćenja maksimalnog godišnjeg opterećenja:
𝑇𝑔 =
𝑊𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑜
𝑃𝑚𝑎𝑥
𝑃𝑔 =
𝑊𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑜
8760
Srednje godišnje opterećenje:
Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2014. godina na
godišnjem nivou, prema izvještajima NOSBiH-a, prikazana je na dijagramu na slici 4.1.
Na slici 4.2. prikazana je potrošnja električne energije po mjesecima u periodu 2008.-2014.
godina – period zahvaćen uticajem ekonomske krize.
13
Tabela 4.1.Karakteristični pokazatelji za period 2004. – 2014. godina
R.b.
Godina
Pozicija
Ostvareno
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1
Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (MWh)
10,140,892
10,662,510
10,796,667
10,870,500
11,338,800
10,786,500
11,468,900
11,879,700
11,852,941
11,731,960
11,345,564
2
Godišnji stopa rasta potrošnje (%)
4.17
5.14
1.26
0.68
4.31
-4.87
6.33
3.58
-0,25
-1,02
-3,29
3
Proizvodnja na distributivnoj mreži (MWh)
299,500
324,700
349,749
361,000
526,900
87,800
84,300
19,791
37,573
58,385
47,493
4
Proizvodnja na prenosnoj mreži (MWh)
12,415,287
12,393,225
13,277,084
11,800,400
13,270,200
13,994,900
15,553,500
13,694,919
12,233,666
15,711,551
14,472,360
5
Ukupna proizvodnja (MWh)
12,714,787
12,717,925
13,626,833
12,161,400
13,797,100
14,082,700
15,637,800
13,714,710
12,271,239
15,769,936
14,519,853
6
Gubici na prenosnoj mreži (MWh)
321,292
383,705
311,071
312,000
326,500
306,100
337,900
324,169
308,138
343,102
304,185
7
Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (1) (%)
3.17
3.60
2.88
2.87
2.88
2.84
2.95
2.73
2,60
2,92
2,68
8
Pumpni rad
0.00
0.00
0.00
12,400
0.00
0.00
2,200.00
21,403.00
65,970
0.00
3
9
Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži (1+6+8)
10,462,184
11,046,215
11,107,738
11,194,900
11,665,300
11,092,600
11,809,000
12,203,869
12,227,048
12,075,065
11,649,752
10
Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (5) (%)
2.59
3.10
2.34
2.64
2.46
2.19
2.17
2.37
2,52
2,18
2,10
11
BILANS NA PRENOSNOJ MREŽI (4-9) (MWh)
1,953,103
1,347,010
2,169,346
605,500
1,604,900
2,902,300
3,744,500
1,491,050
6,618
3,636,486
2,822,608
12
Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži (MW)
1879
2005
2019
2078
2117
2033
2173
2150
2143
2074
2207
13
Angažovana snaga izvora na mreži prenosa (MW)
2598
2446
1707
2206
2435
2273
2870
1956
1820
2119
2313
14
Potrebna snaga primarne rezerve (MW)
12
13
13
14
14
14
14
14
14
14
14
15
Potrebna snaga sekundarne rezerve (MW)
53
56
57
58
59
57
59
59
59
59
59
16
Potrebna snaga tercijerne rezerve (MW)
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
17
BILANS (13-12) (MW)
719
441
-312
128
318
240
697
-194
-323
45
106
18
Faktor godišnjeg opterećenja konzuma BiH
0.61
0.61
0.61
0.60
0.61
0.61
0.61
0.63
0.63
0.65
0.59
19
Vrijeme iskorištenja maks. god. opterećenja Tg(h)
5397
5318
5348
5231
5356
5306
5277
5526
5531
5657
5141
20
Srednje godišnje opterećenje Pg (MW)
1154
1217
1232
1241
1291
1231
1309
1356
1349
1339
1295
14
GWh
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
1990 1991
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Year
Consumption EES B&H
Production EES B&H
Slika 4.1.- Ukupna godišnja proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2014.
Pregled mjesečne potrošnje u periodu 2008-2014 je dat na slici 4.2.
1200
1100
1000
900
800
1
2
3
2008
4
5
2009
2010
6
2011
7
2012
8
9
2013
10
11
12
2014
Slika 4.2. – Potrošnja električne energije po mjesecima u periodu 2008.-2014. godina
15
5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2015.
U tabelama 5.1. – 5.4. prikazani su planske vrijednosti proizvodnje i potrošnje električne
energije za 2015. godinu.
Tabela 5.1.- Proizvodnja na mreži prenosa
(GWh)
Tabela 5.3. Direktni kupci (kvalifikovani i
tarifni)
UKUPNO
HE Rama
HE Mostar
PHE Čapljina
HE Peć-Mlini
HE Jajce 1
HE Mostarsko blato
Ukupno EP HZ HB
645,0
245,0
192,0
73,0
216,0
132,0
1.503,0
(GWh)
HE Jablanica
HE Grabovica
HE Salakovac
Ukupno HE
TE Tuzla
TE Kakanj
Ukupno TE
Ukupno EP BiH
715,8
286,4
406,2
1.408,4
3.684,2
2.374,5
6.058,7
7.467,1
Aluminij Mostar (snab.)
HE Trebinje 1
HE Dubrovnik
HE Višegrad
HE Bočac
Ukupno HE
TE Gacko
TE Ugljevik
Ukupno TE
Ukupno ERS
388,3
587,9
909,2
274,3
2.159,7
1.650,0
1.674,0
3.324,0
5.483,7
Ukupno HE u BiH
Ukupno TE u BiH
5.071,2
9.382,7
Ukupno
14.453,8
UKUPNO
B.S.I. Jajce
201,48
Aluminij Mostar (kvalif dio)
876,00
Ukupno Kvalif. kupci
1077,48
Steelmin
272,20
B.S.I. Jajce
35,04
Željeznica FBiH
1095,00
6,00
EP HZ HB
1408,24
Mittal Steel Zenica
380,00
Željeznice FBiH
47,94
Željezara Ilijaš
4,42
Cementara Kakanj
67,50
KTK Visoko
0,45
EP BiH
500,31
FG Birač Zvornik
108,00
Željeznica RS
18,70
Novi rudnici Ljubija
29,16
Potrošnja HE, R i TE
17,19
ERS
173,05
Ukupno tarifni kupci
2081,60
Ukupno direktni kupci
3159,08
Tabela 5.4. Ukupna potrošnja u BiH
Tabela 5.2. Bruto distributivna potrošnja
(GWh)
UKUPNO
EP HZ HB
2.821,94
EP BiH
4.956,73
ERS
3.749,06
(GWh)
EP HZ HB
UKUPNO
1413,70
EP BiH
4456,42
ERS
3576,01
Distrikt Brčko
300,00
Distrikt Brčko
300,00
Kvalifikovani kupci
1077,48
Ukupno bruto distr. potrošnja
9746,14
Ukupna potrošnja u BiH
12.905,22
16
Podaci iz prethodnih tabela su preuzeti iz Bilansa električne energije na mreži prenosa za
2015. godinu, koji NOS BiH 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 2015.
1.
Bruto distributivna potrošnja
9.746,14
2.
Direktni tarifni kupci
2.081,60
3.
Direktni kvalifikovani kupci
1077,48
4.
Direktni kupci
3.159,08
5.
Proizvodnja na mreži prenosa
6.
Proizvodnja DHE, MHE, VE i ITE
743,31
7.
Gubici prenosa
328,00
8.
Isporuka sa mreže prenosa
12.091,36
9.
Ukupna potrošnja u BiH
12.905,22
10. Ukupna proizvodnja u BiH
Bilans BiH (10.-9.-7.)
14.453,84
15.197,16
2.034,49
17
6. PROGNOZA POTROŠNJE 2016.-2025. GODINA
6.1
Statistički podaci relevatni 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 2003.-2014. 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
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
3.832
3.842
3.843
3.843
3.842
3.842
3.843
3.843
3.840
3.836
3.792*
3.792*
Broj st./km2
75
75
75
75
75
75
75
75
75
75
74
74
BDP u mil.
14.689
15.946
17.218
19.333
21.836
24.759
24.051
24.584
25.772
25.734
26.282
3.833
4.150
4.480
5.031
5.683
6.444
6.258
6.397
6.711
6.709
6.930
1.956
2.118
2.291
2.572
2.906
3.295
3.200
3.271
3.432
3.430
3.636
5,22
8,27
7,97
12,28
12,95
13,39
-2,86
2,22
4,8
-0,15
2,2
-
9.734
10.141
10.663
10.797
10.871
11.338
10.787
11.469
11.880
11.853
11.732
11.379
6,42
4,18
5,14
1,26
0,69
4,2
-4,9
6,3
3,6
-0,2
-1,02
-3,00
Procjena
ukupnog
prisutnog
stanovn.hilj.
KM
BDP/stan. u
KM
BDP/stan. u
EUR***
Porast BDP
(%)
-
Potrošnja
el.energije
GWh**
Porast
potrošnje
(%)
*Preliminarni rezultati Popisa 2013. godine ,
**Potrošnja električne energije na mreži prenosa (podaci NOS BiH),
***obračunato po prosječnom godišnjem kursu eura CB BiH
Treba naglasiti da je posljednji popis broja stanovnika u BiH obavljen 1991. godine, kada je
na području Bosne i Hercegovine registrovano 4.377.033 stanovnika. Podaci koji su dati u
Tabeli 6.1. predstavljaju procjenu broja stanovnika koje su izvršile statističke organizacije.
Ukupan broj stanovnika u BiH prema preliminarnim rezultatima popisa je 3.791.622
stanovnika. Konačni rezultati popisa će biti sukcesivno objavljivani u periodu 2014-2016.
godina.
Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008.-2013.
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 NOS
18
BiH 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 2013. godini domaćinstva učestvuju sa 42,3%,
industrija sa 37,4%, a ostali potrošači uključujući građevinarstvo, saobraćaj i poljoprivredu
učestvuju sa 20,3%.
Najveće učešće u potrošnji električne energije u 2011. godini u industrijskom sektoru ima
industrija proizvodnje metala bez željeza sa 48,1%, dok industrija željeza i čelika učestvuje sa
19,4%.
Tabela 6.2.– Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008.2013. godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH)
GWh
Industrija željeza i čelika
Hemijska
(uklj.
i
petrohemijsku)
Metali bez željeza
Nemetalni
mineralni
proizvodi
Transportna oprema
Mašine
Rudarstvo i kamenolomi
Prerada hrane, pića i duhana
Celuloza, papir i štampanje
Drvo i drveni proizvodi
Tekstil i koža
Nespecificirano (industrija)
Industrija ukupno
Industrija (%)
Saobraćaj
Saobraćaj (%)
Domaćinstva
Domaćinstva (%)
Građevinarstvo
Poljoprivreda
Ostali potrošači
Ostala potrošnja ukupno
Ostala potrošnja ukupno
(%)
FINALNA
POTROŠNJA
6.2
2008
472
93
2009
351
72
2010
595
81
2011
678
89
2012
750
107
2013
793
104
2027
200
23
210
58
268
197
113
37
102
1596
177
19
187
65
164
174
94
41
93
1884
181
23
224
80
190
177
115
47
95
2106
189
24
230
84
202
192
137
88
112
2041
181
43
206
90
244
238
174
90
133
1969
154
35
216
75
195
190
156
84
118
3800
38,1%
94
0,9%
4335
43,4%
94
53
1608
1755
3033
32,1%
98
1,0%
4539
48%
99
67
1627
1793
3692
35,9%
136
1,3%
4542
43,9%
127
89
1761
1977
4131
38,3%
139
1,3%
4541
42,1%
84
94
1799
1977
4297
38,7%
107
0,9%
4599
41,4%
86
90
1918
2201
4089
37,4%
84
0,7%
4624
42,3%
60
84
2027
2255
17,6%
19%
19,1%
18,3%
19,9%
20,3%
9974
9463
10347
10788
11097
10933
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
19
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 2000.-2013. (2014). godina. U svim posmatranim godinama,
izuzev 2009. i 2012. godine zabilježeni su porast BDP-a i potrošnje električne energije. Samo
u 2013. 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-u godinu
iznosio 0,62, u 2006. godini 0,56, u 2007. godini 0,5, u 2008. 0,46, u 2009. 0,45, u 2010.
0,47, a u 2011. i 2012. godini iznosio je 0,47. Proračunati srednji koeficijent elastičnosti za
period 2005.-2012. godina iznosi 0,5.
GWh, mil.KM
30000
25000
20000
15000
10000
5000
Potrošnja (GWh)
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
0
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 2016.-2025. godina.
U 2016. godini procjenjen realni porast BDP-a je 2,5%, a u 2017. godini 3%, prema
najnovijim prognozama Svjetske banke [www.worldbank.org], dok je za period nakon 2017.
godine na osnovu opštih ekonomskih kretanja u BiH i regionu procjenjen porast od 4%.
Uz pretpostavljeni rast BDP od 2,5% u 2016. godini, odnosno 3% u 2017. godini i 4% za
period do 2025. godine i prethodno proračunati koeficijent elastičnosti 0,5 dobijemo poraste
potrošnje električne energije od 1,25% u 2016. godini, odnosno 1,5% u 2017. godini i 2% za
period do 2025. godine.
20
Tabela 6.3.- Prognoza potrošnje električne energije u BiH na bazi korelacije sa BDP-om
Godina
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Procjenjeni realni
porast BDP-a
2,5%
3,0%
4,0%
4,0%
4,0%
4,0%
4,0%
4,0%
4,0%
4,0%
Porast potrošnje
električne energije
1,25%
1,5%
2%
2%
2%
2%
2%
2%
2%
2%
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
Izvještaji i predviđanja ENTSO-E
Izvještaj “Scenario Outlook and Adequacy Forecast (SO&AF) 2014 – 2030” (www.entsoe.eu)
je godišnja publikacija ENTSO-E, koja se koristi kao osnova za desetogodišnji pan-evropski
plan (Ten Year Network Development Plan-TYNDP) i Regionalne planove investicija
(Regional Investment Plans-RgIP).
Izvještaj SO&AF2014 je publikovan kao dio
desetogodišnjeg pan-evropskog plana TYNDP 2014.
Kod predviđanja porasta opterećenja za period 2014-2025. godina, Bosna i Hercegovina se
nalazi u grupi zemalja sa prosječnim godišnjim porastom opterećenja (većim od 1,92% i
manjim od 2,5%- Slika 6.2.)
21
Slika 6.2.- Prosječni godišnji porast opterećenja ENTSO-E za period 2014. – 2025. godina
Kod predviđanja porasta opterećenja za period 2014-2030. godina, Bosna i Hercegovina se
nalazi u grupi zemalja sa prosječnim godišnjim porastom opterećenja (većim od 0,82% i
manjim od 1,92%- Slika 6.3.)
Slika 6.3.- Prosječni godišnji porast opterećenja ENTSO-E za period 2014. – 2030. godina
22
6.4
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 i Mrežnim
kodeksom.
6.4.1 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 2016.2025. godina. Podatke su do utvrđenog roka dostavili Aluminij d.d. Mostar, Alumina d.o.o.
Zvornik i BSI d.o.o. Jajce. Takođe, Elektroprivreda RS je dostavila podatke za potrošača
Željeznice RS i Alumina d.o.o. Zvornik [3]. Za ostale direktno priključene kupce korišteni su
podaci iz prethodnog Indikativnog plana, uz pretpostavku da je potrošnja u 2025. godini
jednaka potrošnji u prethodnim godinama. Potrebno je napomenuti da je u NOS BiH u
saradnji sa Elektroprenos-om BiH revidovan Elaborat priključka potrošača R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad na prenosnu mrežu.
Prema podacima iz Tabele 6.4 većina direktno priključenih kupaca predviđa konstantnu
potrošnju tokom posmatranog desetogodišnjeg perioda, kao i konstantnu maksimalnu snagu
(Tabela 6.5).
Detaljne prijave u skladu sa metodologijom koje su dostavili navedeni korisnici nalaze se u
bazi podataka NOSBiH.
Tabela 6.4. Plan potrošnje direktno priključenih kupaca (GWh) za period 2016.-2025. godina
Korisnik
Aluminij d.d.
Mostar (b.s.)
Aluminij d.d.
Mostar (v.s.)
Aluminij d.d.
Mostar (n.s.)
Steelmin
B.S.I. d.o.o. Jajce
(b.s.)
Željeznice F BiH
Cementara Kakanj
(b.s.)
Cementara Kakanj
(v.s.)
Cementara Kakanj
(n.s.)
Mittal Steel Zenica
(b.s.)
Mittal Steel Zenica
(v.s.).
Mittal Steel Zenica
(n.s.)
Željezara Ilijaš
(b.s.)
Željezara Ilijaš
(v.s.)
Željezara Ilijaš
(n.s.)
KTK Visoko
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
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
225,5
225,2
225,2
236,5
225,5
225,2
225,2
236,5
225,5
225,2
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
494,9
495,9
504,1
508,2
512,3
517,3
517,3
517,3
517,3
517,3
514,7
515,7
524,3
528,5
532,8
538,0
538,0
538,0
538,0
538,0
480,1
481,0
489,0
493,0
496,9
501,8
501,8
501,8
480,1
501,8
5,76
6,00
6,24
6,48
6,84
7,2
7,2
7,2
7,2
7,2
7,2
7,5
7,8
8,0
8,55
9,0
9,0
9,0
9,0
9,0
4,32
4,50
4,68
4,86
5,13
5,40
5,40
5,40
5,40
5,40
23
Željeznice RS (b.s.)
22,7
22,9
23,1
23,4
23,6
23,9
24,1
24,3
24,6
24,7
Željeznice RS (v.s.)
23,0
23,2
23,5
23,7
24,0
24,2
24,5
24,7
25,0
25,2
Željeznice RS (n.s.)
22,4
22,6
22,8
23,1
23,3
23,5
23,8
24,0
24,3
24,5
Alumina d.o.o.
Zvornik (b.s.)
Alumina d.o.o.
Zvornik (v.s.)
Alumina d.o.o.
Zvornik (n.s.)
R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad
128
128
128
128
128
128
128
128
128
128
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
110
220
220
220
220
220
220
220
220
220
Tabela 6.5.- Maksimalne snage (MW) na prenosnoj mreži za period 2016.-2025 Bazni scenario.
Korisnik
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Aluminij d.d.
Mostar
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
Steelmin
B.S.I. d.o.o. Jajce
Željeznice F BiH
Cementara
Kakanj
Mittal Steel
Zenica
Željezara Ilijaš
KTK Visoko
Željeznice RS
Alumina d.o.o.
Zvornik
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
12,0
12,0
12,0
12,0
13,0
13,0
13,0
13,0
13,0
13,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
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
6.4.2 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, i MH ERS. Podaci nisu dostavljeni od strane JP EP HZ HB i JP Komunalno Brčko, pa
su korišteni podaci iz prethodnog Indikativnog plana.
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]. Podaci su podijeljeni
po elektrodistribucijama: ED Sarajevo, ED Tuzla, ED Zenica, ED Bihać i ED Mostar. JP EP
BiH je za Indikativni plan dostavila podatke o potrošnji TS 110/x kV za period 2016.-2025.
godina sa prosječnim rastom od 3% za bazni scenario, za optimistički (viši) scenario 4% a za
pesimistički scenario oko 2%, što su nešto niži procenti porasta nego u prethodnim
predviđanjima. Što se tiče prognoze strukture potrošnje dat je podatak o strukturi potrošnje JP
EP BiH u 2013. godini: Industrijska potrošnja (35 i 10 kV) 26,77 %, domaćinstva 51,90 %,
ostala potrošnja (0,4 kV) 19,41% i javna rasvjeta 1,93%. Takođe je za svaku pojedinu TS
110/x kV data potrošnja i izmjereno vršno opterećenje u 2013. godini. Svi gore navedeni
podaci su dio Priloga.
24
U dostavljenim podacima JP EP HZ HB za prethodni Indikativni plan 2015-2024, je za
svaku postojeću TS 110/x kV prognozirana ukupna potrošnja – bazni scenario temeljem
ostvarene preuzete električne energije za 2013. godinu i godišnje stope porasta od 1,5%
(prema Studiji energetskog sektora u BiH, referentni scenarij S2). Iznos postotka stope rasta –
viši scenario je za svaku TS 110/x kV preuzet iz Integralne studije razvoja JP EP HZ HB
2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu i iznosi prosječno 2%. Iznos postotka
stope rasta – niži scenario u iznosu od 1,2% je preuzet iz Studije energetskog sektora u BiH sa
mjerama (S3) razvoja potrošnje električne energije za JP EP HZ HB. Ovi podaci
sistematizovani po županijama su sastavni dio Priloga prethodnog Indikativnog plana 20152024, gdje su takođe dati i podaci o planiranoj izgradnji novih distributivnih čvorišta. Prema
Integralnoj studiji razvoja JP EP HZ HB 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu
[5] planirano je povećanje opterećenja od 2% po svakoj TS 110/x kV koje je linearno
raspoređeno za period 2015.-2024. 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.
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 oko 3,2%, za viši scenario oko 3,5% i
niži scenario oko 0,9%. U Prilogu se nalaze detaljni podaci prognoze potrošnje postojećih TS
110/x kV za elektrodistribucije: ZP Elektrokrajina, ZP Elektrodoboj, ZEDP Elektrobijeljina,
ZP ED Pale, ZP Elektrohercegovina, i novoplaniranih transformatorskih stanica 110/x kV ZP
Elektrokrajina. Prognoze rasta su različite, zavisno od elektrodistributivnog preduzeća: ZP
Elektrokrajina – bazni scenario 4%, viši scenario 4%, niži scenario 0,5%, ZP Elektrodobojbazni scenario 3%, viši scenario 3,5%, niži scenario 2,5%, ZEDP Elektrobijeljina- bazni
scenario 2%, viši scenario 3%, niži scenario 1%, ZP ED 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 NOS BiH za
prethodni Indikativni plan 2015-2024, podatke o sumarnoj potrošnji (MWh) i sumarnoj snazi
(MW) na 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%. Što se tiče strukture potrošnje u 2015. godini je
predviđeno učešće industrijske potrošnje 13%, ostale potrošnje 25%, domaćinstava 58% i
javne rasvjete 4%. U 2024. godini je predviđeno učešće industrijske potrošnje 14,8%, ostale
potrošnje 28,6%, domaćinstva 53,5% i javne rasvjete 3,1%.
U Tabeli 6.6. je data prognoza distributivne potrošnje po elektroprivrednim kompanijama.
Prognoza je urađena na osnovu Bilansa električne energije za 2015. godinu i prosječnih
procenta 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 ovih podataka može se zaključiti da će distributivna potrošnja u narednom
planskom periodu imati prosječan rast od oko 2,8% u baznom scenariju, 3,5% u višem
scenariju i 1,5% u nižem scenariju.
25
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 pravima i obavezama, u dugoročnim planovima
razvoja prenosne mreže razmatrati izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kv i način
njihovog priključivanja na prenosnu mrežu.
Tabela 6.6. Plan bruto distributivne potrošnje u BiH (GWh)
2016
Korisnik
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
EP HZ HB (b.s.)
1.434,9
1.456,4
1.478,3
1.500,4
1.523,0
1.545,8
1.569,0
1.592,5
1.616,4
1.640,7
EP HZ HB (v.s.)
1.442,0
1.470,8
1.500,2
1.530,.2
1.560,8
1.592,1
1.623,9
1.656,4
1.689,5
1.723,3
EP HZ HB (n.s.)
1.430,7
1.447,8
1.465,2
1.482,8
1.500,6
1.518,6
1.536,8
1.555,3
1.573,9
1.592,8
ERS (b.s.)
3.690,4
3.808,5
3.930,4
4.056,2
4.186,0
4.319,9
4.458,2
4.600,8
4.748,0
4.900,0
ERS (v.s.)
3.701,.2
3.830,7
3.964,8
4.103,5
4.247,2
4.395,8
4.549,7
4.708,9
4.873,7
5.044,3
ERS (n.s.)
3.608,2
3.640,7
3.673,4
3.706,5
3.739,8
3.773,5
3.807,5
3.841,7
3.876,3
3.911,2
EP BiH (b.s.)
4.590,1
4.727,8
4.869,6
5.015,7
5.166,2
5.321,2
5.480,8
5.645,2
5.814,6
5.989,0
EP BiH (v.s.)
4.634,7
4.820,0
5.012,8
5.213,4
5.421,9
5.638,8
5.864,3
6.098,9
6.342,8
6.596,6
EP BiH (n.s.)
4.545,5
4.636,4
4.729,2
4.823,8
4.920,2
5.018,6
5.119,0
5.221,4
5.325,8
5.432,3
JP ''K. Brčko'' doo (b.s.)
304,5
309,1
313,7
318,4
323,2
328,0
333,0
337,9
343,0
348,2
JP ''K. Brčko'' doo (v.s.)
304,5
309,1
313,7
318,4
323,2
328,0
333,0
337,9
343,0
348,2
JP ''K. Brčko'' doo (n.s.)
303,0
306,0
309,1
312,2
315,3
318,5
321,6
324,9
328,1
331,4
bazni scenario
10.019,9
10.301,8
10.592,0
10.890,7
11.198,3
11.514,9
11.840,9
12.176,5
12.522,1
12.877,8
viši scenario
10.082,3
10.430,6
10.791,6
11.165,5
11.553,1
11.954,7
12.370,8
12.802,1
13.249,1
13.712,3
niži scenario
9.887,4
10.031,0
10.176,9
10.325,2
10.476,0
10.629,2
10.784,9
10.943,2
11.104,1
11.267,7
Ukupno
6.4.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od
korisnika prenosne mreže
S obzirom da su za ovaj Indikativni plan podatke poslala sva distributivna preduzeća, i dio
najvećih direktnih potrošača, kao i na realniju prognozu distributivne potrošnje u odnosu na
26
prethodne godine, urađena je prognoza potrošnje na prenosnoj mreži za period 2016.-2025.
godina, na bazi podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže.
Prognoza distributivne potrošnje je preuzeta iz Tabele 6.6. Što se tiče direktnih potrošača
uzeta je prognoza potrošnje prema Tabeli 6.4 za potrošače koji su dostavili inovirane podatke
za Indikativni plan: Aluminij d.d. Mostar, BSI d.o.o. Jajce, Željeznice RS, Alumina d.o.o.
Zvornik. Ostali direktni potrošači su razmatrani sa potrošnjom prema Bilansu za 2015.
godinu, a dodana je i potrošnja novog potrošača R-S Silicon d.o.o. Mrkonjić Grad, za koji je u
2014. godini revidovan Elaborat priključka na prenosnu mrežu..
Rezultati za tri scenarija prognoze potrošnje su dati u Tabeli 6.7.
Tabela 6.7.- Prognoza potrošnje el.en. na prenosnoj mreži BiH u GWh za period 2016.-2025. na bazi
podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže
Korisnik
Distributivna
potrošnja u BiH
(b.s.)
Direktni potrošači
(b.s.)
Ukupna
BiH
(b.s.)
Distributivna
potrošnja u BiH
(v.s.)
Direktni potrošači
(v.s.)
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
10.019,9
10.301,8
10.592,0
10.890,7
11.198,3
11.514,9
11.840,9
12.176,5
12.522,1
12.877,8
3.230,1
3.230,0
3.230,2
3.241,8
3.231,0
3.231,0
3.231,2
3.242,7
3.232,0
3.231,8
13.250,0
13.531,8
13.822,2
14.132,5
14.429,3
14.745,9
15.072,1
15.419,2
15.754,0
16.109,6
2,7
2,1
2,1
2,2
2,1
2,2
2,2
2,3
2,2
2,3
10.082,3
10.430,6
10.791,6
11.165,5
11.553,1
11.954,7
12.370,8
12.802,1
13.249,1
13.712,3
3.437,8
3.437,7
3.438,0
3.449,5
3.438,8
3.438,7
3.439,0
3.450,5
3.439,8
3.439,7
13.520,1
13.868,3
14.229,5
14.615,0
14.991,8
15.393,3
15.809,8
16.252,6
16.688,8
17.152,0
4,8
2,6
2,6
2,7
2,6
2,7
2,7
2,8
2,7
2,8
9.887,4
10.031,0
10.176,9
10.325,2
10.476,0
10.629,2
10.784,9
10.943,2
11.104,1
11.267,7
3.223,4
3.223,3
3.223,5
3.235,1
3.224,3
3.224,2
3.224,5
3.236,0
3.225,3
3.225,2
13.110,7
13.254,2
13.400,3
13.560,3
13.700,2
13.853,3
14.009,4
14.179,2
14.329,4
14.492,9
1,6
1,1
1,1
1,2
1,0
1,1
1,1
1,2
1,1
1,1
potrošnja
viši scenario (%)
Distributivna
potrošnja u BiH
(n.s.)
Direktni potrošači
(n.s.)
Ukupna
BiH
(n.s.)
2017
potrošnja
bazni scenario (%)
Ukupna
BiH
(v.s.)
2016
potrošnja
niži scenario (%)
Prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025. u baznom
scenariju je 2,2%, višem scenariju 2,9%, i nižem scenariju je 1,2%.
6.5
Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH
U prethodnom poglavlju je urađena prognoza potrošnje na bazi podataka koji su dostavili
korisnici prenosne mreže –Tabela 6.7. S obzirom da se u Tabeli 6.7 u početnim godinama
dobije nesrazmjerno veliki procenat porasta potrošnje, za prognozu potrošnje električne
energije na prenosnoj mreži BiH su korišteni prosječni porasti potrošnje iz iste tabele. Tako se
dobiju tri scenarija:
27
-
Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji porast 1,2%)
Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast 2,2%)
Optimistični scenario – viši scenario (prosječni godišnji porast 2,9%)
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2016-2025 godina i ostvarena potrošnja
u periodu 2001-2014 je data u Tabeli 6.8. (na ovu potrošnju treba dodati još gubitke prenosa).
Za 2015. godinu je prognozirana potrošnja prema Bilansu za 2015. godinu
Osim tri osnovna scenarija prognoze potrošnje (bazni, viši, niži) u Tabeli 6.8 je data prognoza
potrošnje koja se bazira na predviđenom porastu BDP (prema Tabeli 6.3).
Tabela 6.8. Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH
za četiri scenarija za period 2016. – 2025. godina
Godina
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
Realistični
scenario
Pesimistički
scenario
Optimistički
scenario
Prognoza prema
BDP-u
(GWh)
%
(GWh)
%
(GWh)
%
(GWh)
%
9.185
9.147
9.734
10.141
10.663
10.797
10.871
11.338
11.063
11.469
11.880
11.853
11.732
11.379
12.091
12.357
12.629
12.907
13.191
13.481
13.777
3,49
-0,41
6,42
4,18
5,14
1,26
0,69
4,30
-2,43
3,67
3,58
-0,23
-1,02
-3,01
6,26
2,20
2,20
2,20
2,20
2,20
2,20
12.091
12.236
12.383
12.532
12.682
12.834
12.988
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
12.091
12.442
12.802
13.174
13.556
13.949
14.353
2,90
2,90
2,90
2,90
2,90
2,90
12.091
12.242
12.426
12.674
12.928
13.186
13.450
1,25
2,00
2,00
2,00
2,00
2,00
14.081
2,20
14.390
14.707
15.030
2,20
2,20
2,20
13.144
13.302
13.461
13.623
1,20
1,20
1,20
1,20
14.770
15.198
15.639
16.092
2,90
2,90
2,90
2,90
13.719
13.993
14.273
14.559
2,00
2,00
2,00
2,00
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025. godina, za četiri scenarija,
ostvarenje potrošnje u periodu 2001.-2014. godina i planirana potrošnja prema Bilansu
električne energije na mreži prenosa za 2015. godinu, su dati na slici 6.3. Iscrtkano je data
prognoza potrošnje prema BDP-u i sa slike se vidi da se ona najvećim dijelom podudara sa
prognozom potrošnje na osnovu podataka od korisnika prenosnog sistema prema baznom
scenariju.
28
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
Realistični scenario
Optimistični scenario
Pesimistični scenario
Prognoza prema BDP-u
Slika 6.2. Prognoza potrošnje na prijenosnoj mreži BiH za period 2015.-2025. i ostvarenje
potrošnje u periodu 2001.-2014.godina
Potrebno je napomenuti da je u prošloj godini došlo do smanjenja potrošnje za oko 3%, iako
to nije bilo predviđeno Bilansom za 2014. godinu. Ovaj pad je u najvećoj mjeri uzrokovan
smanjenom potrošnjom najvećeg potrošača u BiH, Aluminija, što bi se moglo desiti i ove
godine (npr. u januaru 2015. godine potrošnja Aluminija je bila na nivou 50% potrošnje u
januaru 2014. godine).
Za planski period 2016-2025 je predviđeno da na prenosnoj mreži BiH budu sljedeći direktni
potrošači: Aluminij Mostar, BSI Jajce, Steelmin, Željeznica FBiH, Mittal Steel Zenica,
Željezara Ilijaš, Cementara Kakanj, KTK Visoko, Alumina Zvornik, Željeznice RS i R-S
Silicon Mrkonjić Grad.
29
7. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2016. – 2025.
GODINA
7.1
Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta
Bilansi električne enrgije za planski period 2016.–2025. godina urađeni su za tri scenarija
potrošnje: ‘’pesimistički’’ – niži scenario potrošnje, ‘’realistički’’ – bazni scenario potrošnje i
‘’optimistički’’ – viši scenario potrošnje, opisana u odjeljku 6.
Mrežnim kodeksom, tačka 4.1.3, definiše se da ‘’Novi proizvodni kapacitet, za koga je
investitor obezbijedio Ugovor o koncesiji i Elaborat tehničkog rješenja priključka u skladu sa
odredbama Pravilnika o priključku, biće bilansno uključen u Indikativni plan razvoja
proizvodnje’’.
U proteklom periodu, od usvajanja Pravilnika o priključku, izvršena je revizija Elaborata o
tehničkom rješenju priključka na prenosnu mrežu za trinaest novih elektrana. Za TE Stanari, s
obzirom da je prva revizija Studije izvodljivosti uklapanja TE Stanari u EES Bosne obavljena
prije definisanja i stupanja na snagu Pravilnika o priključku, urađen je i revidovan novi
Elaborat priključka. Ova elektrana bi trebala ući u pogon krajem 2015. godine. Osim za TE
Stanari, u 2014. godini su urađene revizije Elaborata za 4 vjetroelektrane: Podveležje, Debelo
Brdo, Jelovača i Orlovača, ukupne snage 180,9 MW.
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.
S obzirom na osjetljivost proizvodnje HE od hidroloških prilika, što se naročito odrazilo u
proteklih nekoliko godina, kao i određeni nesklad u podacima o planskim vrijednostima
proizvodnje za pojedine HE, u Tabeli 7.1. navedeni su podaci o proizvodnji iz različitih izvora
podataka. U bilansima, proizvodnja svih HE planirana je na bazi prosječne hidrološke godine,
odnosno podataka koje su dostavile elektroprivredne kompanije.
JP Elektroprivreda Bosne i Hercegovine [4], JP Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg
Bosne [6] i MH Elektroprivreda Republike Srpske [3] su za cijeli 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 u TE
Tuzla prestaje sa radom u 2019. godini, blok 4 u 2021. godini, a blok 5 TE Kakanj izlazi iz
pogona 2024. godine. Vezano za ulazak u pogon novih blokova, blok 7 TE Tuzla ulazi u
pogon 2019. godine, a blok 8 TE Kakanj 2022. godine, što je isto kao u prethodnom
Indikativnom planu.
U Tabelama 7.2, 7.3 i 7.4 data je proizvodnja postojećih i novoplaniranih bilansiranih
proizvodnih objekata na prenosnoj mreži BiH, prema podacima dostavljenim od proizvođača,
dok su u Tabeli 7.6. dati bilansi električne energije za tri gore navedena scenarija potrošnje, za
period 2016.-2025. godina.
30
Tabela 7.1.- Podaci o proizvodnji HE (GWh)
Ostvarena
proizvodnja u 2014.
Naziv objekta
godini na mreži
prenosa
Planirana
Očekivana godišnja
proizvodnja u 2015.
proizvodnja prema
na mreži prenosa
Studiji EI HP
Čapljina
172,81
192,00
200,00
Rama
641,17
645,00
650,00
Jablanica
789,46
715,80
771,00
Grabovica
294,56
286,40
334,00
Salakovac
448,22
406,20
410,00
Mostar
263,74
245,00
247,00
Jajce I
302,79
216,00
233,00
Peć-Mlini
101,81
73,00
82,00
M.Blato
144,84
132,00
Ukupno F BiH
3.159,40
2.911,40
2.927,00
Višegrad
999,99
909,20
1.038,00
Bočac
352,21
274,30
307,50
Trebinje I
421,26
388,30
535,40
Dubrovnik G2
713,05
587,90
695,60
Ukupno ERS
2.486,51
2.159,70
2.576,50
UKUPNO BiH
5.645,91
5.071,20
5.503,50
Tabela 7.2.- Tabela Proizvodnja postojećih HE i TE na prenosnoj mreži BiH za 2016.-2025.
PROIZVODNJA
(GWh)
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
RAMA
650,0
650,0
650,0
650,0
650,0
650,0
650,0
650,0
650,0
650,0
ČAPLJINA
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
MOSTAR
247,0
247,0
247,0
247,0
247,0
247,0
247,0
247,0
247,0
247,0
JAJCE 1
232,9
232,9
232,9
232,9
232,9
232,9
232,9
232,9
232,9
232,9
JAJCE 2
157,0
157,0
157,0
157,0
157,0
157,0
157,0
157,0
157,0
157,0
PEĆ-MLINI
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
JABLANICA
715,8
715,8
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
GRABOVICA
286,4
286,4
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
SALAKOVAC
406,2
406,2
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
TREBINJE 1
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
DUBROVNIK
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
VIŠEGRAD
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
BOČAC
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
MOSTARSKO
BLATO
UKUPNO HE
5.368,7
5.368,7
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
TUZLA G-3
390,7
404,6
306,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
TUZLA G-4
1.004,1
819,1
1.097,0
372,0
124,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
31
TUZLA G-5
1.020,1
1.011,1
956,0
672,0
640,0
640,0
800,0
720,0
752,0
752,0
TUZLA G-6
1.166,4
1.166,4
1.186,0
1.242,0
1.186,0
1.186,0
1.019,0
1.186,0
1.186,0
1.186,0
KAKANJ G-5
541,6
518,4
352,0
352,0
352,0
308,0
308,0
88,0
0,0
0,0
KAKANJ G-6
545,1
541,3
573,0
573,0
573,0
600,0
600,0
435,0
392,0
392,0
KAKANJ G-7
1.209,3
1.206,4
1.344,0
1.344,0
1.344,0
1.344,0
1.344,0
1.252,0
1.252,0
1.252,0
GACKO
1.650,0
1.400,0
1.650,0
1.650,0
1.650,0
1.650,0
1.400,0
1.650,0
1.650,0
1.650,0
UGLJEVIK
1.450,0
1.700,0
1.700,0
1.700,0
1.700,0
1.500,0
1.700,0
1.700,0
1.700,0
1.700,0
UKUPNO TE
8.977,3
8.767,3
9.164,0
7.905,0
7.569,0
7.428,0
7.171,0
7.031,0
6.932,0
6.932,0
14.346,0
14.136,0
14.526,3
13.267,3
12.931,3
12.790,3
12.533,3
12.393,3
12.294,3
12.294,3
UKUPNO
POSTOJEĆI
OBJEKTI
U tabeli 7.3. je data proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH prema podacima
dostavljenim od proizvođača, dok je za nove HE Ulog i mHE na rijeci Sutjesci, pored
bilansiranja od 2016. godine, data i procjena godine ulaska u pogon od strane NOSBiH.
Prema Ugovoru o priključku izdatom od strane Elektroprenosa BiH, planirani datum
priključenja HE Ustiprača je mart/april 2015. godine, a HE Dub je decembar 2016 godine.
Tabela 7.3.- Proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025.
PROIZVODNJA
(GWh)
2016
HE DUB I HE USTIPRAČA
HE ULOG
HE ULOG
(procjena NOS BiH)
MHE NA RIJECI SUTJESCI
2017
2018
2019
2020
2022
2023
2024
2025
79,5
79,5
79,5
79,5
79,5
79,5
79,5
79,5
79,5
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
251,8
251,8
251,8
251,8
251,8
251,8
236,8
236,8
236,8
236,8
236,8
83,6
83,6
MHE NA RIJECI SUTJESCI
(procjena NOS BiH)
HE DABAR
251,8
HE USTIKOLINA
HE VRANDUK
NOVE HE BILANSIRANO
2021
35,4
201,3
245,4
96,4
96,4
96,4
96,4
96,4
96,4
96,4
96,4
341,8
593,6
593,6
830,4
830,4
830,4
830,4
830,4
Tabela 7.4.- Proizvodnja novih TE na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025.
PROIZVODNJA
(GWh)
TE STANARI
1.500,0
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.604,0
2.604,0
2.604,0
2.604,0
2.604,0
2.604,0
910,0
910,0
910,0
910,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
TE TUZLA, blok 7
2.604,0
TE KAKANJ, blok 8
KTG ZENICA
3.250,0
KTG ZENICA
(procjena NOS BiH)
NOVE
BILANSIRANO
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
TE
1.500,0
5.250,0
5.250,0
7.854,0
32
7.854,0
7.854,0
8.764,0
8.764,0
8.764,0
8.764,0
Tabela 7.5.- Proizvodnja novih VE na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025.
PROIZVODNJA
(GWh)
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
VE TRUSINA
VE JELOVAČA
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
102,3
102,3
102,3
102,3
102,3
102,3
102,3
102,3
102,3
102,3
VE DEBELO BRDO
VE PODVELEŽJE
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
95,0
95,0
95,0
95,0
95,0
95,0
95,0
95,0
95,0
95,0
86,4
86,4
86,4
86,4
86,4
86,4
86,4
86,4
86,4
86,4
603,7
603,7
603,7
603,7
603,7
603,7
603,7
603,7
603,7
603,7
VE ORLOVAČA
NOVE VE BILANSIRANO
Tabela 7.6.- Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025.
POTROŠNJA
(GWh)
2016
Scenario 1. (n.s.)
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
1.2383
12.531
12.682
12.834
12.988
13.144
13.302
13.461
13.623
12.629
12.907
13.191
13.481
13.777
14.081
14.390
14.707
15.030
12.803
13.174
13.556
13.949
14.354
14.770
15.198
15.639
16.093
2.305,0
6.099,1
6.195,5
9.051,3
9.051,3
9.288,1
10.198,1
10.198,1
10.198,1
10.,198,1
16.651,0
20.235,1
20.721,8
22.318,6
21.982,6
22.078,4
22.731,4
22.591,4
22.492,4
22.492,4
366,3
445,2
455,9
491,0
483,6
485,7
500,1
497,0
494,8
494,8
Scenario 1 (n.s.
potrošnje + gubici)
12.602,3
12.828,0
12.987,3
13.172,8
13.317,6
13.473,7
13.643,9
13.798,6
13.956,0
14.117,6
Scenario 2 (b.s.
potrošnje + gubici)
12.723,3
13.074,0
13.362,6
13.681,6
13.964,4
14.263,1
14.580,6
14.887,3
15.201,7
15.525,3
Scenario 3 (v.s.
potrošnje + gubici)
12.808,3
13.248,0
13.630,0
14.047,2
14.432,9
14.839,5
15.270,2
15.695,4
16.134,0
16.587,5
BILANS Scenario 1
4.048,7
7.407,1
7.734,5
9.145,8
8.665,0
8.604,7
9.087,4
8.792,8
8.536,4
8.374,8
BILANS Scenario 2
3.927,7
7.161,1
7.359,2
8.636,9
8.018,1
7.815,2
8.150,8
7.704,1
7.290,7
6.967,1
BILANS Scenario 3
3.842,7
6.987,1
7.091,8
8.271,4
7.549,7
7.238,8
7.461,2
6.896,0
6.358,4
5.904,9
Scenario 2. (b.s.)
Scenario 3. (v.s.)
PROIZVODNJA
NOVI IZVORI
BILANSIRANI
Scenario I.
Proizvodnja
bilansirano*
Gubici (2,2% u
odnosu na
proizvodnju) **
12.236
2017
12.357
12.442
(GWh)
*proizvodnja prema podacima dostavljenim od proizvođača, **gubici u iznosu 2,2% u odnosu na proizvodnju su proračunati
prema Bilansu električne energije za 2015. godinu
Na Slici 7.1 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih
bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2016.-2025, prema podacima dostavljenim od
proizvođača i prema procjeni NOSBiH.
33
GWh
24,000
22,000
20,000
18,000
16,000
14,000
12,000
10,000
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
godina
Scenario 1. Niži scenario potrošnje
Scenario 2. Bazni scenario potrošnje
Scenario 3. Viši scenario potrošnje
Proizvodnja bilansirano (podaci proizvođačai)
Proizvodnja bilansirano (procjena NOS BiH)
Slika 7.1.– Tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih
objekata za period 2016-2025
Bilansi za Scenarije 1, 2 i 3 urađeni su tako da su se upoređivali viši, bazni i niži scenariji
potrošnje (sa gubicima) sa proizvodnjom postojećih i novih bilansiranih kapaciteta.
Provedene analize upućuju na zaključak da je za sve scenarije potrošnje i planiranu
proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta, zadovoljen bilans
električne energije. Ovakvoj situaciji je doprinio ulazak u pogon TE Stanari, koji je predviđen
za decembar 2015. godine, kao i produžen rok za izlazak iz pogona starih blokova u TE Tuzla
i Kakanj.
U tabeli 7.7. 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.
Za HE Ulog i mHE na rijeci Sutjesci i KTG Zenica dostavljena je nerealna godina ulaska u
pogon, ali iz dostavljenih podataka se može vidjeti da nisu uopšte stvoreni uslovi za početak
gradnje. Uzimajući u obzir da izgradnja ovakvih objekata i izgradnja priključnih dalekovoda
zahtjeva period od nekoliko godina NOS BiH je procijenio da će doći do pomjeranja godine
ulaska u pogon. Procjenjena godina ulaska u pogon od strane NOSBiH je data u Tabeli 7.7.
34
Tabela 7.7.- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta
Novi kapaciteti
2016
HE DUB I HE USTIPRAČA
HE ULOG
HE ULOG
(procjena NOSBiH)
MHE
NA
RIJECI
SUTJESCI
MHE NA RIJECI SUTJESCI
(procjena NOSBiH)
HE VRANDUK
16,3
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
34,4
34,4
19,15
19,15
19,6
300
TE STANARI
(262,5*)
450
TE TUZLA, blok 7
(410*)
300
TE KAKANJ, blok 8
(270*)
387,5
TE-TO KTG ZENICA
(373,1*)
387,5
TE-TO KTG ZENICA
(procjena NOSBiH)
(373,1*
)
VE TRUSINA
51
VE JELOVAČA
36
VE DEBELO BRDO
54
VE PODVELEŽJE
48
VE ORLOVAČA
42,9
HE DABAR
159,9
HE USTIKOLINA
65,4
Novi bilansirano:
601,8
387,5
178,8
Kumulativno novi –inst.sn.
601,8
989,3
1.168,1
Postojeći objekti (bazna
2014. godina- inst.snaga)
3.803,6
Postojeći objekti (bazna
2014. godina- snaga na
pragu)
3.596,0
UKUPNO
inst.snaga
4.405,4
3.803,6
3.596,0
UKUPNO BILANS- snaga
na pragu*
4.160,3
4.533,4
0,0
65,4
300,0
0,0
0,0
0,0
1.618,
1.618,
1.683,
1.983,
1.983,
1.983,
1.983,
1
1
5
5
5
5
5
3.703,
3.703,
3.585,
3.585,
3.585,
3.385,
3.385,
6
6
6
6
6
6
6
3.511,
3.511,
3.408,
3.408,
3.408,
3.233,
3.233,
0
0
0
0
0
0
0
5.321,
5.321,
5.269,
5.569,
5.569,
5.369,
5.369,
7
7
1
1
1
1
1
5.037,
5.037,
4.999,
5.269,
5.269,
5.094,
5.094,
2
2
6
6
6
6
6
3.803,6
3.596,0
BILANS4.792,9
450,0
4.971,7
4.712,2
*snaga na pragu elektrane
Na Slici 7.2 i 7.3 data je dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz
pogona postojećih kapaciteta prema podacima dostavljenim od proizvođača (Slika 7.2) i
35
(MW)
procjeni NOSBiH (Slika 7.3). Na slici 7.3 su pomjerene godine ulaska u pogon za nove HE
Ulog i mHE na rijeci Sutjesci i KTG Zenica.
700
500
VE Trusina
VE Jelovaca
VE Debelo Brdo
blok 7 TETuzla
VE Podvelezje
VE Orlovaca TE-TO KTG Zenica
blok 8 TE Kakanj
300
HE Sutjeska
HE Vranduk
HE Dub
HE Ulog
2025
2024
2023
2022
Tuzla G3
2020
2019
2018
2017
2016
-100
2021
HE Ustikolina
100
Tuzla G4
Kakanj G5
-300
godina
-500
(MW)
Slika 7.2.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih
kapaciteta (prema podacima dostavljenim od proizvođača)
700
blok 8 TE Kakanj
HE Dub
HE Ustipraca
TE-TO KTG Zenica
2025
Tuzla G4
2024
Tuzla G3
2020
2019
2018
2017
2016
-100
2023
HE Ustikolina
100
2022
300
blok 7 TETuzla
2021
500
VE Trusina
VE Podvelezje
VE Jelovaca
VE Debelo Brdo HE Dabar
VE Orlovaca
HE Vranduk
HE Sutjeska
HE Ulog
Kakanj G5
-300
godina
-500
Slika 7.3.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih
kapaciteta (prema procjeni NOSBiH)
U Tabelama 7.8, 7.9. i na Slikama 7.4. i 7.5. je data proizvodnja električne energije na
prenosnoj mreži BiH i instalisana snaga po izvorima: termoelektrane (TE), obnovljivi izvori
(HE+VE), i PHE.
36
Tabela 7.8. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora
PROIZVODNJA
(GWh)
TE
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
10.477,3
14.017,3
14.414,0
15.759,0
15.423,0
15.282,0
15.935,0
15.795,0
15.696,0
15.696,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
5.973,7
6.017,8
6.107,8
6.359,6
6.359,6
6.596,4
6.596,4
6.596,4
6.596,4
6.596,4
16.651,0
20.235,1
20.721,8
22.318,.6
21.982,6
22.078,4
22.731,4
22.591,4
22.492,4
22.492,4
2022
2023
2024
2025
PHE ČAPLJINA
OBNOVLJIVI IZVORI
PROIZVODNJA
UKUPNO
25,000
20,000
GWh
15,000
10,000
5,000
0
2016
2017
2018
2019
2020
2021
godina
Proizvodnja ukupno
TE
PHE ČAPLJINA
OBNOVLJIVI IZVORI
Slika 7.4. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period 2016.2025. godina
37
Tabela 7.9. Instalisane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH
(MW)
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2.073,0
2.460,5
2.460,5
2.810,5
2.810,5
2.692,5
2.992,5
2.992,5
2.792,5
2.792,5
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
OBNOVLJIVI IZVORI
1.892,4
1.892,4
2.071,2
2.071,2
2.071,2
2.136,6
2.136,6
2.136,6
2.136,6
2.136,6
UKUPNO
4.405,4
4.792,9
4.971,7
5.321,7
5.321,7
5.269,1
5.569,1
5.569,1
5.369,1
5.369,1
TE
(MW)
PHE ČAPLJINA
6000.0
5000.0
4000.0
3000.0
2000.0
1000.0
0.0
2016
2017
TE
2018
PHE ČAPLJINA
2019
2020
2021
OBNOVLJIVI IZVORI
2022
UKUPNO
2023
2024
2025
godina
Slika 7.5. Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora
7.2
Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži
Prema Bilansu električne energije za 2015. godinu, procjenjena maksimalna jednovremena
snaga konzuma BiH je 2.190 MW.
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).
38
U skladu s tim, a na bazi raspoloživih podataka EES BiH, postignuta satna opterećenja
konzuma BiH na prenosnoj mreži za 2013. i 2014. godinu su:
(MWh/h)
11:00
1.727
19:00
1.868
11:00
1.477
11:00
1.704
19:00
1.809
11:00
1.440
Januar 2013.
Juli 2013.
Januar 2014.
Juli 2014
Maksimum za 2014. godinu od 2.207 MWh/h postignut je 31. decembra u 18 sati (osamnaesti
sat), što je za oko 22% više od ''treće srijede u januaru''. Međutim, kako se vrši procjena
potrebne jednovremene snage konzuma EES BiH na prenosnoj mreži, a ne jednovremena
snaga ENTSO-E konzuma, kao startna vrijednost je uzeta procjenjena maksimalna snaga
prema Bilansu za 2015. godinu. 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 7.10. Maksimalne jednovremene snage konzuma
Godina
Pmax (MW)
%
31.12.2008.
18-ti sat
05.01.2009.
18-ti sat
31.12.2010.
18-ti sat
31.12.2011.
18-ti sat
10.02.2012.
18-ti sat
24.12.2013.
18-ti sat
31.12.2014.
18-ti sat
2.117
1,88
2.033
-3,97
2.173
6,89
2.150
-1,06
2.143
-0,33
2.074
-3,22
2.207
6,4
Tabela 7.11. Minimalne jednovremene snage konzuma
Godina
Pmin (MW)
%
21.04.2008.
4-ti sat
870
13.04.2009.
4-ti sat
796
03.05.2010.
4-ti sat
816
22.07.2011.
4-ti sat
872
21.06.2012.
5-ti sat
833
02.05.2013.
6-ti sat
866
05.08.2014.
6-ti sat
833
2,96
-8,51
2,51
6,86
-4,47
3,96
-3,8
Iz gornjih tabela je očigledno da nema kontinuiteta u vrijednostima jednovremenih snaga
konzuma BiH na prenosnoj mreži. Ipak, isključujući godine u kojima je zabilježen pad, rast
maksimalnih snaga se može procijeniti na oko 2% godišnje, a rast minimalnih snaga na oko
3%.
S obzirom da u 2016. godini, u pogon ulaze 5 novih vjetroelektrana, instalisane snage
232 MW, to će zahtjevati dodatnih 40 MW sekundarne rezerve. U skladu s tim i uzimajući
baznu vrijednost vršne snage konzuma na prenosnoj mreži od 2.190 MW (prema Bilansu za
2015. godinu), u Tabeli 7.12. prikazan je bilans jednovremenih maksimalnih snaga na
prenosnoj mreži za period 2016.-2025. godina.
39
Tabela 7.12. Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži
(MW)
Vršna
snaga
konzuma
na
prenosnoj mreži
Potrebna
snaga
primarne rezerve
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2.234
2.278
2.324
2.371
2.418
2.466
2.516
2.566
2.617
2.670
16
16
16
17
17
17
17
17
17
17
Potrebna
snaga
sekundarne rezerve
102
103
104
105
106
107
108
109
111
112
Potrebna
snaga
tercijerne rezerve*
300
300
300
400
400
400
400
400
400
400
UKUPNO
(Konzum+rezerve)
2.652
2.697
2.744
2.892
2.941
2.990
3.041
3.092
3.145
3.198
Snaga na pragu
(postojeći + novi)
4.160
4.533
4.712
5.037
5.037
5.000
5.270
5.270
5.095
5.095
BILANS SNAGE
1.508
1.836
1.968
2.145
2.096
2.010
2.229
2.178
1.950
1.897
*Potrebno je napomenuti da je prema Sporazumu o zajedničkoj regulacionoj rezervi u kontrolnom bloku SHB,
iznos tercijerne rezerve koju osigurava NOS BiH 184 MW.
Podaci u gornjoj tabeli upućuju na zaključak da će u narednom periodu, pod pretpostavkom
planirane realizacije izgradnje novih proizvodnih kapaciteta, biti obezbijeđena dovoljna
rezerva snage u sistemu.
7.3
Pregled broja i snage prijavljenih planiranih kapaciteta
Prvi Indikativni plan razvoja proizvodnje objavljen je u novembru 2006. godine, a do
objavljivanja ovog plana, svih osam dosadašnjih planova odobrio je DERK. Svaki indikativni
plan sadrži listu novih prijavljenih kapaciteta sa osnovnim karakteristikama (broj agregata,
snaga agregata, instalirana snaga, godišnja proizvodnja, godinu ulaska u pogon, te listu
saglasnosti nadležnih organa). U ovom poglavlju dat je uvid u dosadašnje registre novih
objekata (2006.-2014.).
Bilansirani kapaciteti su elektroenergetski objekti koji su zadovoljili kriterije bilansiranja
propisane Mrežnim kodeksom, odnosno objekti koji imaju;
1. prihvaćen (revidiran) elaborat o priključku na prenosnu mrežu, te
2. ugovor o koncesiji.
Nebilansirani kapaciteti predstavljaju objekte koji ne zadovoljavaju oba navedena kriterija, te
su na izvjestan način lista zainteresiranih investitora i investicija.
Tabela 7.14. i Slika 7.6. daju prikaz zbirne snage svih prijavljenih objekata (bilansiranih i
nebilansiranih) po vrsti elektrane iz dosadašnjih IPRP, dok na Slici 7.7. je dat prikaz broja
prijavljenih projekata vjetroelektrana u Bosni i Hercegovini.
40
Tabela 7.13. Pregled ukupnih snaga prijavljenih objekata u prethodnim indikativnim planovima (MW)
20072016
20082017
20092018
20102019
20112020
20122021
20132022
20142023
20152024
20162025
Termoelektrane
2830
2830
3665
3775
2240
2800
3248
3548
3847
3898
Hidroelektrane
1716
1742
1888
2024
1941
2557
2221
2099
2519
2091
Vjetroelektrane
610
610
740
1271
3015
2559
2804
2714
1627
1551
Elektrane na biomasu
0
0
0
0
10
10
10
21
10
10
Elektrane na sunčevu
energiju
0
0
0
0
0
0
10
10
0
0
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
TE
HE
VE
Slika 7.6. Ukupna snaga prijavljenih projekata termoelektrana, hidroelektrana i vjetroelektrana iz
dosadašnjih IPRP (objavljenim u periodu 2006. – 2014.)
57
60
55
48
47
50
48
45
40
34
35
35
30
23
25
20
15
12
12
15
10
5
0
2007-2016 2008-2017 2009-2018 2010-2019 2011-2020 2012-2021 2013-2022 2014-2023 2015-2024 2016-2025
Slika 7.7. Broj prijavljenih projekata vjetroelektrana iz dosadašnjih IPRP (objavljenim u periodu
2006. – 2014.)
41
8. INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA
8.1
Integracija vjetroelektrana
Na osnovu procjene granične snage priključenja vjetroelektrana na prenosnu mrežu prema
kojoj je, sa aspekta potrebne regulacione snage u iznosu instalisane snage vjetroelektrana do
350 MW, nadležna entitetska ministarstva raspodijelila su iznos u omjeru 230 MW – FBiH, te
120 MW – RS.
U skladu s tim, Elektroprenos a.d. Banja Luka je izdalo načelne saglasnosti za šest
vjetroelektrana, nakon čega su izdati projektni zadaci za izradu elaborata o priključku (sa
presječnom 2014. godinom ulaska u pogon) za sljedeće objekte;
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Koncig d.o.o. Posušje - VE Debelo Brdo (54,6 MW),
JP Elektroprivreda HZ HB d.d. Mostar – VE Mesihovina (55 MW),
JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo – VE Podveležje (48 MW),
Vran-Dukić d.o.o., Tomislavgrad – VE Gradina – prva faza do kraja 2014. god (26 MW),
HB Wind d.o.o., Livno – VE Orlovača (42 MW),
EOL Prvi d.o.o. - VE Trusina (51 MW).
Nakon toga, tačnije 05.06.2014.godine, Vlada Federacije BiH je u svojim Zaključcima
zadužila Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije da izda prethodnu saglasnost
na priključak na prenosnu mrežu novih VE ukupne instalisane snage 103 MW za koje je
Parlament Federacije BiH dao saglasnost za kreditno zaduženje kod Njemačke KfW Banke,
odnosno za sljedeće projekte:
-
VE Mesihovina, Investitora JP „Elektroprivreda HZ HB“ d.d. Mostar, instalisane
snage 55 MW
VE Podveležje, Investitora JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo, instalisane snage 48
MW
Dalje, prethodna saglasnost za priključak na prenosnu mrežu za nove VE, za preostalu
raspoloživu instalisanu snagu od 127 MW će biti dodijeljena onim Investitorima koji prvi
dostave Federalnom ministarstvu energije, rudarstva i industrije sljedeće dokaze:
1. Energetsku dozvolu
2. Bankovnu garanciju kojom će se dokazati da su osigurana sredstva za realizaciju
cijelog projekta
3. Potpisan predugovor o isporuci vjetroturbina za projekat
Treba napomenuti da je Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva Republike Srpske
izdalo potrebne saglasnosti i za jednu vjetroelektranu investitora Elektroprivreda Republike
Srpske, snage 50 MW, za koju će tačna lokacija biti naknadno definisana.
Uzimajući u obzir gore navedenu Odluku iz Zaključaka Vlade Federacije BiH, lista od ranijih
6 projekata, uslovno rečeno, više nije važeća. S tim u vezi, pored pomenutih 6 projekata, NOS
BiH je, u saradnji sa Elektroprenosom BiH, izdao još 7 Projektnih zadataka za nove VE i to:
42
-
VE Jelovača, Investitora F.L. WIND d.o.o. (36 MW)
VE Baljci, Investitora Tomislavgrad-Kupres d.o.o. (48 MW)
VE Ivovik, Investitora VE Ivovik d.o.o. (84 MW)
VE Kupres 1, Investitora Kamen dent d.o.o. (48 MW)
VE Pakline 1, Investitora Kamen dent d.o.o. (48 MW)
VE Pakline 2, Investitora Kamen dent d.o.o. (48 MW)
VE Mučevača, Investitora Balkan Energy Wind d.o.o (63 MW).
U ovom Indikativnom planu, s obzirom da imaju revidovan Elaborat o priključku, bilansirano
je 5 novih vjetroelektrana (VE Trusina, VE Podveležje, VE Debelo Brdo, VE Jelovača i VE
Orlovača), ukupne instalisane snage 232 MW.
43
8.2
Integracija solarnih elektrana
Bosna i Hercegovina se nalazi u grupi zemalja koje još nisu iskoristile potencijal za
proizvodnju električne energije u solarnim elektranama [7]. Podsticajne mjere za proizvodnju
iz ovih elektrana postoje, ali samo na nivou distribucije. Solarne elektrane čija je nominalna
snaga veća od 1MW nemaju pravo na podsticaj u BIH i ne tretiraju se kao povlašćeni
proizvođači električne energije, a planirani kapaciteti koji će se podsticati do 2020. godine
nisu značajni sa aspekta uticaja na elektroenergetski sistem BiH.
Analiza tržišta solarnih elektrana je pokazala da su za velik porast novih kapaciteta za
proizvodnju električne energije iz solarnih elektrana u svijetu zaslužne značajne podsticajne
mjere (feed-in tarife), što znači da će njihova veća implementacija u BIH zavisiti upravo od
podsticajnih mjera i samim tim državne politike.
U budućem periodu se predviđa konstantan trend pada cijene tehnologije potrebne za
izgradnju solarnih elektrana, te je moguće da će u bliskoj budućnosti cijena proizvedene
električne energije iz SE biti konkurentna na slobodnom tržištu. To bi značilo i ubrzano
ulaganje u solarne elektrane.
Prema podacima o sunčevom zračenju na Balkanu, Bosna i Hercegovina raspolaže značajnim
resursima energije sunčevog zračenja i to iznad evropskog prosjeka uz izuzetno povoljan
sezonski raspored, što daje mogućnost za njeno efikasno i dugoročno korišćenje.
Početni korak u izboru lokacija za solarne elektrane predstavlja analiza mape iradijacije na
području BiH. Pored mape iradijacije koristili su se svi dostupni podaci iz različitih izvora
tako da bi omogućili što je tačnije moguće ulazne podatke sunčevog zračenja.
Za analizu integracije solarnih elektrana u elektroenergetski sistem BiH, ustanovljeno je da
baza podataka o solarnoj iradijaciji, Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS),
ima zadovoljavajuće podatke o godišnjoj solarnoj iradijaciji na teritoriji BiH.
Baza podataka PVGIS je razvijena u istraživačkom centru Joint Research Centre u Italiji.
Podaci o solarnoj iradijaciji su dati sa rezolucijom od 1x1 km u centralnom dijelu Evrope ili
2x2 km za Mediteranski bazen. Baza podataka PVGIS pruža mapirane podatke o mjesečnim i
godišnjim prosječnim vrijednostima globalne iradijacije za horizontalne i optimalno
postavljene panele. U bazi podataka se nalaze raster mape za zemlje u Evropi, koje prikazuju
prosječne mjesečne i prosječnu godišnju vrijednost globalne iradijacije.
PVGIS koristi algoritam koji procjenjuje direktnu, difuzionu i reflektovanu komponentu
globalne iradijacije na horizontalnu površinu, ili površinu sa nagibom, i to za takozvani
„model vedrog neba“ (clear-sky model) kao i za „model realnog neba“ koji uvažava
oblačnost. Ukupna dnevna iradijacija [Wh/m2] se računa integracijom vrijednosti iradijacije
[W/m2] koje su izračunate za redovne vremenske intervale tokom dana. Pri računanju
iradijacije, za svaki vremenski korak tokom dana se uzima u obzir zasjenčenje neba koje je
izazvano lokalnim karakteristikama terena (brda, planine i sl.), na osnovu digitalnog reljefnog
modela terena.
Iz PVGIS baze podataka preuzete su mape koje prikazuju prosječnu godišnju vrijednost
globalne iradijacije za horizontalne i optimalno postavljene panele - Slika 8.1 i Slika .
44
Slika 8.1. Prosječna vrijednost godišnje horizontalne globalne iradijacije na području
BiH [kWh/m2]
Slika 8.2. Prosječna vrijednost godišnje optimalne globalne iradijacije na području BiH
[kWh/m2]
Stoga je, a i zbog usklađivanja sa evropskim mjerama i planovima u vezi obnovljivih izvora
energije Nezavisni Operator Sistema u BiH (NOS BiH) pokrenuo inicijativu za izradu
Elaborata o uticaju solarnih elektrana na EES BiH, a u skladu i sa nalogom Državne
regulatorne komisije za električnu energiju (DERK). Obim posla je obuhvatio sljedeće:
45

Pregled solarnih tehnologija i komparativna analiza karakteristika

Određivanja potencijalnih lokacija i energetskog potencijala

Elektroenergetske studije i analiza uticaja na EES

Tehnički zahtjevi za priključenje na prenosnu mrežu

Potrebna regulaciona rezerva
Cilj je bio da se bez obzira na ograničenje u instalisanoj snazi solarnih elektrana čija se
proizvodnja podstiče do 2020. godine, analiziraju mogućnosti priključenja većih solarnih
elektrana na prenosnu mrežu BiH pod pretpostavkom smanjenja cijene kapitalnih troškova i
tržišne konkurentnosti.
Solarne tehnologije
Postoje dva različita načina na koji se energija sunca (solarna energija) može pretvoriti u
električnu. Prvi način je direktnom konverzijom korišćenjem solarnih ćelija u fotonaponskim
(PV) elektranama. Drugi način je pomoću koncentrisanih solarnih elektrana (KSE), koje su
drugačije poznate kao i solarne termoelektrane (STE). Kod ovih elektrana, solarna energija se
prvo konvertuje u termičku, zatim u mehaničku i na kraju u električnu energiju. U Elaboratu
je opisan princip rada obe tehnologije (PV i KSE) a zatim je sprovedena uporedna analiza
različitih parametara kao što su efikasnost, proizvedena energija, vrijeme izgradnje, uticaj na
EES, ukupna cijena, potrebna površina po jediničnoj instalisanoj snazi i sl.
Prednosti PV elektrana su velika pouzdanost u radu, niska cijena održavanja, fleksibilna
veličina sistema i modularna konstrukcija što omogućava i lakši transport tokom izgradnje.
Iskustva su pokazala da se PV elektrane snage 50-100 MW mogu izgraditi u vrlo kratkom
periodu od godinu dana. Pošto se povezuju preko konvertora na prenosnu mrežu ne utiču
na povećanje struje kratkih spojeva ali moraju imati sistem za eliminaciju odnosno
smanjenje harmonika. Tehnologija konvertora takođe omogućava učešće PV elektrana u
regulaciji napona u tački priključenja apsorbovanjem odnosno injektiranjem reaktivne
snage. Izgradnja PV elektrana je moguća i na ravnom i na brdovitom terenu.
KSE elektrane koriste klasične sinhrone generatore veličine od 50 do 120 MW. Velika
prednost ovih elektrana je mogućnost izgradnje sistema za skladištenje toplote tokom dana
za proizvodnju električne energije tokom noći ili tokom oblačnih perioda. Kapacitet
termoakumulacije iznosi ~7.5-8h. Ovo omogućava proizvodnju električne energije u
periodu maksimalne potražnje uz visoke prodajne cijene. Za razliku od PV elektrana, KSE
elektrane zahtijevaju relativno ravan teren nagiba manjeg od 3%. Kao ilustracija, date su
Slika 8.3. i Slika 8.4. na kojima su predstavljene različite tehnologije KSE, kao i šema
tipične solarne akumulacione elektrane.
46
Slika 8.3. - Različite tehnologije KSE-a: a) Parabolična posuda; b) Centralni prijemnik /
solarni toranj i c) Parabolično korito
Slika 8.8. - Principska šema tipične solarne akumulacione termoelektrane
Potencijalne lokacije za SE i energetski potencijal
Početni korak u izboru lokacija za solarne elektrane je predstavljala analiza mape iradijacije
na području BiH. Na početku izrade Elaborata ustanovljeno da nisu vršena adekvatna
dugoročna mjerenja solarne iradijacije na teritoriji BiH. Kako bi se izvršila procjena
potencijala solarne energije, pristupilo se odgovarajućim dostupnim podacima u svjetskim
bazama podataka o solarnoj iradijaciji. Za potrebe izrade ovog Elaborata ustanovljeno je da
baza podataka o solarnoj iradijaciji, Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS),
ima zadovoljavajuće podatke o godišnjoj solarnoj iradijaciji na teritoriji BiH.
U procesu identifikacije lokacija za potencijalne solarne elektrane različitih tipova uzeta je u
obzir cijela teritorija BiH. Izbor lokacija pogodnih za solarne elektrane je izvršen na osnovu
faktora kao što su reljef terena, raspoloživa površina, naseljenost, upotreba zemljišta, raspored
energetskih objekata i topologija prenosne mreže.
Ukupno je identifikovano 26 potencijalnih lokacija koje se uglavnom nalaze na području
Hercegovine i zapadne Bosne. Ukupna raspoloživa površina na identifikovanim lokacijama
za solarne elektrane u BiH je:

6550 ha ravnih površina

4000 ha mješovitih površina
47
Reljef terena može da bude značajan ograničavajući faktor za izgradnju solarne elektrane ako
se u razmatranje uzimaju KSE, pošto KSE zahtijevaju ravan teren sa malim nagibom (do 3%).
Neravan teren s druge strane ne predstavlja ograničenje za PV elektrane. Cilj je bio da se
identifikuju što veći skoncentrisani izvori solarne energije. Pošto za dobijanje snage od 1MW
iz KSE treba pokriti površinu od bar 4 ha (sa termoakumulacijom), a iz PV elektrana bar 2.5
ha, razmatrane su samo slobodne površine od preko 150 ha za pojediničnu SE, jer su od
interesa elektrane on preko 30MW. Izbjegavane su lokacije na kojima je velika gustina
stanovništva i objekata, kao i vidljive poljoprivredne površine. Raspored postojećih i budućih
energetskih objekata je korišćen samo kao dodatna pogodnost u izboru lokacija, uzimajući u
obzir prije svega 110 kV naponski nivo.
Na osnovu određene raspoložive površine određena su dva solarna scenarija, kombinovani
koji uzima u obzir izgradnju PV i KSE elektrana i fotonaponski scenarijo koji uzima u obzir
samo izgradnju PV elektrana. Na osnovu jedinične snage 1 MW/ha i raspoložive površine na
izabranim lokacijama određena je potencijalna instalisana snaga po solarnim scenarijima:

Kombinovani scenario – 3060 MW
- KSE elektrane – 900 MW
- PV elektrane – 2160 MW

Fotonaponski scenario – 4010 MW
Može se zaključiti da ukupna potencijalna instalisana snaga SE u oba scenarija predstavlja
ogroman potencijal i da praktično prevazilazi ne samo vršnu potrošnju u BiH, već je za oko
15% manja u kombinovanom, a za oko 10% veća u fotonaponskom scenariju od ukupne
instalisane snage u postojećim elektranama u BiH.
Priključenje na prenosnu mrežu
Za potrebe elektroenergetskih studija za svaku od lokacija je određen mogući način
priključenja na prenosnu mrežu bez obzira na kapacitete prenosne mreže. Za određivanje
načina priključenja prevashodno se koristio položaj predloženih lokacija za SE u odnosu na
dalekovode i transformatorske stanice prenosne mreže. Pošto se analiza radi za dvije ciljne
godine (2020 i 2025), uzeta je u obzir i planirana mreža koja bi bila od interesa za priključenje
datih SE.
Za sve solarne elektrane određene su približne potrebne dužine dalekovoda za priključenje,
uvažavajući reljef terena i saobraćajnu infrastrukturu. U opštem slučaju gledalo se da te
dužine ne budu velike, odnosno da ne budu preko 20 km. Pošto GIS mapa prenosne mreže
BiH nije izrađena potrebne dužine poveznih dalekovoda su određene u odnosu na približan
položaj objekata prenosne mreže. GIS mapa prenosne mreže BiH bi doprinijela većoj
tačnosti u identifikaciji potencijalnih tačaka priključenja SE i određivanju potrebnih
dužina poveznih dalekovoda. Izrada GIS mape bi bila od velike koristi, ne samo za studije
povezivanja elektrana na prenosnu mrežu, već i kod studija planova razvoja prenosne
mreže.
Kroz elektroenergetske studije su određene mogućnosti integracije sa aspekta zadovoljena
sigurnosti EES BiH.
48
Proračun kapaciteta priključenja
U okviru ove analize su sve identifikovane potencijalne solarne elektrane priključene na
prenosnu mrežu, a kroz proračun tokova snaga u analizu sigurnosti su identifikovana
ograničenja koja su rješavana postepenim smanjivanjem instalisane snage u solarnim
elektranama. Krajnji rezultat je maksimalna snaga solarnih elektrana koje se može priključiti
na prenosnu mrežu BiH sa aspekta prenosnog kapaciteta mreže i zadovoljenja sigurnosnih
ograničenja.
Integracija solarnih elektrana u BiH u 2020. godini u pogledu kapaciteta prenosne mreže
je sljedeća:

Kombinovani scenario – 565 MW
- KSE elektrane – 250 MW
- PV elektrane – 315 MW

Fotonaponski scenario – 565 MW
Instalisana snaga solarnih elektrana od 565 MW predstavlja 11% u odnosu na instalisanu
snagu proizvodnih kapaciteta u EES BiH u 2020. godini.
Integracija solarnih elektrana u BiH u 2025. godini u pogledu kapaciteta prenosne mreže
je sljedeća:

Kombinovani scenario – 705 MW
- KSE elektrane – 250 MW
- PV elektrane – 455 MW

Fotonaponski scenario – 705 MW
Instalisana snaga solarnih elektrana od 705 MW predstavlja 14% u odnosu na instalisanu
snagu proizvodnih kapaciteta u EES BiH u 2025. godini.
Iste mogućnosti integracije SE su dobijene za oba solarna scenarija, i po ukupnoj
vrijednosti i po lokacijama. Ograničenja u proračunu tokova snaga i analizu sigurnosti su
isključivo zavisila od instalisane snage što znači da tip solarne elektrane nije imao uticaja i
iz tog razloga su dobijeni isti rezultati.
Regulaciona rezerva
Proizvodnja vjetroelektrana i solarnih elektrana je po svojoj prirodi vrlo promjenljiva u
poređenju sa tradicionalnim elektranama. Pošto Operatori prenosnog sistema moraju
kontinualno da održavaju ravnotežu između proizvodnje i potrošnje, greške u prognozi
proizvodnje solarnih i vjetroelektrana znatno utiču na potrebnu regulacionu rezervu u sistemu.
Za određene nivoe integracije solarnih elektrana izvršena je analiza potrebne regulacione
rezerve uzimajući u obzir i planirane vjetroelektrane.
49
Prema važećim pravilima, nivo potrebne rezerve zavisi od prognoze vršnog opterećenja na
prenosnoj mreži odnosno od veličine instalisane najveće jedinice u sistemu. Na osnovu
prognoziranog vršnog opterećenja na prenosnoj mreži i planiranih proizvodnih objekata u
najnovijem Indikativnom planu proizvodnje NOS BiH (IPRP 2015-2024) potrebna
sekundarna rezerva u 2020/2025. godini iznosi 81 odnosno 82 MW a tercijerna rezerva 400
MW.
Potrebna regulaciona rezerva – Mrežni kodeks NOS BiH
Uzimajući u obzir da je NOS BiH odredio prema važećim propisima veličinu sekundarne
rezerve za 2020. i 2025. godinu, razlika tih vrijednosti i vrijednosti dobijenih ovim pristupom
bi predstavljala dodatnu sekundarnu rezervu, uzimajući u obzir varijaciju proizvodnje
vjetroelektrana i PV elektrana.
Za pokrivenost sekundarne rezerve od 99% pri integraciji fotonaponskih elektrana do 565
MW i 350 MW vjetroelektrana potrebno oko 120 MW dodatne rezerve u odnosu na
potrebne količine rezerve određene u IPRP. Za integraciju PV elektrana do 705 MW
potrebno je dodatnih 150 MW. Nivo tercijerne rezerve ostaje isti pošto najveća moguća
pojedinačna odstupanja u proizvodnji vjetroelektrana i PV elektrana ne prelaze 400 MW u
bilo kom scenariju integracije.
Procijenjena dodatna rezerva (u odnosu na potrebne rezerve određene prema postojećim
propisima i bez uvažavanja varijacije proizvodnje vjetroelektrana) u datoj studiji za
scenario integracije vjetroelektrana od 350 MW iznosi 120 MW. Tih120 MW dodatne
rezerve bi bilo dovoljno za 350 MW vjetroelektrana i 400 MW fotonaponskih elektrana što
potvrđuje prethodni zaključak da se ista rezerva može koristiti za regulaciju odstupanja oba
izvora električne energije bez dodatnih troškova.
Potrebna regulaciona rezerva – Mrežni pravilnik ENTSO-E LFCR
Za probabilistički pristup koristile su se iste krive vjerovatnoće odstupanja s tim da su 99%
kvantilne vrijednosti određene posebno za negativna i pozitivna odstupanja. Date 99%
vrijednosti predstavljaju potrebne količine FRR i RR rezerve samo sa suprotnim znakom
odnosno negativno odstupanje određuje pozitivnu rezervu i obrnuto. Potrebna rezerva
određena probabilističkim pristupom je prikazana u tabeli ispod i može se zaključiti da su te
vrijednosti mnogo manje od ukupne sekundarne i tercijerne rezerve određene prema važećim
propisima.
50
Tabela 1 – Procjena potrebne rezerve – probabilistički pristup
Godina
2020
Scenario
Kombinovani Fotonaponski Kombinovani Fotonaponski
Instalisana
snaga
PV 315
elektrana [MW]
Probabilistički pristup
99%
2025
565
455
705
Potrebna FRR i RR rezerva [MW]
Pozitivna rezerva 167
209
188
234
Negativna
rezerva
199
205
200
217
481
481
483
483
IPRP 2015-2024
* Svaki solarni scenario podrazumijeva 350 MW vjetroelektrana
Provjera potrebne rezerve određene probabilističkim pristupom se vrši upoređivanjem rezerve
determinističkim pristupom. Za ovaj pristup je dovoljan podatak o referentnom incidentu
odnosno o najvećoj proizvodnoj jedinici u sistemu i najvećem pojedinačnom potrošaču u
sistemu. Pozitivnu rezervu određuje najveća proizvodna jedinica u BiH, a to je G7 u TE Tuzla
– 400 MW, i ista je za sve godine. Negativnu rezervu određuju ispad najvećeg pojedinačnog
potrošača na prenosnoj mreži, a to je jedna jedinica u PHE Čapljina – 220 MW. Potrebna
FRR i RR rezerva određena determinističkim pristupom je prikazana u tabeli ispod.
Tabela 2 – Procjena potrebne rezerve – deterministički pristup
Godina
2020
2025
Deterministički
pristup
Potrebna FRR i RR
rezerva [MW]
Pozitivna rezerva
400
400
Negativna rezerva
220
220
Od potrebne FRR i RR rezerve određene probabilističkim i determinističkim pristupom uzima
se u obzir veća vrijednost odnosno onaj pristup koji daje najveću potrebnu rezervu.
Na osnovu dobijenih rezultata, prema LFCR Mrežnom pravilniku potrebna pozitivna FRR i
RR rezerva određena je deterministički pristupom i iznosi 400 MW dok je potrebna
negativna rezerva približno ista u oba pristupa i iznosi 220 MW za sve scenarije integracije
51
solarnih elektrana i obe ciljne godine. Ovo znači da čak ni pri najvećem nivou integracije
solarnih elektrana od 705 MW i vjetroelektrana od 350 MW, očekivana najveća odstupanja
proizvodnje datih izvora ne prelaze odstupanja koja bi se javila uslijed ispada najvećih
jedinica u sistemu.
I pored toga što su uzete konzervativnije vrijednosti za potrebne količine FRR i RR rezerve
na osnovu metodologije izložene u ENTSO-E LFCR mrežnom pravilniku, one su manje od
ukupne sekundarne i tercijerne rezerve određene prema postojećim propisima. Dakle,
prema novoj metodologiji ne bi bila potrebna dodatna regulaciona rezerva uslijed
integracije OIE, odnosno potrebna rezerva određena postojećim propisima bi mogla da se
smanji.
Međutim, pošto nova ENTSO-E metodologija odnosno LFCR mrežni pravilnik još nije na
snazi, preporučuje se određivanje potrebne regulacione rezerve na osnovu postojećih
propisa NOS BiH, ali uz uvažavanje varijabilnosti OIE.
Do usvajanja novog LFCR Mrežnog pravilnika i njegove primjene u okviru Mrežnog
kodeksa NOS BiH, potrebno je uspostaviti analize istorijskih odstupanja regulacionih
grešaka a zatim i analizu odstupanja OIE nakon priključenja na prenosnu mrežu kako bi
prelazak na određivanje potrebnih rezervi prema novoj metodologiji bio što jednostavniji
odnosno sa većim brojem raspoloživih podataka.
52
9. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE
Usvajanjem Uredbe 714/2009 od strane Evropske komisije definisani su osnovni zadaci
djelovanja operatora sistema na nivou ENTSO-E. U skladu sa članom 8 stav 10. jedan od
zadataka je i obaveza izrade desetogodišnjeg plana razvoja prenosne mreže na nivou ENTSOE. Navedenim članom je definisano da ENTSO-E usvaja i objavljuje plan razvoja na nivou
EU svake dvije godine. Plan uključuje modelovanje integrisane mreže i scenarije razvoja,
adekvantnu perspektivu proizvodnje i procjenu elastičnosti sistema. Plan razvoja
a. se bazira na planovima razvoja zemalja koji uzimaju u obzir regionalne planove razvoja i
ako je prikladno, aspekte planiranja mreže od EU koji uključuju vodič za transevropske
energetske mreže u skladu sa Odlukom br. 1364/2006/EC,
b. u pogledu prekogrаničnih interkonekcija, se gradi tаkođe nа rаzumnim potrebаmа
rаzličitih korisnikа sistema i obuhvаtа dugoročne obаveze investitora,
c. identifikuje nedostаjućа sredstvа zа investicije, prije svega onа u vezi prekogrаničnih
kаpаcitetа.
S obzirom da se plan radi svake dvije godine, potrebno je izradu Indikativnog plana razvoja
proizvodnje i Plana razvoja prenosne mreže u BiH prilagoditi dinamici izrade TYNDP, što
znači da se navedeni planovi rade svake dvije godine.
9.1
TYNDP 2016
U skladu sa regulativom EU 347/2013 o smjernicima za transevropsku energetsku
infrastrukturu (Regulation (EU) 347/2013 on guidelines for trans-European energy
infrastructure), usvojena 15.05.2013. godine, TYNDP ima dvostruku ulogu.


Da osigura bolju transparentnost koja se odnosi na cijelu evropsku elektroenergetsku
prenosnu mrežu i da da podršku pri donošenju odluka na regionalnim i evropskim
nivoima.
Formira jedinstvenu osnovu za selekciju projekata od zajedničkog interesa (PCI).
TYNDP 2016 se radi u skladu sa definisanim EU vizijama i EU mapom puta koja sadrži
ciljeve održivosti do 2050. S obzirom da plan obuhvata period od 10 godina, a samim tim
obuhvata i evropske energetske ciljeve za 2020 godinu, 2030. godina je uzeta kao most
između ciljeva 2020 i 2050. godine. Ciljevi za viziju 2030. godinu konstruišu kontraste vizija
koji reflektuju iste granične uslove za sve zemlje ali koji se dovoljno razlikuju jedni od drugih
da uhvate realni opseg mogućih budućih puteva za moguće buduće izazove za mrežu.
Plan je podijeljen na dva perioda na tzv. „očekivani progres“ koji obuhvaća period do 2020
godine i period iza 2020 koji obuhvaća viziju 1 i 3.
Podaci za izradu plana za viziju 1. na sljedećim pretpostavkama:
1. Godišnji porast potrošnje električne energije treba da bude do 0,5%, mada porast
potrošnje do 1% je takođe prihvatljiv,
53
2. Minimalni nivo upotrebe vozila na električni pogon između 0 i 1%. Predloženi nivo
putničkih vozila je ispod 1%.
3. Minimalni nivo toplotnih pumpi između 0 i 1% . Predloženi nivo za domaćinstva je ispod
1%.
4. Bez dodatnih vršnih opterećenja. Predložena vrijednost je 0% za vršna opeterećenja.
Podaci za izradu plana za viziju 3. na sljedećim pretpostavkama:
1. Očekivanje sveobuhvatnog povećanja potrošnje za Evropu usljed povećanja mjera
efikasnosti pri upotrebi električne energije. Stopu porasta određuje svako operator
sistema.
2. Srednji nivo upotrebe vozila na električni pogon između 5 i 30%. Predloženi nivo
putničkih vozila je 5%.
3. Promjena potrošnje električne energije pri srednjom nivou upotrebe toplotnih pumpi
između sa minimalnim niovom između 1 i 10% i maksimalnog nivoa između 10 i 20% .
Predloženi nivo za domaćinstva je ispod 5%.
4. Sa vršnim opterećenjima. Predložena vrijednost je 5% smanjenja sezonskog vršnog
opeterećenja.
U toku je izrada plana, finalna verzija se očekuje u toku 2016. godine.
9.2
Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u periodu 2020.-2030.
U sljedećoj tabeli su prikazane vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u
periodu 2020.-2030. Osnovna pretpostavka koja je uzeta u obzir pri kreiranju četiri vizije
razvoja EES do 2030. godine je da nema ograničenja pristupu primarnim enegentima i da je
dovoljno razvijena plinska prenosna i distributivna infrastruktura. Vizija 1. i 2. za razliku
vizije 3. i 4. predviđaju nepovoljne privredne i finansijske uslove, tj. vlade zemalja nemaju
dovoljno novca za jačanje postojeće energetske politike.
54
Tabela 9.1. Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije
Vizija 1. Usporeni
napredak (Slow
Progress)
Tržište
električne
energije i
emisija CO2
Nema adekvatnog
snažnog evropskog
regulatornog okvira za
uspostavljanje novih
tržišnih principa.
Nema značajnih
pomaka u području
trgovanja jedinicima za
emisiju CO2 (cijene
niske), tj. isplativije je
proizvoditi električnu
energiju iz uglja.
Potrošnja
električne
energije
Usporen porast
potrošnje el. energije.
Nema većih pomaka u
primjeni energetske
efikasnosti zbog
nepostojanja
regulatornog okvira.
Električna energija se
ne koristi značajno za
grijanje, hlađenje, za
vozila na el. pogon.
Nema tržišnih
mehanizama kojom bi
se moglo upravljati
potrošnjom.
Usporena realizacija
projekata usljed
problema sa
dobijanjem potrebnih
dozvola, planirana
izgradnja predviđena za
2020. se ostvaruje tek
2030.
Ne očekuje se
značajnije povećanje
proizvodnje iz plinskih
ili hidroelektrana.
Proizvodnja
električne
energije
Mreža
Dostupna tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se ne
primjenjuju značajno u
prenosnoj i
distributivnoj mreži.
Vizija 2.
Neadekvatna
finansijska sredstva
(Money Rules)
Uspostavljen snažan
evropski regulatorni
okvir, ali nema
dovoljno sredstava za
uspostavljanje novih
tržišnih principa.
Nema značajnih
pomaka u području
trgovanja jedinicima
za emisiju CO2
(cijene niske), tj.
isplativije je
proizvoditi električnu
energiju iz uglja.
Povećana energetska
efikasnost.
Povećana upotreba
el. energije za
grijanje, hlađenje i
vozila na el. pogon.
Djelimično su u
primjeni tržišni
mehanizmi za
upravljanje
potrošnjom i
opterećenjima
sistema.
Usporena realizacija
projekata usljed
problema sa
dobijanjem potrebnih
dozvola, planirana
izgradnja predviđena
za 2020. se ostvaruje
tek 2030.
Postoje mehanizmi
za podsticaj za
primjenu tehnologija
za prihvat i
skladištenje CO2.
Dostupna tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se
djelimično
primjenjuju .
55
Vizija 3. Zelena
Tranzicija (Green
transition)
Vizija 4. Zelena
revolucija (Green
revolution)
Vlade zemalja imaju
značajna sredstva za
jačanje energetske
politike.
Neadekvatnost
evropskog
regulatornog okvira
je prepreka za
uspostavu novih
tržišnih principa.
Energetska politika
daje podsticaj za
smanjenje emisije
CO2.
Povećana energetska
efikasnost zbog
postojanja
adekvatnog
regulatornog okvira.
Povećana upotreba
el. energije za
grijanje, hlađenje i
vozila na el. pogon.
U primjeni su tržišni
mehanizmi za
upravljanje
potrošnjom i
opterećenjima
sistema.
Energetski planovi
su dobro
uspostavljeni.
Ciljevi za 2050.
godinu vezano sa
smanjenje CO2 su
ostvarivi.
Veća primjena
promjenljivih izvora
zahtjeva veće
rezervne kapacitete
za balansiranje.
Zbog slabijeg
ostvarenje izgradnje
HE do 2030.,
rezerva će biti iz
plinskih elektrana.
Vlade zemalja imaju
značajna sredstva za
jačanje energetske
politike.
Postoji snažan
evropski regulatorni
okvir za uspostavu
novih tržišnih
principa.
Energetska politika
daje podsticaj za
smanjenje emisije
CO2.
Dostupna
tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se
djelimično
primjenjuju .
U značajnoj mjeri se
koristi energije za
grijanje, hlađenje i
vozila na el. pogon.
U primjeni su tržišni
mehanizmi za
upravljanje
potrošnjom i
opterećenjima
sistema.
Energetski planovi
su dobro
uspostavljeni.
Ciljevi za 2050.
godinu vezano sa
smanjenje CO2 su
ostvarivi.
Veća primjena
promjenljivih izvora
zahtjeva veće
rezervne kapacitete
za balansiranje.
Zbog ostvarenih
planova do 2030.
značajan dio rezerve
se koristi iz HE, a
ostatak iz plinskih
elektrana.
Dostupna
tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se
djelimično
primjenjuju .
9.3
Planirani interkonektivni dalekovodi
Planirane nove interkonekcije:
1. Interkonekcija BiH-Srbija-Crna Gora. Zamjena postojeće 220 kV interkonekcije DV TS
Višegrad – Vardište sa DV 400 kV Višegrad – Bajina Bašta. Izabrana varijanta, kao
finalna, je usaglašena sa susjednim operatorima sistema u toku izrade studije povezivanja
Bosne i Hercegovine, Srbije i Crne Gore čija je izrada u završnoj fazi. Studija je
finansirana od strane međunarodnih finansijskih institucija.
2. DV 400 kV Banja Luka – Lika (HR). Izgradnja dalekovoda je planirana nakon 2020.
godine. Očekuje se da aktivnosti oko izgradnje ove interkonekcije započnu u narednom
periodu.
9.3.1 Prekogranični prenosni kapaciteti
Planirana izgradnja interkonektivnih dalekovoda i pojačanja mreže u susjednim prenosnim
sistemima će uticati i na vrijednosti prekograničnih kapaciteta. Kada se govori o
upravljanjima zagušenjem, u skladu sa regulativom 714/2009 svaki operator sistema je
obavezan da vrši dodjelu prekograničnih kapaciteta po tržišnim principima na otvoren,
nediskriminatoran i transparentan način. Prihodi od dodjele prekograničnih kapaciteta se
koriste da se garantuje raspoloživost kapaciteta i/ili održavanja ili povećanja prekograničnih
kapaciteta kroz investiranje u mrežu, a posebno i nove prekogranične dalekovode.
Aproksimativne vrijednosti ukupnih prekograničnih prenosnih kapaciteta su date u Tabeli 8.3.
Vrijednosti su date za 2015. i 2025. godinu, nakon izgradnje navedenih interkonekcija.
Tabela 9.2.- Ukupni prekogranični prenosni kapacitet (MW).
Smjer
2015.
2025.
BA < > HR
800
1000
BA < > RS
600
1100
BA < > ME
500
850
U skladu sa pomenutom regulativom, operatori sistema su u obavezi da prekogranične
prenosne kapacitete dodjeljuju putem zajedničkih aukcija na granicama dva susjedna
operatora sistema. NOSBIH je u toku 2014. godine ispunio zahtjeve koje i na granici sa
HOPS (HR) i CGES (ME) dodjeljuje kapacitete pudem zajedničkih aukcija preko aukcijske
kuće u Podgorici (SEE CAO), a na granici sa EMS (RS) kapaciteti se dodjeljuju putem
56
bilateralnih zajedničkih aukcija, gdje EMS radi godišnju i mjesečne aukcije, dok NOSBIH
dnevne i unutardnevne aukcije. Prihod sa aukcija se dijeli na pola (50:50%) između dva
susjedna operatora sistema. Rezultati aukcija se mogu pronaći na: www.seecao.com,
www.ems.rs i www.nosbih.ba.
9.4
ENTSO-E Mrežni kodeksi
Na nivou ENTSO-E je u toku izrada mrežnih kodeksa na osnovu kojih će,nakon stupanja na
snagu, operatori sistemaizvršitidopunu i usaglašavanje svojih mrežnih kodeksa. Mrežni
kodeksi su sljedeći:
1. Dodjela kapaciteta i upravljanje zagušenjima (CACM – Capacity Allocation and
Congestion Manegament)
2. Dodjela kapaciteta unaprijed (FCA – Forward Capacity Allocation)
3. Balansiranje električne energije (EB – Electricity Balancing)
4. Zahtjevi za generatore (RFG – Requirements for Generator)
5. Priključak potrošača (DCC – Demand Connection Code)
6. Priključak VN jednosmjernih sistema (HVDC Connection)
7. Operativna sigurnost (OS – Operational Security)
8. Operativno planiranje i nominacija programa razmjena (OPS – Operational Planning and
Scheduling)
9. Upravljanje frekvencijom i rezervama (LFCR – Load-Frequency Control and
Scheduling)
10. Havarijske situacije i restauracija sistema (E&R – Emergency and Restoration).
Na sljedećoj slici su prikazani statusi mrežnih kodeksa.
57
Razvoj
Definisanje
opsega rada
CACM
FCA
EB
RFG
DCC
HVDC
OS
OPS
LFCR
EC poziva ACER da razvije okvirne smjernice
ACER organizuje početak javnih konsultacija
Objavljivanje finalnih okvirnih smjernica
Formalni poziv za razvoj Mrežnih kodeksa
Početak javnih konsultacija
Zatvaranje javnih konsultacija
jan '15
Dostavljanje finalne verzije u ACER
apr '15
Odobrenje
Objavljivanje ACER-ovog mišljenja
Ponovno slanje u ACER
sep '14
Objavljivanje ACER-ovih preporuka
maj '14
jul '14
Početak procesa odobrenja
jan '14
mar '14
Dostavljanje mišljenja komisijama
Stupanje
na snagu
E&R
EC podnosi kodeks na pregled koncilu
dec '14
Mrežni kodeks je usvojen
Q2 '15
Početak implementacije
Stupanje na snagu mrežnog kodeksa
Monitoring kodeksa i može biti aneksiran
Slika 9.1. Status ENTSO-E mrežnih kodeksa
58
nov '13
nov '13
sep '13
10.
ZAKLJUČCI I SUGESTIJE
Analizirajući podatke koje su dostavili korisnici prenosnog sistema Bosne i Hercegovine i
rezultata ovog Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2016.-2025. godina, upućuju
na sljedeće zaključke i sugestije:
1. Analizirajući realizaciju prethodnih Indikativnih planova može se zaključiti da su oni
bili ambiciozni, kako sa aspekta rasta potrošnje, tako i sa aspekta izgradnje novih
proizvodnih kapaciteta. S jedne strane, nije se ostvario planirani rast potrošnje, a sa
druge strane izgradnja nijednog novog proizvodnog kapaciteta nije počela planiranom
dinamikom.
2. Bilansi snaga i energija za narednih 10 godina upućuju na zaključak da je neophodno
početi sa realizacijom planirane dinamike izgradnje novih proizvodnih kapaciteta. U
2015. godini je predviđen ulazak u pogon novih elektroenergetskih objekata: u
decembru 2015. godine u pogon ulazi TE Stanari, instalisane snage 300 MW (snaga
na pragu 262,5 MW), i u martu/aprilu 2015. godine HE Ustiprača, instalisane snage
6,9 MW. Takođe izvjestan je ulazak HE Dub, instalisane snage 9,4 MW, u decembru
2016. godine. Izgradnjom novih elektroenergetskih objekata i prolongiranjem gašenja
starih termo blokova u TE Tuzla i Kakanj bilans električne energije bi bio zadovoljen
u cijelom posmatranom periodu, uz značajne viškove.
3. Pojedini korisnici prenosne mreže ne ispunjavaju svoje obaveze u dostavljanju
podataka prema odredbama Mrežnog kodeksa, što može dovesti do određenog
odstupanja u planskim kategorijama, prvenstveno kada se radi o potrošnji distribucija i
kupaca direktno priključenih na prenosnu mrežu. Veoma važno je napomenti da
pojedini investitori koji imaju revidovan Elaborat o priključku i koji su stekli uslove
da budu bilansno analizirani u planu, nisu dostavili svoje prijave za period. Nije
poznato da li su odustali od gradnje ili je u pitanju nemarnost. Takođe, pojedini
investitori dostavljaju godinu ulaska u pogon nerealno, godinu za godinom, što je
dovelo do toga da NOSBiH uradi svoje procjene ulaska u pogon tih objekata. Ovo
dovodi do zaključka da se, pored već definisanih uslova u Mrežnom kodeksu i
Pravilniku o priključku (Ugovor o koncesiji i prihvaćen Elaborat u priključku), moraju
uvesti dodatni kriteriji u cilju prevazilaženja navedenog problema. U tom cilju, u
saradnji sa Elektroprenosom i nadležnim institucijama u BiH, neophodne su izmjene
Mrežnog kodeksa i Pravilnika o priključku.
4. Razvoj potrošnje električne energije u proteklom periodu nije se odvijao kontinuirano
što uveliko otežava procjenu trenda potrošnje u narednom planskom periodu. Uticaj
ekonomske krize ostavlja negativne posljedice i na potrošnju električne energije u
Bosni i Hercegovini i uz nedostatak objektivnih planova razvoja, u narednom periodu
može doći do značajnijih odstupanja planskih vrijednosti od realizovanih. Međutim, i
pored ovih neizvjesnosti i rizika, potrošnja električne energije za period 2016.–2025.
bazirana je na optimističkom (pozitivnom) trendu u sva tri scenarija.
5. Evidentan je veliki interes investitora za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta, u
prvom redu obnovljivih izvora kao što su hidroelektrane i vjetroelektrane. Na žalost,
NOSBiH procjenjuje da je za najveći broj prijavljenih proizvodnih kapaciteta
planirana izgradnja i godina ulaska u pogon upitna, uglavnom radi nepostojanja
odgovarajućih dozvola nadležnih organa. Zbog toga je neophodno da se svi investitori
59
prije prijavljivanja za uključenje njihovih proizvodnih kapaciteta u Indikativni plan
razvoja proizvodnje konsultuju sa nadležnim institucijama u vezi sa dobivanjem
odgovarajućih saglasnosti, a sve u skladu sa Pravilnikom o priključku.
6. U skladu sa strateškim ciljem EU 202020, do izražaja dolazi sve veće korištenje
obnovljivih izvora električne energije, u najvećem broju slučajeva izgradnju
vjetroelektrana. Međutim, vjetroelektrane kao neupravljivi izvori, negativno utiču na
regulacione performanse sistema, pa je neophodno obezbijediti povećanu sekundarnu
rezervu kako bi se kompenzovale neželjene varijacije snage uzrokovane promjenljivim
intenzitetom vjetra. Na osnovu studije koja je završena krajem 2011. godine,
definisana je granična snaga vjetroelektrana u iznosu od 350 MW. Nadležna entitetska
ministarstva su saglasna da 120 MW pripada Republici Srpskoj, a 230 MW Federaciji
BiH. U ovom Indikativnom planu, s obzirom da imaju revidovan Elaborat o
priključku, bilansirano je 5 novih vjetroelektrana (VE Trusina, VE Podveležje, VE
Debelo Brdo, VE Jelovača i VE Orlovača), ukupne instalisane snage 232 MW, što će
zahtjevati dodatnih oko 40 MW sekundarne rezerve. Ukoliko dođe do povećanog
interesa za izgradnjom solarnih elektrana, čija proizvodnja, kao i proizvodnja VE,
negativno utiče na regulacione sposobnosti EES BiH, potrebno je odrediti i njihov
uticaj, pri tome treba voditi računa da granična snaga treba da obuhvati i proizvodnju
VE i SE.
7. Formiranjem ENTSO-E i izradom desetogodišnjih planova razvoja evropskog i
regionalnog elektroenergetskog sistema kao jednog veoma važnog dokumenata,
snažno je istaknuta uloga operatora sistema u pripremi adekvatnih i što realnijih
planova razvoja na području kojeg oni pokrivaju. Mrežni kodeks definiše uslove pod
kojima novi proizvodni kapacitet može biti bilansno uključen u Indikativni plan
proizvodnje koji predstavlja osnovu za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne
mreže. Važno je napomenuti da je u novembru 2014. godine od strane Državne
regulatorne komisije za električnu energiju (DERK), usvojen Dugoročni plan razvoja
prenosne mreže za period 2014-2023. godina, urađen od strane Elektroprenos-a BiH, i
revidovan od strane NOS BiH. U toku su aktivnosti na reviziji i usvajanju
Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže za period 2015-2024. godina.
8. Desetogodišnji plan razvoja prenosne mreže ENTSO-E se radi svake dvije godine te
se predlaže da se izrada Indikativnog plana razvoja proizvodnje i Plana razvoja
prenosne mreže u BiH prilagodi dinamici izrade TYNDP. Ovo znači da bi se navedeni
planovi trebali raditi rade svake dvije godine.
11.
LITERATURA
1. Indikativni plan razvoja proizvodnje 2015-2024, NOS BiH, 2014. godina
2. „Izvještaj o tokovima električne energije u BiH u 2014. godini“ – NOSBiH, Sarajevo,
2015. godina
3. Mješoviti Holding Elektroprivreda Republike Srpske Trebinje, Matično preduzeće,
akcionarsko društvo Trebinje, ''Podaci za Indikativni plan razvoja proizvodnje 2016.2025.'', decembar 2014.
60
4. Javno preduzeće Elektroprivreda Bosne i Hercegovine d.d. „Podaci za Indikativni plan
razvoja proizvodnje 2016-2025, Sarajevo, decembar 2014.
5. Elektroprivreda Hrvatske Zajednice Herceg Bosne d.d. Mostar „Integralna studija
razvoja JP EP HZ HB 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu.'', Mostar,
svibanj 2010.
6. Elektroprivreda Hrvatske Zajednice Herceg Bosne d.d. Mostar „Indikativni plan
razvoja objekata za proizvodnju električne energije 2016-2025'', Mostar, prosinac
2014.
7. Parsons Brinckerhoff Ltd Beograd „Uticaj solarnih elektrana na elektroenergetski
sistem BiH“, NOS BiH, decembar 2014.
61

Similar documents

Strategija razvoja energetike CG do 2030. godine

Strategija razvoja energetike CG do 2030. godine Predlog scenarija rehabilitacije i izgradnje novih kapaciteta za proizvodnju električne energije .......................................................................................................

More information