AC - Regional Environmental Center for Central and Eastern ...documents.rec.org/publications/SLED_FYRMacedonia_ELEC_MK.pdf · Модели за декарбонизација во

Модели за декарбонизација во електроенергетскиот сектор

Република Македонија

Поддршка за ниско-јаглероден развој во Југоисточна Европа (ПНЈР)

MA

CED

ON

IAM

AC



АВТОРИAndrás Mezősi, PhD

László Szabó, PhD

(Регионален центар за истражување наполитики од областа на енергетиката)


Декември 2015

ПРИЗНАНИЈА:Раководители на проект од РЕЦ: József Feiler, Vaiva Indilaite, Ágnes Kelemen, Gordana KozhuharovaДизајн и изглед: Tricia Barna, Juan TornerosУредник и лектор: Rachel HidegИздавач: The Regional Environmental Center for Central and Eastern Europe (REC)Фотографии: istockРЕЦ го спроведува проектот „Поддршка за ниско-јаглероден развој во Југоисточна Европа”(ПНЈР) со цел да им помогне на носителите на одлуки во земјите опфатени од проектот (Албанија, Р.Македонија, Црна Гора и Србија) да постават реалистични но амбициозни патокази додекарбонизација на нивните електроенергетски и градежни сектори до 2030 година.ПНЈР проектот е финансиран преку Австриската развојна соработка, со помош на Австрискатаразвојна агенција (АDА). Особена благодарност до Hubert Neuwirth и Monika Tortschanoff од АРА.

Кратка содржина

I. НЕТЕхНИчкО РЕЗИМЕ 6

II. ВОВЕд 10

III. МЕТОдОлОгИЈА 12

Рамка за составување на сценаријата 13

Модели 14 Европски модел на електроенергетски пазар 14

EKC мрежен модел 16

Претпоставки на моделот 17 Прекугранични мрежни капацитети 17

Постоечки капацитети за производство на електрична енергија 17

Цени на фосилни горива 17

Цени во состав на Системот на Европската Унија за тргување со емисии 17

Минимални даночни оптоварувања на енергетски продукти во Европската Унија 18

IV. ПРЕТПОсТАВкИ НА сЦЕНАРИЈАТА 20

Запознавање со Системот на Европската Унија за тргување со емисии 21

Воведување на минимална акциза за енергетските производи 21

Спроведување на еколошки стандарди 21

Користење на обновливи извори на енергија за производство на електрична енергија 24

Конвенционални електрани 24

Побарувачка за електрична енергија 24

V. РЕЗулТАТИ Од ПРОЦЕсОТ НА МОдЕлИРАњЕ 25

Формирање на цена 26

Регионални трендови 27

Состав на извори на електрична енергија 29

Влијанија врз CO₂ емисии 30

Положба на нето увозник 32

Инвестициски трошоци 33

Буџетска поддршка за развивање на обновливи извори на електрична енергија 34

VI. ОЦЕНА НА ИЗлОжЕНОсТ НА НАдВОРЕшНИ ВлИЈАНИЈА 38

МОдЕлИ ЗА дЕкАРбОНИЗАЦИЈА ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сЕкТОР 3


VII. МРЕжНИ ВлИЈАНИЈА 42

Планирани нови мрежни елементи 44

Резултати од мрежното моделирање 45 Анализи при стабилна состојба и во случај на непредвидени настани 45

Биланс на електрична енергија во системот 45

(N-1) Критериуми за безбедност на снабдувањето 45

Нето капацитет за трансфер 47

Загуби на енергија во мрежата за трансмисија 48

VIII. АНЕкс 52

Европски модел на пазар на електрична енергија 53

EKC мрежниот модел 55 Собирање на информации за тековно оптоварување 56

Побарувачка 56

Методологија за мрежно моделирање 57 Анализи во стабилна состојба и во непредвидени случаи 57

Оценување на нето капацитет за трансфер 57

Загуби во трансмисионата мрежа 58


Табели и сликиТабела 1 Нето вредности на капацитетите за трансфер во регионот (MW) 16

Табела 2 Планирани поврзувања и нивен инвестициски статус (MW) 17

Табела 3 Капацитети за производство на електрична енергија, 2014 17

Табела 4 Цени на горива, 2015–2030 18

Табела 5 Главни претпоставки во сценаријата за Македонија 20

Табела 6 Воведување на обновливи извори на енергија за проширување на капацитетите за производство наелектрична енергија во сценаријата (MW)* 22

Табела 7 Бруто потрошувачка на електрична енергија во Република Македонија (GWh) 23

Табела 8 Кумулативни инвестициски трошоци помеѓу 2015 и 2030 за сите три сценарија 33

Табела 9 Потенцијални непредвидени ситуации во 2020 44

Табела 10 Потенцијални непредвидени ситуации во 2025 45

Табела 11 Загуби при трансмисија во 2015, 2020 и 2025 година во Република Македонија за сите сценарија и под ситережими на работа 49

Слика 1 Земји од моделот 13

Слика 2 Еволуција на цената при основно оптоварување во сите сценарија (EUR/MWh) 24

Слика 3 Движење на цената при максимално оптоварување во сите сценарија (EUR/MWh) 25

Слика 4 Нови планирани капацитети врз база на фосилни горива во Југоисточна Европа (2015–2030) 26

Слика 5 Нови планирани капацитети врз база на обновливи извори во Југоисточна Европа (2015-2030) 26

Слика 6 Состав на горива за производство на електрична енергија, нето увоз и CO₂ емисии во трите сценарија 28

Слика 7 Нивоа на емисии на CO₂ по глава на жител 29

Слика 8 CO₂-интензивност на потрошувачката на електрична енергија (tCO₂/GWh) 30

Слика 9 CO₂-интензивност на производство на електрична енергија (tCO₂/GWh) 31

Слика 10 Приходи од Системот за тргување со емисии и од акцизите 32

Слика 11 Промени во положбата на нето увозник во Република Македонија за сите три сценарија 33

Слика 12 Годишен буџет за поддршка на обновливи извори на електрична енергија (EUR милиони) 36

слика 13 Просечна поддршка за развивање на капацитети врз база на обновливи извори на енергија од крајнитепотрошувачи (EUR/MWh) 37

Слика 14 Промени во соодносот на извори на електрична енергија во ситуација на ниска достапност на хидроенергија 38

Слика 15 Промени во положбата на Република Македонија како нето увозник 39

Слика 16 Цени при основно оптоварување во Република Македониија (ЕУР / MWh) 40

Слика 17 Географско покривање на мрежната анализа 41

Слика 18 Планирани линии на поврзување во ЈИЕ 42

Слика 19 Вредности на нето капацитет за трансфер за 2020 година (зимски режим) 46

Слика 20 Вредности на нето капацитет за трансфер за 2020 (летен режим) 47

Слика 21 Вредности на нето капацитетот за трансфер за 2025 (зимски режим) 48

Слика 22 Нето капацитет за трансфер за 2025 (летен режим) 48

Слика 23 Годишни загуби од загуби при трансмисија во Република Македонија за сите сценарија 50

Слика 24 Земји кои се предмет на анализа 51

Слика 25 Функционирање на моделот 52

I. Нетехничко резиме


Целта на проектот „Поддршка за ниско-јаглеро-ден развој во Југоисточна Европа (SLED)“ е да импомогне на креторите на политики во Албанија,Република Македонија, Црна Гора и Србија дапостават реалистични но амбициозни патоказиза декарбонизација на нивните електроенергет-ски сектори до 2030та година.

Студијата го проценува влијанието на сценари-јата за декарбонизација на електроенергетскиотсистем во Р.Македонија.

Сценаријата (Референтно – РЕФ; Постоечки пла-нови за спроведување на политики – ППСП; и Ам-бициозно спроведување - АМБ) користатразлични појдовни претпоставки во однос на раз-војот на електроенергетскиот сектор како на при-мер уделот на обновливи извори на електричнаенергија (УОИЕ-Е) или пак движењето на потро-шувачката на електрична енергија до 2030 го-дина. Понудата на електрична енергија исто такаќе зависи од датумот на спроведување и стапкатана јаглеродно и енергетско оданочување.

Сценаријата и претпоставките под кои тие се од-виваат се договорени со релевантните чинителиво Република Македонија (релевантните мини-стерства, регулаторот и електроенергетските екс-перти), додека влезните податоци во процесотна моделирање се координирани со тим од Ма-кедонската академија на науките и уметностите(МАНУ) кој работи на MARKAL моделирање.

Оцената е извршена со примена на Европскиотмодел за електроенергетски пазари (EEMM) изра-ботен од страна на Регионалниот центар заистражување на политики во полето на енерге-тиката и мрежниот модел на Координативниотцентар за енергетика (EKC). EEMM претставувадетална економска симулација од децентрализи-ран тип која ја рефлектира целокупната регио-нална мрежа на Европски оператори на системиза пренос на електрична енергија (англ. ENTSO-E), додека пак EKC мрежниот модел ја покривасредно- и високонапонската мрежа во регионотна Југоисточна Европа.

Од различните сценарија може да се извлечатследните главни заклучоци:

Степенот до кој се спроведуваат климатските

политики има ограничено влијание врздвижењето на просечните цени на елек-трична енергија. Просечните цени повеќе за-висат од проширувањето на регионалните

капацитети за производство на енергија от-колку од амбициозноста на климатските по-литики. Бидејќи на регионално ниво сепланира значително проширување на капа-цитетите во следните пет години врз основана фосилни горива, како и обновливи извори,просечните цени на електрична енергија ќесе движат надолу во целиот регион на Југоис-точна Европа. Сценаријата ППСП и АМБ сескоро идентични и резултираат со помали ос-новни цени за сите референтни години воспоредба со сценариото РЕФ, како резултат напретпоставките за пониска побарувачка заелектрична енергија.

Соодносот на извори на електрична енергија

и како последица на тоа и нивото на CO2 еми-сии – воглавно се менува со воведување нанови генератори на база на јаглен. Плановитеза пуштање во погон на нови генератори набаза на јаглен и гас до 2030та година ќе ре-зултираат со остро покачување на уделот напроизводство на електрична енергија на базана јаглен и CO2 емисии во сценариото РЕФ.Уделот на производство на база на хидро-енергија соодветствува на прстпоставките захидроенергетски капацитет во различнитесценарија: повисок во ППСП и АМБ отколку воРЕФ. Положбата на земјата како нето увозниксе менува во зависност од проширувањето напроизводствените капацитети: силната завис-ност од увоз со која се карактеризира сцена-риото РЕФ се менува во понизок увоз воППСП и АМБ сценаријата во кои на понискатапобарувачка `и се придружува изградбата напокрупни хидроенергетски капацитети.

Зависноста на земјата од увоз е на раб на ис-

коренување до 2025-2030та година во АМБсценариото. Главниот двигател на овие про-мени е проширувањето на хидренергетскитекапацитети и значителниот пад на побару-вачката.

Главно влијание врз формирањето на CO2

профилот на земјата во РЕФ сценариото из-вршува проширувањето на капацитетите запроизводство на ЕЕ врз база на јаглен. Еми-сиите на CO2 растат од 6 Mt во 2015 до 11 Mtво 2030 година во REF сценариото. РепубликаМакедонија се одликува со многу повисокиемисии на CO2 о жител во споредба со просе-кот на ENTSO-E за сите референтни години и


сценарија. Во 2030 година, се очекува број-ката за три пати да го надмине просекот наENTSO-E во сценариото РЕФ. СценаријатаППСП и АМБ покажуваат попозитивна слика:јаглеродните емисии значително опаѓаат, вочекор со намалување на зависноста од увоз.Ова се должи на намалениот пораст на поба-рувачката за електрична енергија и претпо-ставката за проширен хидроенергетскикапацитет во сценаријата

Приходите од акцизи и оданочувањето на јаг-

леродните емисии од проширените капаци-тети за производство на електрична енергијаврз база на фосилни горива се повеќе од до-волни за финансирање на развојот на про-изводство на електрична енергија врз база наобновливи извори (RESE). Приходите од Си-стемот за тргување со емисии се појавуваатво 2020 во сценаријата ППСП и АМБ (зарадипретпоставките кои се земени во тие сцена-рија) и се зголемуваат во чекор со порастотна уделот на фосилни горива во составот на

извори на електрична енергија, достигнувајќиоколу 260 милиони EUR во референтното сце-нарио и околу 140 милиони во останатите двесценарија. Просечната такса за финансирањена обновливи извори на енергија по единицапотрошена електрична енергија е незначи-телна во споредба со другите европски земји.Според извештај од Советот на енергетски ре-гулатори (англ. CEER) од 2015 година за ше-мите за поддршка на развојот на обновливиизвори на енергија во Европската Унија, земј-ите членки ги поддржувале обновливите из-вори на енергија со просечна такса од EUR13.68/MWh во 2012та година. Таквата такса воРепублика Македонија останува на релативнониско ниво во сите сценарија, дури и во неј-зината највисока точка во 2020 година.

— Капацитетите врз база на јаглен го сочи-

нуваат поголемиот дел од кумулативните ин-вестициски потреби во РЕФ сценариото (80проценти). Разликата помеѓу РЕФ сценариотои сценаријата кои се повеќе ориентирани во

Нетехничко резиме, слика 1: Состав на извори на производства на електрична енергија, нето увоз и CO₂емисии во трите сценарија


Нетехничко резиме, Слика 2: Даночни приходи и потрошувачка за поддршка на обновливи извори на

насока на обновливи извори на енергија(ППСП и АМБ) се должи на поголемата експан-зија на хидроенергијата и ограничувањето наекспанзијата на капацитетите врз база на фо-силни горива.

Анализирана е безбедноста на понудата за да

се утврдат ефектите на сушна година врзмакедонскиот систем за производство наелектрична енергија. Падот на производствотона хидроенергија како последица на сушниметеоролошки прилики во РМ е значителен.Производството кое изнесува помеѓу 2,000 до3,000 GWh во нормални услови, се намалува вопросек за една третина во разгледуванитесценарија. Загубата во понуда нахидроенергија во 2015та година во најголемдел се заменува со природен гас и увоз наенергија во 2015та година, после која уделот најагленот постепено расте.

Проценката на мрежните влијанија покажува.

дека вредностите на нето капацитетот за пре-нос (НКП) во сценаријата АМБ и ППСП се по-високи од истите во сценариото РЕФ во 2020година на повеќето граници во зимскирежим, со исклучок на насоката Србија-Ре-публика Македонија. Во летен режим, со ис-тиот прекуграничен капацитет но вообратната насока (Република македонија -Србија), вредностите на НКП се пониски восценаријата со повисок удел на обновливиизвори на енергија. Во 2025 година, воведу-вањето на обновливи извори на енергија наразлични начини влија на различни NTC апа-цитети. Во зимски услови тие се намалениречиси во сите насоки додека во летниотрежим ППСП и АМБ сценариата се движат вообратна насока.

Буџет заподдршкана развојнаобновливи изворинаенергија

Приходиод данокнаенергенси

Приходиодтргувањесо емисии

II. Вовед


Главната цел на Проектот за поддршка на ниско-јаглероден развој е да им се помогне на креато-рите на политики во Албанија, РепубликаМакедонија, Црна Гора и Србија да постават реа-листични но амбициозни цели за декарбониза-ција на нивните електроенергетски сектори до2030та година. Политиките треба да се форми-раат врз база на докази во форма на квантита-тивното моделирање извршено во рамки наможниот сет на идни сценарија за декарбониза-ција. ПНЈР проектот им помогна на земјите да госпроведат процесот на изградба на модели, соконтинуирана консултација со креаторите на по-литики со цел да им се создаде простор да гоприлагодат процесот на поставување на сцена-ријата на нивните потреби за иден развој на раз-

вивањето на климатска стратегија. Во текот наизградбата на моделите, разгледани се разниопции за спроведување на политики во насокана регулирање на нивоата на производство илисоставот на горива за производство на елек-трична енергија – како на пример подобрувањаво енергетската ефикасност од страна на пону-дата, забрзаното затворање на застарените елек-трани, зголемувањето на уделот на обновливиизвори на енергија (ОИЕ) и побарувачката заелектрична енергија – од аспект на перспекти-вата на емисии на CO₂, капацитет за производ-ство, инвестициски трошоци и потреби заподдршка на развој на капацитетите за обнов-ливи извори на енергија.

III. Методологија


Во овој дел е прикажана рамката на сценаријата,вклучително и точките на разидување, како идвата модели користени во проценката насценаријата.

Рамка за составување на сценаријатаСо цел прецизно да се утврди потенцијалот задекарбонизација во предметните земји, соста-вени се по три сценарија за секоја земја ворамки на ПНЈР проектот: Референтно (РЕФ); По-стоечки планови за спроведување на политики(ППСП); и Амбициозно спроведување (АМБ). Пре-тпоставките во рамки на сценаријата се однесу-ваат на шест димензии:

Јаглеродни вредности;

Енергетски даноци/акцизи;

Еколошки стандарди;

Спроведување на технологии за производ-

ство на електрична енергија од

Спроведување на технологии за производ-

ство на електрична енергија од конвенцио-нални извори; и

Побарувачка за електрична енергија

(интегрирање на претпоставки во врска соподобрувања во енергетската ефикасност накрајните потрошувачи).

Сите горенаведени фактори влијаат врз нацио-налните емисии на CO2, или преку нивото на про-изводство на електрична енергија или пак прекунивното влијание врз соодносот на горивата ко-ристени за производство на електрична енер-гија. Во однос на оданочувањето може да сеидентификуваат два фактори. Прво, воведува-њето на Системот за тргување со емисии на ЕУ(англ. ETS) ги менува трошоците од различнитетехнологии за производство на енергија и от-таму и производните можности, како последицаили од членство во Европската Унија, како резул-тат на транспонирањето на законите на ЕУ коеим се поставува како услов на членките во Енер-гетската заедница, или пак едноставно преку во-ведувањето на инструмент на државна политикакој им одредува вредност на јаглеродните еми-сии. Истата логика може да се примени и на во-ведувањето на минимално ниво на оданочувањена енергетски производи пропишано во рамкитена законодавството на ЕУ. Врз составот на из-

вори на производство на електрична енергијавлијае и усвојувањето на европската регулативаза загадување на воздухот: Директивата закрупни термоелектрани (англ. LCP), на пример,може да ги примора најголемите загадувачи по-меѓу термоелектраните на јаглен на затворање,или пак на воведување на ограничен режим наработа. Развојот на капацитети за производствона електрична енергија од обновливи и конвен-ционални (фосилни) извори е исход на политикиодлучени на државно ниво и – во случајот на об-новливите извори – нивоа на фискална под-дршка. Порастот на побарувачката наелектрична енергија повлекува покачување нанивото на производство од достапното портфо-лио на електрани односно увози.

РЕФ сценариото ја опишува состојбата во земјатадоколку продолжат досегашните трендови безникаква интервенција, што значи дека се земаатпредвид официјалната енергетска политика и за-конски инструменти на сила до крајниот датумво дефиницијата на сценариото (јули 2015).ППСП сценариото ги зема предвид оние поли-тики кои се планирааат во иднина и кои би мо-желе да влијаат врз емисиите на стакленичкигасови. Третото сценарио, АМБ, претпоставувамаксимални заложби во поглед на климатскитеполитики.

Опциите кои се изложени во сценаријата се раз-гледуваат не само за секоја земја поединечно,туку исто така со можност за синергии кои бипроизлегле од соработката помеѓу земјите одЈИЕ.1 Конструирањето на модели земајќи гипредвид разните можности изложени погореможе да помогнат во процесот на идентифику-вање на најефективните опции за намалувањена CO2 емисиите во разгледуваните земји. Воанализата се разгледуваат и други извори навлијанија, како на пример безбедноста на снаб-дувањето со електрична енергија и функционал-носта на мрежата.

услОВИ сПЕЦИфИчНИ ЗА РЕПублИкА МАкЕдОНИЈА

Во почетната фаза од процесот на консултација сорелевантните чинители, министерството од наспобара да оствариме соработка со колегите одМакедонската академија на науките иуметностите (МАНУ), со која министерството веќеизвесно време остварува блиска соработка приизработката на модели на енергетски системи. Сесложивме дека ПНЈР ќе работи врз основа на


MARKAL моделирањето извршено од страна наакадемијата, врз основа на сценаријата разгледу-вани од страна на MARKAL тимот во склоп наПрвиот двегодишен извештај за остварен напре-док во борба со климатските промени (септември2014). Нашите модели додаваат вредност такашто го прошируваат MARKAL моделот, кој ја по-крива само Република Македонија, со Европскиотмодел на пазари на електрична енергија (англ.EEMМ) кој симулира трендови кои му се егзогенина MARKAL моделот, како трговските односи иформирањето на цени. Разговаравме со претпо-ставките од сценаријата со нашите колеги од Ма-кедонија и од нив се снабдивме со потребнитеподатоци. Конечните претпоставки од трите сце-нарија се прикажани подолу во Табела 5.

МоделиСценаријата за декарбонизација за четирите раз-гледувани земји и за регионот како целина беаразвиени во рамките на современиот EEMM во со-гласност со деталниот мрежен модел на Центаротза координација на електроснабдувањето (EKC). Воминатото EEMM е често користен во регионот вопроценка на Проекти од интерес за енергетскатазаедница (англ. PECI), додека мрежниот модел еупотребуван во многу проекти за проширување инадградување на мрежите во регионот.2 ЕЕММпретставува модел на делумен еквилибриум кој сефокусира на капацитетите за производство наелектрична енергија, додека EKC мрежниот моделсе фокусира на преносниот систем, специфичнона развојот на прекуграничните капацитети.Двата модела накратко се претставени во овој дел:подетални описи на моделите може да се најдатво Анексот.

Веродостојноста на резултатите од моделите еобезбедена со помош на блиска соработка сорегионалните чинители. Тимот кој го изработиEKC мрежниот модел е по потекло од Србија, штозначи дека експертите се одликуваат сопродлабочено познавање на приликите ворегионот. Покрај оваа вклученост на чинителите,три проектни фактори додаваат уникатнавредност на оваа проценка:

Моделите се унапредени со најновите

податоци во врска со земјите кориснички наизвештајот со помош на локални експерти.

— Во текот на проектот обезбедена е сора-

ботка од страна на чинителите – вклучувајќи гиовде и претставниците од релевантните мини-стерства надлежни за проблематиката од обла-ста на климатските и енергетските политикикако и претставниците на операторите на си-стемите за пренос (англ. TSOs) преку воспоста-вување на проектна „екипа“. Овие експерти икреатори на политики беа вклучени во проце-сот на дефинирање на сценарија релевантниод аспект на националните политики и во оце-ната на резултатите од моделите уште во ра-ните фази на проектот. Тие исто така доставијанајнови податоци во врска со националнитеенергетски политики и ја утврдија валидностана информациите и податоците за време надвата состанока на чинителите во ноември2014 година и јули 2015 год..

Резултатите од проектот беа претставени на

раборилници одржанби во сите земји кои беавклучени во SLED Проектот.

Релевантните експерти и чинители во земјитеучеснички во проектот беа контактирани сопомош на локална експертска консултантскафирма (EKC од Србија) како и со помош налокалните канцеларии на Регионалниот центарза животна средина (РЕЦ)со долгогодишноискуство и развиена мрежа во регионот.

Европски модел на електроенергетски пазар

ЕЕММ претставува симулиран модел на европ-скиот пазар за електрична енергија кој функцио-нира во стилизирана форма, под услови насовршена конкуренција.

ЕЕММ покрива 36 земји кои се прикажани водетална и децентрализирана форма. На слика 1во земјите означени со портиокаловоцените сеодредени врз основа на односот побарувачка-понуда додека во плаво означените земји це-ните се егзогени, каде Европската мрежа наоператори на системи за трансмисија наелектрична енергија (ENTSO-E) државите на ЕУ(исклучувајќи ги Малта и Кипар од овој модел)како и балканските земји се моделирани во полндетаљ.

Разликуваме 12 технологии во секторот запроизводство на електрична енергија.Претпоставуваме еден меѓусебен приклучок за


секој пар на соседни земји, што значимоделирање на 85 линии на трансмисија. ЕЕММкако модел ја претставува производната странана ниво на единка, што значи дека напошироко европско ниво, во симулациите намоделот се вклучени скоро 5,000 единици.Еквилибриумот (во форма на цени и количини)се достигнува истовремено од страната напроизведувачот и од страната натрансмисиските сегменти. Овие единици сеодликуваат со различни технолошки фактори,што овозможува подредување споредмеродавност за одреден временски период. Восекоја година имаме 90 референтни часови зада ја претставиме кривата на оптоварување восоодветен детаљ за секоја европска земја.

Постојат три вида на учесници на пазарот ворамките на моделот: производители, потрошу-вачи и трговци. Секој од нив се однесува какоприфаќач на цената: тие ја земаат пазарнатацена како дадена и претпоставуваат дека нив-ните постапки имаат занемарливо влијание врзоваа цена.

Производителите се сопственици и операторина електраните. Секоја електрана се одликува со

специфичен маргинален трошок напроизводство, кој останува константен на нивона единицата. Производството на електричнаенергија е ограничено на нивото на достапнитекапацитети.

Моделот единствено ги зема предвид кратко-рочните варијабилни трошоци со следнитеглавни три компоненти: трошоци на гориво, ва-ријабилни оперативни трошоци (OPEX), и тро-шоци за емисии на CO₂ таму каде истите сеприменливи. Како резултат на тоа, овој пристаптреба да се гледа како симулација на краткороч-ната (пр. ден-потоа) пазарна конкуренција.

Однесувањето на производителот какоприфаќач на цената сугерира дека секогаш когапазарната цена се наоѓа над маргиналниоттрошок по производство на единица производ,производството го користи полниот достапенкапацитет. Доколку цената се наоѓа подмаргиналниот трошок, производството целосноизостанува; доколку пак маргиналниот трошок ипазарната цена се изедначат, тогаш нивото напроизводство го одредува условот за чистење напазарот (понудата мора да е еднаква напобарувачката).

Слика 1 Земјите од моделот


Потрошувачите во моделот се преставени воагрегирана форма по пат на ценовно-еластичникриви на побарувачка. Во секој период напобарувачка се јавува инверзна врска помеѓупазарната цена и количеството кое епотрошено: што повисока е цената, толкупониска е потрошувачката. Оваа врска еприближно прикажана преку линеарна функцијаискосена надолу.

Конечно, трговците функционираат како алкакоја ги поврзува производителите ипотрошувачите на пазарот, извезувајќиелектрична енергија во поскапите земји иувезувајќи ја од поевтините. Прекуграничнататрговија се одвива преку конектори со ограниченкапацитет помеѓу соседни земји. Размените соелектрична енергија секогаш се одвиваат одпоевтина земја кон поскапа, се’ додека не сеслучи една од следните две работи: или да сеизедначат цените преку директните трошоци затрансмисија или преку воведување на извознитакси; или пак се достигне масималниоткапацитет за трансмисија на конекторот. Вовториот случај може да остане значителнаценовна разлика помеѓу двата пазари.

Моделот ја пресметува алокацијата при истовре-мена рамнотежа на сите пазари со следните својства:

Производителите го максимизираат

краткорочниот профит по важечките пазарницени.

Вкупната домашна потрошувачка е

прикажана преку агрегатната функција запобарувачка на електрична енергија восекоја од земјите.

Трансакциите со електрична енергија (извоз

и увоз) се случуваат помеѓу соседни земји доизедначување на пазарните цени илиисцрпување на капацитетот за трансмисија.

Енергијата која се произведува и увезува е во

рамнотежа со енергијата која се троши иизвезува.

Со оглед на нашите претпоставки запобарувачката и понудата, пазарот е секогаш ворамнотежа.

EKC мрежниот модел

Моделите на електродистрибутивните системи

ги опфаќаат мрежите за пренос од 400 kV, 220 kV,150 kV. Електродистрибутивните системи во Ал-банија, Република Македонија, Црна Гора иСрбија се моделирани и под напон од 110 kV.Мрежниот еквивалент на Турција (нејзиниот ев-ропски дел) и остатокот од ENTSO-E континен-тална Европа (моделирана преку инјекции поX-оската) се користи во моделот.

Мрежниот модел во оваа проценка гиобезбедува следните резултати:

Анализи на различни ситуации, меѓу кои:

Оцена на состојбата на постоечката елек-•тродистрибутивна мрежа во Албанија, Ре-публика Македонија, Црна Гора и Србија,заедно со регионалниот контекст;

Дефинирање на мрежните топологии и ре-•жими за 2015, 2020 и 2025 година, кори-стејќи реалистични сценарија за пораст напобарувачката, проширување на производ-ните капацитети, транзитните текови, вове-дувањето на обновливи извори на енергијаи високонапонски поврзувања со праваструја (англ. HVDC).

Оцена на вкупен и нето капацитет за транс-

фер (англ. ВКП/НКП) помеѓу Албанија, Репуб-лика Македонија, Црна Гора и Србија во ситенасоки, за сите тополошки сценарија

Оцена на загубите во дистрибутивната мрежа

со и без одредено ниво на производство наенергија од обновливи извори.

АНАлИЗИ ПРИ сТАбИлНА сОсТОЈбА И ПОдРАЗлИчНИ сЦЕНАРИЈА

За дефинираните сценарија, оптоварувањата натековите во стабилна состојба се пресметани испроведени анализи при промена на состојбата(n-1). Безбедносните критериуми се заснованиврз оптоварувањата на линиите и напонскиотпрофил и ќе бидат проверени за секое анализи-рано сценарио.

Проценката за оптоварувањата на тековитепретставува основен чекор при оцената на NTC,и се состои од следните анализи:

Анализа на наизменична струја во стабилна1состојба под оптоварен тек

Безбедносна (n-1) оцена каде се симулира2прегорување на линиите. Ова значи декаедна линија се смета дека е надвор од


функција, додека притоа се пресметуватековното оптоварување и се проценувабезбедноста на системот (преоптоварувањена кола и напонски надминувања).

Анализа на напонските профили.3

При анализата на напонските профили,напонските ограничувања се земаат во согласностсо соодветните национални мрежни регулативи.

ОЦЕНА НА НЕТО кАПАЦИТЕТОТ ЗА ТРАНсфЕР

Вкупниот и нето капацитетот за трансфер(ВКП/НКП) се оценувани помеѓу Албанија, Репуб-лика Македонија, Црна Гора и Србија, како и по-меѓу овие земји и нивните соседи, во сите насокии за сите тополошки сценарија, со наведувањена секоја целна година и режим. Конечна оценае направена за дополнителните вредности заВКП/НКП како резултат на новите меѓусебни по-врзувања и зајакнувањето на главните внат-решни транзитни рути за електрична енергија.

Капацитетите за трансфер (ВКП и НКП) се гене-рално дефинирани од страна на ENTSO-E, како ипроцедурите за нивна проценка. Свој уделимаше и праксата и искуството на регионалнитеЈИЕ работни групи на оператори на системите запренос.

Методологијата користена во текот наизработката на оваа студија се заснова надолунаведените предуслови.

ЗАгубИ ВО МРЕжАТА ЗА ПРЕНОс

Проценката на загуби на електрична енергија езаснована врз загуби во текот на еквивалентенвременски период во зимските и летнитепериоди на максимална потрошувачка. Овојпристап зема предвид дека влијанието врззагубите може да биде поинакво во овие дварежима, како резултат на што загубите нагодишно ниво може попрецизно да бидатодредени.

Претпоставки на моделотВо овој дел ги воведуваме оние претпоставкикои остануваат константни за сите сценарија, засите разгледувани земји, како и зарегионалната процена.

Прекугранични мрежни капацитети

Иако земјите од ЈИЕ се добро поврзани сосвоите соседи, во иднина се планираат поната-мошни проширувања на капацитетите. Моделотги користи НКП вредностите на ENTSO-E за да гиприкаже можностите за трговија со електричнаенергија помеѓу земјите. На табелите 1 и 2 сеприкажани моменталните НКП вредности во ре-гионот, вклучувајќи ги овде соседните земји ипланираните нови поврзувања во временскатарамка претставена во моделот.

Се планира подводниот кабел од 1,000 MWпомеѓу Црна Гора и Италија дапрофункционира во 2018та година. Изградбатае веќе започната и со одвива спорединвестицискиот план. Другиот подводен кабелкој би ги поврзал Италија со Албанија е многунеизвесен и може да не се спроведе вопланираната рамка, а може дури и да бидеоткажан. Моделирањето ги зема предвидкатегориите „одобрено“ и „во изградба“ ворамките на ENTSO-E за сите три сценарија.

Постоечки капацитети за производствона електрична енергија

Табела 3 обезбедува информации закапацитетите за производство на електричнаенергија за базната година, 2014.

Цени на фосилните горива

Табела 4 ги прикажува цените на фосилнитегорива кои се вметнати во моделите за периодот2015-2030.

Цени во состав на системот наЕвропската Унија за тргување со емисии

Кога станува збора за претпоставките за ценитена јаглеродни емисии, го следевме патоказот најаглеродни вредности во состав на последнатаоцена на влијанија на ниво на Европската Унија(GHG40EE сценарио3) и претпоставивме ETS ценана јаглеродни емисии од EUR 22/tCO₂ во ситесценарија во Европа до 2030.

Минимални даночни оптоварувања наенергетски продукти во Европската унија

Акцизните стапки се различни во зависност од


горивото кое се користи (јаглен, природен гас имазут [англ. HFO]). Минималната акцизна стапкакоја е во употреба е еднаква на нивото од 2014пропишано со законите на ЕУ:

EUR 0.3/GJ за природен гас

EUR 0.15/GJ за јаглен

EUR 0.38/GJ за HFO

Табела 1 Нето вредности на капацитетите за трансфер во регионот (MW)

Држави-извори и дестинации НКП вредност

Од До И➞Д Д➞И

Ал РМ 0 0

БиХ РЦ 488 403

БиХ ЦГ 483 440

Гр РМ 329 151

Гр Ал 250 250

Ун РС 507 429

Ун РС 689 758

ЦГ Ал 400 400

РМ Бг 96 215

РО РС 570 347

РС ЦГ 540 583

РС РМ 491 253

РС Ал 223 223

РС Бг 162 250

Извор: ENTSO-E


ЗАбЕлЕшкИ

Види студија на регионалната проценка.1

На пример во мрежната проценка на 400 kV линија помеѓу Црна Гора, Србија и Босна и Херцеговина.2

Работен документ на персоналот на Комисијата, “Проценка на влијанието: рамковна политика за клима и енергија во периодот3

од 2020 до 2030 година”. SWD (2014) 15 финален.

Табела 2 Планирани поврзувања и нивниот инвестициски статус (MW)

Држава 1 Држава 2 Година на пуш. во упот. Статус на инвестиц. И➞Д Д➞И

РС Ро 2017 Одобрена 800 800

БиХ ЦГ 2023 Планирана 600 600

Ит Ал 2020 Планирана 500 500

РС РМ 2015 Во изградба 400 1,000

РМ Ал 2019 Одобрена 600 600

Ал РС 2016 Во изградба 500 500

Ит ЦГ 2018 Во изградба 1,000 1,000

РС БиХ 2022 Планирана 600 600

РС ЦГ 2022 Планирана 600 600

Извор: ENTSO-E

Табела 3 Капацитети за производство на електрична енергија, 2014

Јаглен илигнит

Природенгас

Мазут/нафта Хидро Ветар Биомаса ФВ Вкупно

Ал 0 0 0 1,801 0 5 2 1,807

ЦГ 210 0 0 661 0 7 3 881

РМ 942 337 210 689 37 1 18 2,234

РС 4,672 0 0 2,357 331 1 7 7,368

Извор: REKK и PLATTS бази на податоци

Табела 4 Цени на горива, 2015–2030

Цена на јаглен(EUR/GJ)

Цена на лигнит (EUR/GJ)

Цена на прир. гас восеверна Европа (EUR/GJ)

Цена на прир. гас воист. Европа (EUR/GJ)

2015 2.0 1.2 5.5 8.3

2020 2.2 1.3 5.9 8.0

2025 2.2 1.3 6.0 8.1

2030 2.2 1.3 6.2 8.3

Извор: IEA и EIA предвидувања

IV. Претпоставки на сценаријата


Табела 5 ги сумира претпоставките насценаријата во групи под оданочување, мерки одстраната на понудата и мерки од страната напобарувачката.

Овие претпоставки се засновани врз претпостав-ките во двегодишната проценка, врз постоечкитестратегиски документи на земјата, и врз исходотна состанокот на општествени чинители одржанво Скопје во декември 2014. Во Третата нацио-нална комуникација до Рамковната конвенција заклиматски промени на Обединетите Нации, ана-лизата за ублажување на ефектите од климатскитепромени во Република Македонија, како земја не-потписник на Анекс I и како кандидат за членствово ЕУ, беше изведена од страна на Центарот заистражување во полето на енергетика и одржливразвој во рамки на Македонската академија нанауки и уметности, со употреба на MARKAL моделна енергетски систем. MARKAL пристапот зема раз-лични цели за намалување на емисиите на стакле-нички гасови и го анализира однесувањето наенергетскиот систем и неговите параметри какорезултат на сетот на претпоставки. Во нашето мо-делирање, од MARKAL моделот се земени след-ните влезни варијабли (и нивната претпоставенавредност за секое сценарио):

Развивање на капацитети (конвенционални и

обновливи), вклучувајќи ги овде карактери-стиките на планираните производители иснабдувачи со електрична енергија (PPS), какона пример горивото што ќе се користи и дату-мот на пуштање во погон;Побарувачка на електрична енергија;

Документот за енергетска политика кој се кори-сти во нашиот модел е извештајот за последнатаупотреба на MARKAL моделот како продолжу-вање на анализата спроведена во Третата нацио-нална комуникација до Рамковната конвенција заклиматски промени на Обединетите Нации:Првиот двегодишен извештај за климатскитепромени (Центар за истражување на енергетикаи одржлив развој, Македонска академија на нау-ките и уметностите), Септември 2014 год.

Запознавање со Системот на ЕвропскатаУнија за тргување со емисииРазгледувани се различни претпоставки вооднос на приклучувањето на Република Македо-

нија кон системот за тргување на емисии на ЕУ.Во РЕФ сценариото, државата му се приклучувана ETS во 2025 година, додека во ППСП сцена-риото енергетскиот сектор веќе се соочува со јаг-леродна вредност еднаква на 40 проценти одцената на ETS во ЕУ во 2020 година. Во АМБ сце-нариото, македонскиот енергетски сектор му сеприклучува на ETS уште во 2020 година. „Приклучувањето кон ETS” не значи и нужночленство во ЕУ: претпоставката е дека едно-ставно креаторите на националните политики ќеприменат инструменти со слично влијание врзенергетскиот сектор како ETS на ЕУ (пр. на добро-волна основа, како последица на правна обврза-ност или преку национални заложби илизаложби на Енергетската заедница). Ова значидека истата претпоставка се користи за Репуб-лика Македонија како и во останататите три на-ционални проценки во рамките на ПНЈР.

Воведување на минимална акциза за енергетските производиВо врска со останатите даноциво секторот енер-гетика Користена е претпоставката дека Репуб-лика Македонија го воведува минималното нивона акцизи во 2020 година во сценаријата РЕФ иППСП додека во сценариото АМБ се воведувауште во 2018 година. Тоа значи и дека истатапретпоставка се применува на Република Маке-донија како и при останатите три националнипроценки во рамките на ПНЈР.

Спроведување на еколошки стандардиПроизводството на електрична енергија врз базана мазут се исфрла од 2015та година. Запостоечката ТЕЦ Битола (лигнитски единици:3*209 MW) се планира систем за десулфуризација(LCP Директива) до 2017та година, со вредност наинвестицијата од 295 милиони Евра/GW. Врз ТЕЦОсломеј (лигнит: 109 MW) се планира да сеизврши ремонт и да се надгради во согласностсо LCP Директивата во 2020 година.Исцрпувањето на рудникот на лигнит повлекуванадградување на Осломеј за да може да гориувезен јаглен. Помеѓу 2016 и 2020 годинаелектраната нема да функционира зарадиремонтот (Прв двегодишен извештај, 2014). Овие


Табела 5 Главни претпоставки во сценаријата за Македонија

Претпоставки на сценариото

Референтносценарио (РЕФ)

Тековни политики сценарио (ППСП)

Амбициозно сценарио (АМБ)

Оданочување

Воведување на ЕУ ETS ETS се воведува во 2025

Цената на CO₂ во 2020изнесува 40% од ETS

цената, од 2025 се воведуваETS

ETS се воведува во 2020

Воведување наминимална акциза

Година на воведување:2020



Понуда наелектрична

енергија

Спроведување наеколошки стандарди

(LCP Директива)

ТЕЦ на мазут (Неготино) сезатвора од 2015та година.ТЕЦ Битола добива систем

за десулфуризација во 2017година. ТЕЦ Осломеј

(лигнит) се затвора заремонт помеѓу 2016 и2020.

ТЕЦ на мазут (Неготино) сезатвора од 2015та. ТЕЦ

Битола добива систем задесулфуризација во 2017.ТЕЦ Осломеј (лигнит) се

затвора за ремонт помеѓу2016 и 2020.

ТЕЦ на мазут (Неготино) сезатвора од 2015та. ТЕЦ

Битола добива систем задесулфуризација во 2017.ТЕЦ Осломеј (лигнит) се

затвора за ремонт помеѓу2016 и 2020.

Воведување напроизводство од

обновливи извори

Без мерки (БМ) MARKALмодел

Со постоечките мерки(СПМ) MARKAL модел

Со дополнителни мерки(СДМ) MARKAL модел

Развивање наконвенционални

капацитети

Затворање на Неготино•Ремонт на РЕК Битола и•ОсломејНови капацитети:•

Гасна турбина со•комбиниран циклус(440 MW) – 2019Битола 4 (200 MW) –•2025Јаглен (200 MW) –•2028Јаглен (400 MW) –•2030

Затворање на Неготино•Ремонт на Осломеј•Отсуство на нови•капацитети

Затворање на Неготино•Ремонт на Осломеј•Отсуство на нови•капацитети

Побарувачка наелектрична

енергијаПобарувачка на ЕЕ БМ MARKAL модел СПМ MARKAL модел СДМ MARKAL модел


Табела 6 Воведување на обновливи извори на енергија за проширување на капацитетите за производство наелектрична енергија во сценаријата (MW)*

REF сценарио 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

Хидро* 667 693 693 693 693 693 693 693

Испумп.хидроен. 0 0 0 0 0 0 0 0

Геотермал. 0 0 0 0 0 0 0 0

Соларна 18 18 18 18 18 18 18 18

Ветар 37 37 50 50 50 50 50 50

Биомаса 1 6 7 7 7 7 7 7

CPP сценарио 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

Хидро* 689 696 706 715 766 846 874 1,010


Геотермал. 0 0 0 0 3 3 10 10

Соларна 18 19 21 22 24 25 33 63

Ветар 37 37 50 50 50 100 150 150

Биомаса 1 6 7 7 7 12 15 22

AMBсценарио 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

Хидро* 689 696 706 720 773 859 902 1,047


Геотермал. 0 0 0 0 3 6 10 10

Соларна 18 19 21 22 24 25 36 73

Ветар 37 37 50 50 50 100 150 150

Биомаса 1 6 7 7 7 14 22 25

* Хидро категоријата не вклучува потенцијана складирана хидроенергија


претпоставки се константни во сите трисценарија.

Користење на обновливи извори наенергија за производство наелектрична енергијаСите УОИЕ-Е сценарија за воведување на обнов-ливи извори се земени од MARKAL моделира-њето со следните пресеци:

РЕФ сценарио – БМ (без мерки) сценарио од

MARKAL моделот

ППСП сценарио – СПМ (со постоечки мерки)

сценарио од MARKAL моделот

АМБ сценарио – СДМ (со дополнителни

мерки) сценарио од MARKAL моделот

РЕФ сценариото претпоставува прекин во про-ширувањето на хидроенергетските капацитетизаради недостаток на интерес од страна на инве-ститорите и/или отпор од страна на невладинитеорганизации и локалното население. Капаците-тот на електраните поддржани со стимулативнатарифа е ограничен на капацитетот за кој е доне-сена одлука за статус на привремен претпочитанпроизведувач од страна на македонската Регула-торна комисија за енергетика. Сценаријата ППСПи АМБ предвидуват растечки удел на обновли-вите извори на енергија, особено во полињатана производството на електрична енергија врзбаза на ветер и соларни технологии.

Конвенционални електраниПокрај ремонтот на термоелектраните врз базана лигнит Битола и Осломеј и затворањето накапацитетите врз база на мазут, РепубликаМакедонија планира да ги активира следнитетермоелектрани врз база на фосилни горива:

Гасна турбина со комбиниран циклус (440

MW) во 2019

Битола 4 (200 MW) во 2025

Термоелектрана на јаглен (200 MW) во 2028

Термоелектрана на јаглен (400 MW) во 2030

Овој план е рефлектиран во сценариото РЕФ, до-дека во случајот на АМБ и ППСП сценаријата несе предвидува изградба на дополнителни капа-цитети врз база на фосилни горива (освен ре-монтот на Осломеј).

Побарувачка за електрична енергијаПотрошувачката на електрична енергијавообичаено се движи во чекор со порастот набруто домашниот производ на една земја.Наместо да подготвуваме наши предвидувања занејзините идни движења врз основа напретпоставки за бруто домашниот производ, гикористевме MARKAL сценаријата запотрошувачка на електрична енергија (Табела 7).

Табела 7 Бруто потрошувачка на електрична енергија во Република Македонија (GWh)

GW/ч 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

РЕФ 8,224 8,214 8,204 8,194 8,184 10,251 12,040 14,262

ППСП 8,224 8,223 8,221 8,218 8,218 8,210 8,946 9,580

АМБ 8,115 8,115 8,115 8,115 8,115 7,646 8,224 8,750

V. Резултати од процесот на моделирање


Во овој дел се прикажани исходите од моделоткои произлегуваат од формирањето на пазарнацена, составот на горива од кои се произведуваелектрична енергија, CO₂ емисиите, буџетскатаподдршка за обновливи извори на енергија иинвестициските потреби на капацитетите запроизводство на електрична енергија во секоеод сценаријата.

Формирање на ценатаЕден од најважните индикатори за правилнотофункционирање на еден пазар на електричнаенергија е формирањето на пазарната цена.Наглите и значителни промени во ценовнотониво сигнализираат дека пазарот на електричнаенергија не функционира правилно, бидејќинајчесто индицираат недостаток на капацитет воодредени сектори од мрежата или проблеми сопрекуграничното тргување. Бидејќи РепубликаМакедонија поседува хидроенергетскикапацитети, промени во режимот на врнежи

може исто така да влијаат врз цените наелектричната енергија. Оваа проблематика сеобработува во дел VI (оцена на чувствителност).

Слика 2 го прикажува движењето н а цената приосновно оптоварување во сите сценарија.Сликата го покажува годишното движење приосновно оптоварување како пресметан просекод моделираните часови на основнооптоварување во годината. На тој начин се„пегла“ цикличното однесување на цените наелектричната енергија во текот на една годинасо цел да се илустрираат трендовите коипреовладуваат.

ППСП и АМБ сценаријата се скоро идентични ирезултираат со пониски цени при основно опто-варување за сите референтни години во спо-редба со РЕФ сценариото. Амбициознатаклиматска политика не претставува ограничу-вачки фактор во поглед на пазарната цена наелектричната енергија.

Во нашата проекција се забележува опаѓачкитренд во ценовното ниво при основно оптовару-

Слика 2 Еволуција на цената при основно оптоварување во сите сценарија (EUR/MWh)

Цен

а на

еле

ктри

чна

енер

гија

на


вање во следните пет години, после кој ќе услединагорен тренд се до 2030 година. Значителниотпад на цените во блиска иднина ќе произлезе оддинамичниот раст на вкупниот производственкапацитет во регионот, кој ќе биде предмет наанализа во следниот поддел.

Уште еден интересен тренд е падот во ценитепри максимално оптоварување, кои сеприближуваат до цената при основнооптоварување до 2030 година, што резултира совоедначување на основните и максималнитецени, како што може да се види од слика 3.

Регионални трендовиОстриот надолен тренд во цената во текот напрвите пет години повлекува потреба заподетално објаснување. Главниот двигател наовие промени претставува проширувањето надинамичките капацитети во регионот.4 БидејќиМакедонија е добро поврзана со нејзините со-

седи, било кое проширување на капацитетите вососедството ќе влијае врз зголемување на пону-дата и во Република Македонија, на тој начин на-малувајќи ги цените во целиот регион. Како штоможе да се види од сликите 4 и 5, постои значи-телен пораст во изградбата на нови електраниво регионот во периодот помеѓу 2015 и 2020.

Како што може да се види од сликите 4 и 5, најго-лемиот дел од новите капацитети за производ-ство на електрична енергија врз база на фосилногориво ќе бидат изградени во следните пет го-дини, што ќе резултира со значителен и брз по-раст од страната на понудата. Значителен порастќе бележат и капацитетите врз база на обнов-ливи извори на енергија – воглавно од ветер ихидроенергија. Овие нови електрани ќе извршатзначителен притисок врз понудата, и доколкубидат навремено реализирани ќе доведат дозначителни намалувања во нивото на цените наелектрична енергија во следните години. Би-дејќи поголемиот дел од електраните веќе севопроцес на изградба, или пак се наоѓаат предфинална инвестициска одлука (англ. FID), тие

Слика 3 Движење на цената при максимално оптоварување во сите (EUR/MWh)

Цен

а на

еле

ктри

чна

енер

гија

на


Слика 4 Нови планирани капацитети врз база на фосилни горива во Југоисточна Европа (2015–2030)

Слика 5 Нови планирани капацитети врз база на обновливи извори во Југоисточна Европа (2015-2030)

Извор: База на податоци на EEMМ моделот, Platts

Извор: База на податоци на EEMМ моделот, Platts

Нов

и к

апац

ите

ти в

рз б

аза

на ф

оси

лни

Н


веројатно ќе бидат изградени дури и во условина опаѓачки цени на електричната енергија. За-ради таквите прилики, раководителите на про-екти се стремат што побрзо да ги финализираатсвоите проекти и да ги претркаат новите играчичиј влез на пазарот ќе ги обесхрабри идните ин-веститори. И покрај тоа може да дојде до ситуа-ција во која сите нови учесници на пазарот губатпари, бидејќи надолниот тренд на цените ќе јаподрие долгорочната профитабилност на елек-траните врз база на фосилни горива (во најголемдел јаглен), особено доколку на надолниот трендму се придружи нагорен тренд на цените на јаг-леродни емисии.

Состав на извори на електрична енергијаСоставот на извори на електрична енергија – икако последица на тоа и емисиите на CO₂ – семенуваат главно како последица на изградбата

на нови електрани врз база на јаглен.Термоелектраната од 400 MW врз база на јагленкоја се планира да отпочне со работа во 2030година ќе придонесе кон остар пораст во уделотна производството на електрична енергија врзбаза на јаглен и CO₂ емисиите во РЕФсценариото. Оваа единствена електрана скоросамостојно го формира CO₂ профилот на земјата.Емисиите на CO₂ се зголемуваат од 6 Mt во 2015на 11 Мt во 2030 во РЕФ сценариото. Уделот нахидроенергијата соодветствува напретпоставката за достапниот хидроенергетскикапацитет во секое сценарио засебно: повисокво сценаријата ППСП и АМБ отколку во REF.Положбата на Република Македонија како нетоувозник се менува во чекор со проширувањетона капацитетот за производство: од тешказависност од увоз во REF сценариото до позицијана скромен увозник во РЕФ и AMB сценаријата,каде на поограничениот пораст на побарувачказа електрична енергија му се придружува иразвојот на покрупни хидроенергетски

Слика 6 Состав на горива за производство на електрична енергија, нето увоз и CO₂ емисии во трите сценарија

ППСПППСПППСПППСП


капацитети. Планираното проширување накапацитетите во AMB сценариото грубо гледаноја покриваат проценатата домашна побарувачказа електрична енергија. Како резултат на тоа, воCPP и AMB сценаријата од 2030 година може дасе забележи значително намалување воспоредба со вредноста на емисиите од 2015година. Во споредба со вредностите од REFсценариото од 2025 и 2030та година,намалувањето е уште позначително.

Слика 6 ги сумира влијанијата на сите трисценарија.

Влијанија врз CO₂ емисииВо овој под-дел се проценува влијанието врземисиите на CO₂ во сите сценарија со помош начетири индикатори:

CO₂ по глава на жител

CO₂ по GWh производство

CO₂ по GWh потрошувачка

Фискални последици на воведените даноци

Ќе бидат разгледани првите три индикатори воспоредба со ENTSO-E просекот со цел да сеутврди релативната успешност на РМ воконтролирање на истите.

Република Македонија има повисоки емисии наCO2 по глава на жител од ENTSO-Е просекот засите референтни години и сценарија (видиСлика 7). Се очекуваат истите да бидат повеќе одтри пати повисоки во РЕФ сценариото и скородва пати повисоки во ППСП и АМБ сценаријатаод ENTSO-E просекот, главно како последица назначителниот удел на производството наелектрична енергија врз база на јаглен воцелокупното портфолио. Поранотооданочување на јаглеродните емисии не влијаезначително врз резултатите во ниту едно одсценаријата.

Слика 7 Нивоа на емисии на CO₂ по глава на жител

CO2

еми

сии

/нас

елен

ие,

kg/

глав

а на

жи

тел

Европскамрежа наоператори насистеми за

Македонија

РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ


Индикаторот за CO2-интензивност на потрошувач-ката на електрична енергија покажува сличентренд (слика 8), иако бројките на ниво на Репуб-лика Македонија се само 3 пати повисоки од про-секот на ENTSO-E во сценариото РЕФ во 2030тагодина. Разликата помеѓу сценаријата за 2030тагодина е повпечатлива во овој случај како резул-тат на повисоката побарувачка за електричнаенергија во РЕФ сценариото во споредба со сце-наријата ППСП и АМБ. како индикатор по жителБројките за 2015, 2020 и 2025 година треба да сетолкуваат во контекст на силната зависност одувоз на земјата за овој период во РЕФ сценариото.

Бидејќи производно базираниот индикатор не гоприкажува истиот стрмен пораст помеѓу 2025 и2030, индикаторот на CO2 интензивност е по-израмнет во текот на разгледуваниот период. Ипокрај тоа, македонските бројки се конзистентномногу повисоки од ENTSO-E просекот во сите сце-нарија и во текот на целиот период. Понискитеемисии забележани во сценаријата ППСП/АМБ се

должат на помалите капацитети врз база на јаг-лен и повисокиот удел на хидроелектраните вовкупното производство на електрична енергија.

Акцизите и даноците на јаглеродни емисиизначат дополнителни приходи за државата оденергетскиот сектор. Како што може да се видиод Слика 10, приходите од оданочувањето најаглеродните емисии се многу поважен извор наприходи од акцизите на енергетски производи.Приходите од Системот за тргување со емисии(или од алтернативни механизми за вреднувањена јаглеродните емисии) се појавуваат восценаријата CPP и AMB во 2020 (во склоп накористените претпоставки) и расте восогласност со уделот на фосилните горива вовкупниот состав на извори на електричнаенергија: постепено од 2020 до 2030.Сценариото REF покажува пострмен раст наприходите како последица на проширенотопроизводство на електрична енергија врз базана јаглен во македонскиот систем. До 2030,

Слика 8 CO₂-интензивност на потрошувачката на електрична енергија (tCO₂/GWh)

Европскамрежа наоператори на


CO2

еми

сии

/пот

рош

увач

ка н

а ел

ектр

ичн

а ен

ерги

ја



приходите од емисии на јаглерод достигнуваатприближно 270 милиони евра во РЕФ сцена-риото, додека во останатите две сценарија оста-нуваат на ниво од околу 130 милиони евра.Овие приходи би можеле да се искористат какоизвор за финансирање на важни сегменти оденергетскиот сектор, како обновливи извори наенергија или политики за енергетска ефикас-ност. Нивото на доход би било повеќе од до-волно за да покрие буџетска поддршка за развојна обновливи извори на електрична енергија(види оддел V.7 подолу).

Положба на нето увозникЗависноста од увоз на Република Македонијазначително расте до 2025 и 2030 година во ППСПи РЕФ сценаријата. Во 2020-2025, сценариото РЕФпокажува зависност од извоз од преку 20 про-центи. До 2030, таа зависност е намалена зарадифактот што новите погони врз база на јаглен по-

криваат значителен дел од потрошувачката и натој начин го истиснуваат извозот. Во АМБ сцена-риото увозот е по-ограничен, наспроти фактотшто во ова сценарио е изграден помал број напроизводни единици врз база на фосилни горива.Сценариото ја ужива оваа позиција на предностзаради претпоставката за проширување на хид-роенергетскиот капацитет и ограничениот порастна побарувачката (Слика 11).

Резултатите понатаму ќе бидат анализирани воДел VI (оцена на чувствителност), каде се на-пушта претпоставката за просечна стапка наискористеност на хидроенергетскиот потенцијали се проверува производниот тренд наспротиновите претпоставки за достапноста нахидроенергијата.

Инвестициски трошоциОсвен соодносот на извори на електрична

Слика 9 CO₂-интензивност на производство на електрична енергија (tCO₂/GWh)

Европскамрежа наоператори насистеми затрансмисијана електричнаенергија


CO2

еми

сии

/про

изв

одст

во н

а ел

ектр

ичн

а ен

ерги

ја,



енергија и соодветните емисии на CO₂, важно еда се проценат финансиските последици од ситесценарија. Овие последици се рефлектираат низдва типа на трошоци: инвестициските трошоциза изградба на нови капацитети за производствона електрична енергија; и буџетот за поддршкана обновливи извори на енергија.

Инвестициските трошоци воелектроенергетскиот сектор потребни заизградба на новите капацитети се прикажани воТабела 8.

Информациите во врска со инвестицискитетрошоци по единица (прикажани во вторатаколона, EUR/kW) потекнуваат од публикацијаиздадена во 2013та година од страна наистражувачката организација Fraunhofer5 исрпската фирма Стратегија за енергетика, и гиприкажуваат регионално ускладенитеинвестициски трошоци. Иако најголемиот дел одпроценките на трошоци за изградба на нови

капацитети врз база на обновливи извори иприроден гас се движат во сличен опсег,проценките во случајот на производството наенергија врз база на хидроенергија и врз база најаглен прикажуваат значително различнитрошоци. Користени се меѓународно релевантнистандарди за инвестициски трошоци бидејќи поправило државните проекции ги потценувааттрошоците.6

Како што може да се забележи од Табела 8, капа-цитетите врз база на јаглен го сочинуваат најго-лемиот удел во кумулативната потреба заинвестиции во РЕФ сценариото (80 проценти).Разликата помеѓу РЕФ и останатите две сценаријакои се повеќе ориентирани кон обновливите из-вори на енергија (ППСП и АМБ) се должи на пого-лемата експанзија на хидроенергетскитекапацитети и, од друга страна, на значителниотпораст на уделот на фосилните горива како изворна електрична енергија во сценариото РЕФ.

Слика 10 Приходи од Системот за тргување со емисии и од акцизите

Приходи од акцизи

При

ходи

од

евро

пски

от с

ист

ем з

а тр

гува

ње

со е

ми

сии

и о

д ак

цизи

,м

или

они

евр

а/го

дина

Приходи одтргување со емисии



Буџетска поддршка за развивање на обновливи извори на електрична енергијаСледната ставка од трошоците која овде серазгледува е буџетската поддршка за обновливиизвори на енергија, која ги исцртува контуритена целокупниот финансиски товар кој ќерезултира од изградбата на обновливикапацитети. Пресметките се извршени со помошна меѓународен стандард за поддршка наобновливи извори, бидејќи нивоата на буџетскаподдршка на државно ниво моментално не горефлектираат фактот што трошоците запроизводство на електрична енергија коипроизлегуваат од обновливи извори со тек навреме се израмнуваат.

Поддршката потребна за производство на 1 MWhенергија од обновливи извори се пресметуваземајќи го предвид израмнувањето натрошоците за производство на тој начин што ќесе вкалкулира вкупниот просечен трошок за

производство врз база на обновливи извори,вклучувајќи ги овде не само маргиналнитеоперативни трошоци, туку и финансискиот обртпотребен за да се покријат инвестициите.7 Запроизводството на електрична енергија одобновливи извори да стане рентабилно, напроизведувачите треба да им се исплатиразликата помеѓу израмнетата цена и пазарнатацена (P) за секој произведен MWh електричнаенергија од обновливи извори, што всушностпретставува и нивото на поддршка кое епотребно за производство од обновливи извори.

За производството од обновливи извори да сенаправи рентабилно, на производителите наелектрична енергија треба да им се исплатиразликата помеѓу израмнетата вредност наелектричната енергија и пазарната цена (P) засекој произведен MWh електрична енергија одобновливи извори, што е грубо еквивалентно напотребната буџетска поддршка. Цените подосновно и максимално оптоварување се познатиод тековите на ЕЕММ моделот, што отвораможност за пресметување на потребната

Слика 11 Слика 11 Промени во положбата на нето увозник во Република Македонија за сите три сценарија

Нет

о ув

оз, г

ига

ватч

асов

и

нето

уво

з/бр

уто



поддршка за секој MWh произведена електричнаенергија. Претпоставуваме дека потребнотоколичество на поддршка не е условено однејзината форма (повластена тарифа илиповластена премија). Доколку се помножипотребата за поддршка со проектиранитеколичества на генерирана обновлива енергија,се добива буџетот за поддршка. Начинот напресметување е изложен во следната равенка:

Буџет за поддршка = (LCOEt-P)*генериранаелектрична енергија

LCOEt: израмнети трошоци за производство•на ел. енергија на дадена технологија t ~просечна цена на производство наелектрична енергијаP: моделирано сценарио при базно•оптоварување (освен PV, во кој случај сеземаат предвид цените при максималнооптоварување).

Се користи диференцирана израмнета цена засите технологии од обновливи извори на енер-гија, врз база на податоци земени од достапнаталитература. Една од неодамнежните квалитетнипресметки (Ecofys, 2014) ги нуди следните стан-дардизирани податоци за израмнети цени, коиисто така се користени и во оваа студија:

EUR 55/MWh за хидроенергија

EUR 90/MWh за ветер

EUR 110/MWh за биомаса

EUR 105/MWh за соларна енергија

EUR 80/MWh за геотермал

Моменталната FIT поддршка во РепубликаМакедонија за развивање на новихидроенергетски капацитети се движи помеѓу 45и 140 евра / MWh, во зависност од големината накапацитетот. Кога станува збор за ветер, истата епоставена на ниво од 89 евра / MWh, додека засоларна енергија таа изнесува 120 – 160 евра/MWh. Стандардизираните израмнети ценипокажуваат дека моменталните нивоа набуџетска поддршка во Република Македонија седоволни за да се покрие воведувањето на каквибило видови на обновливи извори во иднина,така што не постои притисок за понатамошнозголемување на поддршка за овие технологии.

Доколку буџетот за поддршка на обновливитеизвори на енергија се подели со вкупнатапотрошувачка на електрична енергија – подпретпоставка дека во буџетот за поддршка на

обновливите извори мораат да уплаќаат ситепотрошувачи – може да ја изведеме просечнататакса за поддршка на обновливите извори наенергија која секој краен корисник треба да јауплати – може и да се пресмета просечнатаподдршка која треба да ја плати секој краенкорисник во зависност од неговатапотрошувачка. Овие вредности – вкупниот буџетза поддршка и просечната такса за поддршка сеприкажани на сликите 12 и 13.

На слика 12 се гледа забрзан пораст на буџетотза поддршка помеѓу 2015 и 2020 (во најголем делзаради промени воцената на електричната енер-гија), но потоа бележи опаѓање, наспроти конти-нуираното проширување на обновливитекапацитети. Овој буџет за поддршка е сумата нафинансиски ресурси која е потребна за рента-билност на производителите од обновливи из-вори. Буџетот за поддршка го достигнува своетонајвисоко ниво околу 2020 година (55 милиониевра годишно), а потоа финансирањето поевти-нува во поширока смисла. Слика 13 демонстрирашто оваа поддршка значи за крајните потрошу-вачи во смисла на ценовниот пораст со кој тиеби се соочиле како последица на проширува-њето на обновливите капацитети.

Просечната „обновлива“ такса на потрошенаелектрична енергија одразува сличен тренд вооднос на целокупниот буџет за изградба на елек-трани врз база на обновливи извори. Таксата енајвисока во АМБ сценариото, достигнувајќимаксимум од 7.1 евра / MWh (или 0.71 евро поkWh) до 2020 година. Оваа такса е незначителнаво споредба со другите европски земји. Споредизвештај од 2015 година подготвен од страна наСоветот на европски енергетски регулатори(англ. CEER) во врска со ЕУ шемите за поддршкана обновлива енергија, земјите членки на ЕУуплатиле 13.68 евра / MWh во 2012 година.8 Так-сата за поддршка на обновливи извори на енер-гија во Република Македонија останува ниска засите сценарија, дури и во нејзиниот максимум во2020 година.


Слика 12 Годишен буџет за поддршка на обновливи извори на електрична енергија (EUR милиони)

Табела 8 Кумулативни инвестициски трошоци помеѓу 2015 и 2030 за сите три сценарија

Ивнестицискитрошоци(EUR/kW)

Нови капацитети (MW) Инвест. трошоци (милиони EUR)

РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ*

Природен гас 1,000 0 0 0 0 0 0

Јаглен 2,000 254 254 229 508 508 457

Хидро 2,500 166 166 607 414 414 1,516

Геотермал. 4,000 0 0 0 0 0 0

Соларна 1,100 29 29 29 32 32 32

Ветар 1,000 190 190 190 190 190 190

Биомаса 3,000 32 32 57 96 96 172

Вкупно – 670 670 1,111 1,239 1,239 2,367

*Due to the 10 percent biomass co-firing in Pljevlja II, additional costs are accounted for the biomass capacities.

Буџе

тска

под

дрш

ка з

а ра

звој

на

капа

ците

ти в

рз б

аза

на



слика 13 Просечна поддршка за развивање на капацитети врз база на обновливи извори на енергија одкрајните потрошувачи (EUR/MWh)

ЗАбЕлЕшкИВо регионот спаѓаат Албанија, БиХ, Бугарија, Грција, Хрватска, Унгарија. Република Македонија, Црна Гора, Романија и Србија4

Технологии со израмнета цена на електрична енергија, Fraunhofer Институт за системи за соларна енергија, ноември 20135

Неодамнешен пример во регионот е термоелектраната на јаглен Состани во Словенија. Првичната проценка на инвестициските6

трошоци изнесуваше 1,400 милиони евра, еднакво на 2,500 евра /.

Најчесто користен начин да се пресмета израмнетата цена на електричната енергија е следниот:7

каде I = инвестициски трошоци; M = трошоци за одржување; F = трошоци за гориво; E = електрична енергија генерирана завреме t; r = дисконтирана стапка; and t = временски период.

Ревизија на статусот на шемите за поддршка на обновливи извори на енергија во Европа во 2012 и 2013, Совет на европски8

енергетски регулатори, 2015. Ref: C14-SDE-44-03.

Такс

а за

буџ

етск

а по

ддрш

ка з

а ра

зви

вањ

е на

кап

аци

тети

врз

база

на

обно

вли

ви и

звор

и н

а ен

ерги

ја, е

вра/

мег

ават

часо

ви


VI. Оцена на изложеност на надворешни влијанија


Хидроенергијата игра важна улога во регионоткако последица на фактот што сите земји кои сепредмет на оваа студија се одликуваат со високинивоа на хидроенергетски капацитет. Албанија епредводник во регионот, потпирајќи се скоро ис-клучиво на хидроенергија, додека уделот на хид-роенергијата е најнизок во РепубликаМакедонија (34 проценти во 2013 година). И по-крај тоа вреди да се погледне како врз неа вли-јаат сушните години, земајќи предвид дека иакоРепублика Македонија моментално го носи нај-малиот удел на хидроенергија во вкупното порт-фолио, таа е поизложена на влијанијата одсушните години како последица на нејзината за-висност од увоз на елетрична енергија. Треба дабиде нагласено дека причината зошто повеќетодржави од ЈИЕ внимаваат премногу да не ја зго-лемат пропорцијата на хидроенергијата во спо-редба со другите извори е за да избегнатположба на ранливост на метеоролошкитеуслови (т.е. квантитетот и сезонската приклад-ност на врнежите).

Оцена на изложеност на надворешни влијанија енаправена со цел да се анализира ова прашање,претпоставувајќи пониско ниво на врнежи от-колку во трите стандардни сценарија. Во сценари-јата РЕФ, ППСП и АМБ стапките на искористеностна хидроенергијата се моделирани во согласностсо просечното ниво во послените осум години,имитирајќи ги приликите на сушна година. Ова еважна претпоставка бидејќи сушата на сличенначин влијае врз овие земји и ги движи цените наувоз и извоз нагоре на сличен начин

Се фокусираме на два аспекти од оваа оцена наизложеност. Кои се можностите за замена внатрево рамки на земјата за да се надомести губитокотна хидроенергија? Понатаму, како тоа влијае врзположбата на Македонија во однос на извоз-увоз?Слика 14 ги илустрира ефектите на замена во слу-чај на пониско од вообичаено производство нахидроенергија.

Во сушни услови хидроенергетските загуби сезначителни. Производството кое изнесува по-

Слика 14 Промени во соодносот на извори на електрична енергија во ситуација на ниска достапност на


меѓу 2,000 и 3,000 GWh под нормални услови, вопросек се намалува за една третина во сите сце-нарија. Сликата исто така покажува дека загубитево хидроенергија воглавно се заменуваат со при-роден гас и увоз во 2015, а потоа расте уделот најагленот во вкупното производство. Растечкатаулога на јагленот како супститут ги придвижуванагоре и CO2емисиите. Покрај тоа, увозите не сесметаат како дел од емисиите на стакленички га-сови на државата, што значи дека CO2емисиитекои се наведени го потценуваат вистинското зго-лемување (протекување на јаглерод).

Слика 15 подетално го илустрира влијанието наизвозно/увозната положба на РепубликаМакедонија.

Намалувањето на врнежите може да имавидливо влијание врз положбата на државатакако нето увозник. Увозите растат од 200 до 600GWh во сушните години.

Општиот заклучок на оцената на изложеност едека иако хидроенергијата е сериозно ранлива

на сушно време, нејзиниот релативно мал (и опа-ѓачки) удел во составот на капацитети во Маке-донија претставува помал проблем заснабдувањето со електрична енергија во регио-нот. Плановите за масивен развој на капацитетиврз база на јаглен во РЕФ сценариото ја форми-раат положбата на државата како производители како трговец со електрична енергија. Во сцена-ријата ППСП и АМБ, ограничениот пораст на по-барувачката и зголеменото производство нахидроенергијата би се одразиле на сличен начин.

Табела 16 ги илустрира промените на големопро-дажните цени како резултат на сите сценарија.

Иако во 2015та година влијанието врз цените езначително како последица на ограниченапонуда, по 2020 влијанието е ограничено наоколу 3-4 евра / MWh за сите сценарија. Ова еверојатно последица на проширувањата накапацитетите во регионот дискутирани во ДелV.2 (Идни трендови во регионот).

Слика 15 Промени во положбата на Република Македонија како нето увозник


Слика 16 Цени при основно оптоварување во Република Македониија (ЕУР / MWh)

Голе

моп

рода

жна

цен

а, е

вра/

мег

ават

часо

ви


VII. Мрежни влијанија


Системот за пренос на електрична енергија во JIEденес е релативно добро развиен за сегашнотониво на размена на електрична енергија во ре-гионот. Сепак, можностите за регионална раз-мена се ограничени од тесните грла вовнатрешните мрежи и во меѓусебните поврзу-вања. За да се зајакне одржливиот развој во ЈИЕклучно е да се врамнотежат понудата и побару-вачката на електрична енергија. Тоа значи декаоператорите на системите за пренос треба дабидат подготвени да го поддржуваат тргувањетосо енергија помеѓу подрачјата под нивна конт-рола и заедно со своите соседи преку адекватноразвивање на нивните мрежи за пренос.

Иако мрежната анализа се фокусира на четириод проценетите држави, вклучени се ирепрезентативни трговски текови со соседните

држави (пр. Романија и Бугарија). На слика 17 сеприкажани главните мрежни елементи.

Комерцијален метеж е постојано присутен во на-соките на течење од Романија кон Србија и одБугарија кон Србија. Ова се должи на фактот штоРоманија и Бугарија произведуваат вишок елек-трична енергија, додека Србија се користи какотранзитна земја кон Црна Гора, Република Маке-донија и Грција (држави со електричен дефицит).

Пред октомври 2004, електричниот систем на ЈИЕне беше поврзан за унифициран паралеленрежим на работа. Откако беше повторноповрзан со првата синхрона зона на Унијата закоординација и пренос на електрична енергија(англ. UCTE) во октомври 2004, правилата на играза системот на производство и пренос на

Слика17 Географско покривање на мрежната анализа


електрична енергија драматично се променија.Отпочна процес на дерегулација иприватизација на електричната енергија ворегионот. Како резултат на колапсот наиндустриското производство по падот насоцијализмот, регионот на ЈИЕ на почетокот секарактеризираше со вишок инсталиранкапацитет. Релативно евтината електричнаенергија од ЈИЕ беше одлична пазарна предност.Државите во регионот почнаа да создаваатстабилна заедничка регулаторна и пазарнарамка способна да привлече инвестиции вопроизводството на електрична енергија и мрежиза пренос и дистрибуција.

Сите овие фактори бележат значително влијаниеврз работата и развојот на регионалната мрежаза пренос. Во споредба со останатите европскирегиони, ЈИЕ се карактеризира со значителен ка-пацитет за меѓусебно поврзување на ниво од 220kV и нагоре.

Планирани нови мрежни елементиВо моментов постојат сеопфатни, реалистичнипланови за развој на мрежата за пренос во ЈИЕ,додека од досегашната практика може да се за-клучи дека овие планови помалку или повеќе сеимплементираат. Наспроти фактот дека државитево регионот може да се сметаат како добро по-врзани, се очекуваат нови инвестиции, особеноза прекугранични елементи или внатрешни по-врзувања кои би имале значително влијание врзпрекуграничните капацитети.

Планираните нови линии за пренос, прикажаниво согласност со ENTSO-E десетгодишниот планза мрежен развој (англ. TYNDP) како и проектитеза стратегиски и инвестициски развој се прика-жани на следната мапа.

Во трите ПНЈР сценарија (РЕФ, ППСП и АМБ), при-кажани се капацитетите за производство капаци-тетите за производство – овде спаѓаатобновливите и конвенционалните извори – ипретпоставена е промена во вкупната потрошу-вачка на енергија во согласност со договоренитедефиниции на сценаријата.Воведувањето на

Слика 18 Планирани линии на поврзување во ЈИЕ


овие измени во мрежниот модел има голем бројна последици кои се проценуваат под следнивекатегории:

Анализи во стабилна состојба и во случај на

непредвидени настани

Оценување на НКП

Пресметка на загубите во мрежата за пренос

Деталната методологија за мрежно моделирањеза овие три подрачја е претставена во Анексотпод описот на мрежното моделирање.

Резултати од мрежното моделирањеРазгледувани се зимските и летните режими наработа за развојните фази во 2015, 2020 и 2025година во процесот на мрежното моделирање.Како референтна година во оценката бешеземена 2015, прикажувајќи ја тековната мрежнатопологија и моментално достапните капацитетиза производство.

Анализи при стабилна состојба и во случајна непредвидени настани

Беа извршени пресметки во рамки на системскистудии на регионалните мрежни модели за ЈИЕза 2020та и 2025та година. Електричните системина четирите земји кои беа предмет наразгледување беа моделирани во согласност сособраните податоци и регионалниот модел наИницијативата за соработка во ЈугоисточнаЕвропа (SECI) за 2020/2025, достапните соодветнинационални планови за развој и развојот насистемот за трансмисија планиран во ENTSO-ETYNDP 2012-2022.

Биланс на електрична енергија во системот

Билансот на електрична енергија (во MW) воземјите кои се предмет на анализа, разгледуванво сите режими (зимски и летен) и сценарија епретставен подолу:

Во 2020:

Црна Гора е земја-увозник во летниот режим,

додека во зимскиот режим е земја-извозникзаради значителниот број на генератори врзбаза на обновливи извори на енергија.

Србија е земја-извозник на 1,000 MW во двата

режима.

Албанија е земја-извозник.

Како последица на новите капацитети(конвенционални, особено термоцентрали) во2025та год.:

Србија станува крупен извозник.

Црна Гора извезува во зимскиот режим на

максимално оптоварување (зарадиприсуството на производство од обновливиизвори), но во летниот режим на максималнооптоварување сепак увезува помаликоличества на електрична енергија.

Албанија извезува само во зимскиот режим

на максимално оптоварување (АМБ и РЕФ) сокапацитет од 150 MW, а во останатите режимие врамнотежена.

Република Македонија е увозник во сите режимии сценарија.

(N-1) Критериуми за безбедностна снабдувањето9

Во 2015 година не постојат елементи под високооптоварување на 220 kV и 400 kV во земјите коисе предмет на анализа.

Резултатите од анализите на безбедноста наснабдувањето за 2020 и 2025 се прикажани вотабелите 9 и 10 за целиот анализиран регион,како што се јавуваат непредвидени ситуации нарегионално ниво.

Во 2020 е неопходно следното зајакнување:

Во сите сценарија преоптоварувањето на ли-

нијата OHL 220 Kv Фиерза (АЛ)-Титан (АЛ) до-ведува до преоптоварување на далноводот од200 Kv ВауДејес (АЛ) – Комани. Новата дално-водска линија од 220 kV Комани (АЛ) –Титан(АЛ) (70 km) го решава овој проблем.

Одреден број на ветерници кои ќе бидат из-

градени под српскиот електродистрибутерEPS ќе бидат приклучени на далноводот од220 kV Зрењанин (РС) – Панчево (РС). Какопоследица на преоптоварување во тааобласт, во ППСП сценариото спроводникотна далноводот од 220 kV Панчево (РС) –Зре-њанин (РС) треба да се замени со спровод-ник со повисок капацитет (со приближнадолжина од 22+44 km)


Во АМБ сценариото, потребна е само замена

на спроводник во должина од 1 km на дално-водот од 220 kV ХИП (РС) – Панчево (РС) лини-јата (покрај далноводот од 220 kV ВауДејес[АЛ] – Комани [АЛ]).

Во основа ППСП сценариото повлекува покрупнидополнителни инвестиции од останатите двесценарија (како последица на поголем број нанови елементи). Сценаријата РЕФ и АМБ повлеку-ваат исто ниво на инвестиции, но помалку одсценариото ППСП.

Во 2025, потребни се следните зајакнувања:

Во сите сценарија, преоптоварувањето на дал-

новодот од 220 kV Фиерза (АЛ) – Титан (АЛ) водидо преоптоварувањето на далноводот од 220 kV

ВауДејес (AL) – Komani (AL). Новата 70-киломе-тарска далноводска линија од 220 kV Комани(АЛ) – Титан (АЛ) линија го решава тој проблем.

Некои од ветерниците кои што ќе бидат изгра-дени од страна на српското EPS ќе бидат по-врзани со далноводот од 220 kV Зрењанин (РС) -Панчево (РС). Како последица на преоптовару-вање во тоа подрачје, во ППСП и во АМБ сцена-ријата спроводникот на далноводот од 220 kVХИП (РС) – Белград 8 (РС) треба да биде заменетсо спроводник со повисок капацитет (приближнадолжина од 14.5 km). Под РЕФ сценариото потре-бен е помал обем на дополнителни инвестицииод останатите две (како последица на помал бројна нови елементи). РЕФ и АМБ повлекуваат истониво на инвестиции.

Табела 9 Потенцијални непредвидени ситуации во 2020

Сценарио2020 Прекини Преоптоварување Решение

РЕФ

Зимски макс. Далновод 220 kV (Ал)–Титан (Ал) Далн. 220 kV ВауДејес (Ал)–Комани (Ал) Нов далн. 220 kV Комани (Ал)–Титан (Ал)

Летен макс.

Далн. 400 kV Подгорица (ЦГ)–Тирана (Ал) Далн. 220 kV Подгорица (ЦГ)–Коплиц (Ал) Корекција; Исклучување на далн.220 kVПодгорица (ЦГ)–Коплиц (Ал)

Далн. 220 kV Зрењанин (РС)–WPP (РС) Далн. 220 kV ХИП (РС)–Белград8 (РС)

Надградб. на спроводн., подземнатаинсталација и оптичките подземнилинии со повисок капацитет преку

реката Дунав (1 km)

ППСП

Зимски макс. Далн. 220 kV Комани (Ал)–Колаце (Ал) Далн. 220 kV ВауДејес (Ал)–Комани (Ал) Нов далн. 220 kV Комани (Ал)–Титан (Ал)


Далн. 220 kV Комани (Ал)–Колаце (Ал) Далн. 220 kV ВауДејес (Ал)–Комани (Ал) Нов далн. 220 kV Комани (Ал)–Титан (Ал)

Далн. 400 kV Панчево (РС)–Белград20 (РС) Далн. 220 kV ХИП (RS)–Белград8 (РС)

Надградб. на спроводн.,подземната инсталација и

оптичките подземни линии соповисок капацитет (14.5 km)

Далн. 400 kV Дрмно (РС)–Смедерево (РС)

Далн. 220 kV WPP (РС)–Зрењанин (РС)


оптичките подземни линии соповисок капацитет (44 km)

Далн.. 400 kV Младост (РС)–TENT B (РС)

Далн. 400/220 SS Панчево (РС)

Далн. 220 kV WPP (РС)–Панчево (РС)

Далн. 220 kV WPP (РС)–Зрењанин (РС) Далн. 220 kV WPP (РС)–Панчево (РС)


оптичките подземни линии соповисок капацитет (22 km)

АМБ

Зимски макс. Далн. 220 kV Комани (Ал)–Колаце (Ал) Далн. 220 kV ВауДејес (Ал)–Комани (Ал) Нов далн. 220 kV Комани (Ал)–Титан (Ал)

Летен макс. Далн. 220 kV ХИП (РС)–Белград8 (РС)

Надградб. на спроводн., подземнатаинсталација и оптичките подземнилинии со повисок капацитет преку

реката Дунав (1 km)


Можеме да заклучиме од резултатите дека по-

врзување на нови обновливи извори на енергија

предизвикува дополнително оптоварување во

Србија и Албанија, додека во Црна Гора и Репуб-

лика Македонија истото нема такво влијание врз

мрежата за пренос од 400 kV и 220 kV. Оттаму до-

полнително инсталираните генераторски капа-

цитети врз основа на обновливи извори не

претставуваат проблем за македонската елек-

трична мрежа. Постоечкиот систем со планира-

ните линиски продолжувања треба да е кадарен

да се справи со моделираните текови на елек-

трична енергија.

Нето капацитет за трансфер

Според методологијата на ENTSO-E, резултатитеод пресметките на бруто капацитетот за пренос(англ. GTC) треба да бидат искористени за ана-лиза на пазарните услови. Бидејќи во сегашниотрежим на работа електричните системи НКП секористи за да ги опише ограничувањата на капа-цитетите за трансфер помеѓу земјите, НКП сепресметува на границите на земјите кои се пред-мет на анализа. Овие капацитети беа користеникако влезни податоци во анализата на пазарот.

Пресметката на капацитет е секогаш поврзана содадено сценарио во врска со електричниотсистем, односно шема и распоред напроизводство, трендови на потрошувачка и

Табела 10 Потенцијални непредвидени ситуации во 2025

Сценарио2025 Прекини Преоптоварување Решение

РЕФ

Зимски макс. Далн. 220 kV Фиерза (Ал)–Титан (Ал) Далн. 220 kV ВауДејес (Ал)–Комани (Ал) Нов далн. 220 kV Комани (Ал)–Титан (Ал)


Далн. 220 kV WPP (РС)–Зрењанин (РС) Далн. 220 kV HIP (РС)–Белград8 (РС)

Надградб. на спроводн. (на далн. 220kV HIP–БГ8) подземната инсталација

и оптичките подземни линии соповисок капацитет пр. Дунав (1 km)

Далн. 400 kV РП Дрмно (РС)–Смедерево(RS)

Далн. 400 kV Панчево(РС)–Белград (РС)

Надградб. на спроводн., подземнатаинсталација и оптичките подземни

линии со повисок капац. прекуреката Дунав (1 km)

ППСП

Зимски макс.

Далн. 220 kV Komani (Ал)– Колаце (Ал) Далн. 220 kV ВауДејес (Ал)–Комани (Ал) Нов далн. 220 kV Комани (Ал)–Титан (Ал)

Неколку сценарија Далн. 220 kV HIP (РС)–Белград8 (РС)

Надгр. на спроводн., (на далн. 220 kVHIP–BG8) подземната инсталација и

оптичките подземни линии соповисок капацитет (вкупно 14.5 km)


Далн. 400 kV Панчево (РС)–Белград20(РС)

Далн. 220 kV HIP (РС)–Белград8 (РС)

Надградб. на спроводн. (на дал. 220kV HIP–БГ8) подземната инсталација

и оптичките подземни линии со повисоккапац. (вкупно 14.5 km)Далн. 220 kV WPP (РС)–Зрењанин (РС)

АМБ

Зимски макс.

Далн. 220 kV Комани (Ал)–Колаце (Ал) Далн. 220 kV ВауДејес (Ал)–Комани (Ал) Нов далн. 220 kV Комани (Ал)–Титан (Ал)

Неколку сценарија Далн. 220 kV HIP (РС)–Белград8 (RS)


и оптичките подземни линии соповисок капацитет (вкупно 14.5 km)


Далн. 400 kV Панчево (РС)–Белград20(РС) Далн. 220 kV HIP (РС)–Белград8 (РС)



Далн. 220 kV WPP (РС)–Зрењанин (РС) Далн. 220 kV HIP (РС)–Белград8 (РС)




состојба на мрежата. Овие податоци овозможу-ваат конструирање на математички модел наелектричниот систем (равенки на тековно опто-варување). Решението на овој модел генерираинформации за напонот во мрежните јазли и те-ковите на електрична енергија низ мрежнитеелементи, параметри кои се надгледувани одоператорите на системите за пренос со цел да сепроцени безбедноста на системот.

Пред да се презентираат резултатите, важно е дасе подвлече дека вредностите за НКП покрај тоашто зависат од мрежните топологии, зависат иод шемата на производство во регионот како иод вклученоста на производните единки во даде-ниот систем.

НКП вредностите за трите разгледувани сцена-рија за 2020 и 2025 се прикажани на сликите од19 до 22.

НКП вредностите за сценаријата АМБ и ППСП сеповисоки или еднакви со тие од РЕФ сценариотово 2020 на повеќето од анализираните границиво зимски режим, со исклучок на границата по-меѓу Србија и Република Македонија. Во летниотрежим, истиот прекуграничен капацитет но воспротивна насока (Република Македонија –Србија) се намалува во сценаријата со повисокстепен на усвојување на обновливи извори наенергија.

Во 2025 година изградбата на електрани врз базана обновливи извори на енергија се одликува сомешано влијание врз вредностите на НКП. Возимскиот режим на работа се бележи намалу-вање скоро во сите насоки, додека во летниотрежим на работа под сценаријата ППСП и АМБисходите целосно се отклонуваат еден од друг.

Загуби на енергија во мрежата за пренос

Загубите при пренос беа пресметани за сите че-тири земји кои беа предмет на анализа. Анали-зите беа спреведени за три сценарија соразлични нивоа на обновливи извори на енер-гија, два режими (зимски и летен максимум) итри целни години (2015, 2020 и 2025).

Вкупните загуби во македонските електричнисистеми се прикажани во Табела 11.

Загубите во голема мера зависат од обемот наразмена на електрична енергија, надградбите намрежата за трансмисија, нивоата напроизводство и потрошувачка, како и точките наповрзување помеѓу електраните ипотрошувачите. Загубите во електричнаенергија се повисоки во зимскиот и пониски волетниот режим како резултат на обемнитеразмени помеѓу државите во текот на зимскиотрежим во 2015-2030 година.

Пораст на вкупната понуда на електрична енер-гија од обновливи и конвенционални извори одсите инсталирани капацитети, како што може дасе види од прикажаните сценарија, ќе резултирасо повисоки загуби во преносот како компонентана бруто потрошувачката во Република Македо-нија во 2020 година. Во регионалната студијаможе да се најде регионална споредба на загубиво мрежата.

Вкупните годишни загуби во македонскатаелектрична мрежа се прикажани на слика 23.


Слика 20 Вредности на нето капацитет за пренос за 2020 (летен режим)

Слика 19 Вредности на нето капацитет за трансфер за 2020 година (зимски режим)

Жолто: референтно сценарио

Сиво: сценарио со спроведување на

Зелено: амбициозно


Сиво:сценарио со имплементација на

Зелено: амбициозно сценарио


Слика 21 Вредности на нето капацитетот за пренос за 2025 (зимски режим)

Слика 22 Нето капацитет за пренос за 2025 (летен режим)






Зелено: амбициозно спровед.


Слика 23 Годишни загуби од загуби при трансмисија во Република Македонија за сите сценарија

Табела 11 Загуби при пренос во 2015, 2020 и 2025 година во Република Македонија за ситесценарија и под сите режими на работа

2015 2020 2025

Лето Зима Лето Зима Лето Зима

Еквивалентно времетраење намаксимални загуби [h] 2,965 2,824 2,965 2,824 2,965 2,824

Загуби при пренос[MW]

РЕФ 24.9 18.8 31.6 18.8 29.3 17.0

ППСП - - 31.2 18.9 31.9 17.6

АМБ - - 30.7 18.4 31.6 17.0

Загуби при пренос[MW]

РЕФ 126.9 134.9 197.2

ППСП - - 145.9 176.2

АМБ - - 143 169.8

ЗАбЕлЕшкИ(N-1) Безбедносните критериуми се однесуваат на процена на електричниот систем кога неговиот најголем капацитет (мрежен9

или производен) се исфрла од системот за да се симулира состојба на системот во истиот престанува да функционира. Во овојслучај се моделира исфрлање на мрежен елемент.

Загу

би п

ри п

рено

с, г

ига

ватч

асов

и/г

оди

на




VIII. АНЕКС


Двата применети модели – ЕЕММ и EKC мрежниотмодел се опишани подетално во овој анекс.

Европскиот модел на пазар на електрична енергијаEEMM го симулира фукционирањето на европскиголемопродажен пазар на електрична енергија.Претставува модел во делумна рамнотежа

гЕОгРАфскИ ОПфАТ

Слика 24 го покажува географскиот опфат намоделот. Во земјите на мапата обоени сопортокалово, цените произлегуваат одрамнотежата помеѓу побарувачката и понудата.Од друга страна, цените во земјите обоени сосино се сметаат за егзогени.

учЕсНИЦИ НА ПАЗАРОТ

Моделот разгледува три вида на учесници напазарот – производители, потрошувачи и трговци.Се претпоставува дека пазарите функционираатво услови на совршена конкуренција – учесницитеја прифаќаат постоечката пазарна цена.

Производителите се сопственици и операторина електраните. Секоја електрана имаспецифичен маргинален трошок напроизводство кој е константен на ниво наединица електрична енергија, а производствотое ограничено на нивото на инсталираниоткапацитет.

ЕЕММ работи со електраните на ниво на единкаи содржи 5,000 електрани во својот модел.Моделот ги содржи следните информации запоединечните електрани: инсталиран капацитет,година на изградба, технологија и главен вид нагориво.

Во електроенергетскиот сектор разликуваме 12различни технологии: термоелектрани врз базана биомаса; термоелектрани врз база на јаглен,термоелектрани врз база на лигнит,геотермални електрани, термоелектрани врзбаза на мазут, дизел термелектрани,хидроелектрани, ветерници, соларни електрани,атомски електрани, електрани врз база наприроден гас и врз база на хидроенергијата наплимата и осеката.

Моделот ги зема предвид краткорочнитеваријабилни трошоци составени од следните че-

Слика 24 Земји кои се предмет на анализа


тири главни компоненти: трошоци за гориво, ва-ријабилни оперативни трошоци, акцизи и таксина емисии на CO2 (таму каде што се применливи).Трошоците за гориво за секоја произведена еди-ница електрична енергија зависи од видот и це-ната на горивото и севкупната ефикасност припроизводството на електрична енергија. Стапкатана ефикасност е земена од достапната литератураи емпириските набљудувања на сите видови наелектрани и датуми на пуштање во употреба. Когапазарната цена се наоѓа над маргиналниот трошокза производство на единица електрична енергија,електраната функционира со полн оперативен ка-пацитет; а доколку цената се наоѓа под маргинал-ните трошоци, производството престанува.

Потрошувачите во моделот се претставеникако агрегатна величина во форма на ценовноеластични криви на потрошувачка. Наклонот накривата на побарувачка е идентичен за ситедржави кои се предмет на анализа. Кога се ут-врдува идната потрошувачка се разгледува со-односот помеѓу БДП во минатото ипотрошувачката на електрична енергија засебноза секоја држава. Врз основа на овој сооднос ипредвидувањата за идното движење на БДП сеутврдува очекуваната годишна потрошувачка наелектрична енергија.

На крај, трговците ги поврзуваат страните напонудата и побарувачката на пазарот, извезу-ваат електрична енергија во поскапите држави ија увезуваат од поевтините. Во рамките на моде-лот, државата се јавува како точка на поврзување– што значи дека не постојат мрежни ограничу-вања внатре во државата, туку само помеѓу држа-вите. Прекуграничната трговија се одвива прекуконектори со ограничен капацитет помеѓу сосед-ните држави. Размените на електрична енергијасе одвиваат или додека не се изедначат цените,директните трошоци на пренос или извознитетакси во сите поврзани пазари; или пак додека несе достигне максималниот капацитет за преносна конекторот.

ЕкВИлИбРИуМ

Моделот стреми кон делумна рамнотежа и јапресметува алокацијата во услови на рамнотежана сите домашни пазари на електрична енергијапод следните ограничувања:

Производителите тежнеат кон

максимизирање на краткорочниот профит по

пазарни цени.

Вкупната домашна потрошувачка е

прикажана преку агрегатната функција напобарувачка за секоја држава поединечно.

Трансакциите со електрична енергија (увоз

или извоз) се одвиваат помеѓу соседнидржави до точка на изедначување на пазар-ните цени или исцрпување на капацитетот запренос.

Произведената и увезената енергија е во

рамнотежа со потрошената и извезенатаенергија.

Пазарната рамнотежа секогаш постои и еуникатна за моделот.

Пресметаната пазарна рамнотежа е статична:таа опишува само ситуации со иститекарактеристики на понуда побарувачка итрансмисија. За да се симулира движењето нацената на посложени електроенергетскипроизводи како на пример оние кои сепродаваат при основно оптоварување односномаксимално оптоварување на мрежата сеспроведуваат неколку симулации со типичнипазарни параметри и се изведува пондериранпросек од цените кои притоа резултираат.

Кога се конструира моделот се симулираат ча-совни пазари и овие симулации се независниедна од друга – што значи дека се исклученинагли зголемувања на трошоците. Во рамки намоделот рамнотежата за даден час (земајќи гипредвид количествата и цените) се достигнуваистовремено од страна на производителот ипреносните сегменти. Слика 25 го опишува функ-ционирањето на моделот.

Со утврдување на краткорочните маргиналнитрошоци и капацитет на секоја од електранитеможе да се прикаже кривата на понуда за секојадржава – со други зборови кривата нарангирање на извори на енергија. Со оглед наограниченоста на прекуграничните капацитетии кривите на побарувачка кои ја опишуваатситуацијата во секоја од државите, доаѓаме довлезните параметри на моделот. Моделот гиприменува овие податоци за да ја максимизиракориста, која е сума на потрошувачкиот вишок ивишокот на производителот. Како резултат напресметките кои се одвиваат во рамките намоделот ја добиваме часовната рамнотежнацена за секоја држава, часовните комерцијални


трансфери помеѓу државите и производствотона секоја единечна електрана.

Го симулираме краткорочниот пазар во избранчас. Вообичаено се стремиме да конструирамемодел за период од една година наместо на еденчас, така што на страната на побарувачкатапроизлегува нужноста за избирање на даденброј на референтни часови преку кои сеапроксимираат просечните годишни цени. Вомоделот се поставуваат 90 референтни часови.

МРЕжНО ПРИкАжуВАњЕ

ЕЕММ претпоставува дека секоја држава се одне-сува како јазол на поврзување – со други збо-рови мрежните ограничувања не важат внатрево самите држави. Прекуграничните капацитетиод друга страна може да претставуваат сериознабариера за тргувањето со електрична енергија.Реткоста е изразена преку НКП.

EKC моделот користи моделирани НКП вредно-сти за четирите држави кои се предмет на ана-лиза на ПНЈР проектот и соседните региони(директно поврзани со целните држави), додеказа останатите држави кои фигурираат во EEMMмоделот ќе се користат податоци од ENTSO-E.

EKC мрежниот моделМодел на регионално тековно оптоварување коеслужи како предмет на анализа е развиен врз ос-нова на моделите на регионален пренос SECI за2015 година (кои се моментално во употреба),2020 и 2025, ажурирани според условите наве-дени во релевантната документација.

Сите анализи се изведени за годините 2015, 2020и 2025 според два типични режими: зимскимаксимум (третата среда од јануари во 19:30часот) и летниот максимум (третата среда од јуливо 10:30 часот).

Топологијата на мрежата за пренос во ЈИЕ земј-ите (Албанија, Босна и Херцеговина, Бугарија,Хрватска, Грција, Република Македонија, Рома-нија и Србија) е прикажана врз основа на SECIрегионалниот модел, ажурирана според про-екциите за вишок на производство во ЈИЕ. Другидржави (Франција, Швајцарија, Германија,Украина и Словачка) се моделирани како инјек-ции (преку линии на поврзаност), додека Ав-стрија и Унгарија се прикажани со целосен поделосвоен според UCTE системското предвидувањеза адекватност 2014-2024.

Системската студија е изведена врз основа напостоечки студии користејќи ги тековнитерегионални системски модели подготвени во

Слика 25 Функционирање на моделот

Изле

зВл

ез

Гранични трошоци напроизводство

Постоечки капацитети запроизводство

Криви на понуда по државаКриви на побарувачка по државаПрекугранични капацитети запренос

Модел

Рамнотежни цени по држава Трговија со ел. енергија помеѓудржавите

Производство поелектрана


рамки на SECI, а проверени и ажурирани одстрана на операторите на системите за пренос.Системските студии и планирање ќе се вршат нарегионална основа, како и дефинирањето напрекуграничните точки на вкрстување.

Електроенергетските системи во ЈИЕ се модели-рани целосно, вклучувајќи ги нивните мрежи запренос (под напон од 400 kV, 220 kV и 110 kV).Мрежниот еквивалент на европскиот дел на Тур-ција и остатокот од континентална Европа ворамките на ENTSO-E (моделирани со инјекции поX-оската) исто така се користени во моделот.

Во мрежната студија спроведена е следнатапроценка:

Собирање на податоци за тековно

оптоварување, во кои спаѓаат:Проценка на постоечката состојба на•електричната мрежа во четирите државизаедно со регионалниот контекст.Дефиниција на мрежните топологии и•режими за 2015, 2020 и 2025 година,користејќи реалистични сценарија за порастна потрошувачката, проширување напроизводството, транзитни текови,интеграција на обновливи извори наенергија и врски врз база нависоконапонска еднонасочна струја

ВКП/НКП оценување помеѓу Албанија, Ре-

публика Македонија, Црна Гора и Србија восите насоки, за сите тополошки сценарија,со наведување на секоја целна година ирежим.Проценка на загубите во трансмисиската

мрежа со и без извесно ниво напроизводство на електрична енергија одобновливи извори.Проценка на загубите во мрежата за пренос

со и без извесно ниво на производство наелектрична енергија од обновливи извори.

Собирање на информации за тековно оптоварување

Во процесот на собирање на потребнитеподатоци за студиите на тековнотооптоварување, претставници од четиритедржави ги ревидираа и ажурираа предложени

сетови на податоци, меѓу кои:

Ниво на побарувачка во договорените

режими и размени на електрична енергија во2015, 2020 и 2025 година за двакарактеристични режими:

Третата среда од јануари во 19:30 (зимски•максимум) иТретата среда од јули во 10:30 часот (летен•максимум)

Листа на нови електрани и генераторски

единици кои ќе бидат затворени до 2015,2020 и 2025 година.Листа на нови елементи во мрежата за пре-

нос.Нивото на сигурност на пренос користено во

оценувањето на НКП..

Овие податоци ќе се користат за подготовка намрежните модели за 2015, 2025 и 2030 година,кои ќе се интегрираат во анализите за тековнооптоварување.

Побарувачка

Ќе се анализира движењето на побарувачката водва карактеристични режими (третата среда одјануари во 19:30 [зимски максимум] и третатасреда од јули во 10:30 [летен максимум]) во 2015,2020 и 2025 година врз база на:

ENTSO-E онлајн сетови на податоци;

ENTSO-E идни трендови на сценариото и

предвидувања за адекватност;Идни проекции на национална побарувачка; и

Сетови на податоци доставени од страна на

консултанти со искуство на релевантнипроекти во ЈИЕ регионот.

Бидејќи во нашата анализа се користат моделиза мрежно предвидување, од побарувачката сеисклучени загубите при пренос и дистрибуција,како и потрошувачката на самите електрани.


Методологија за мрежно моделирањеМетодологијата за мрежно моделирање сесостои од три дела:

Анализи во стабилна состојба и во

непредвидени случаиОценување на НКП

Пресметка на загуби во мрежата за пренос

Овие делови детално се разгледуваат во под-деловите подолу.

Анализи во стабилна состојба и во непредвидени случаи

Тековите во стабилна состојба и анализите нанепредвидените случаи (n-1) се вршат задефинираните сценарија. Безбедноснитекритериуми се засновани врз оптоварувањата налиниите и напонските профили и ќе бидатпроверени за секое анализирано сценарио.

Анализите на тековно оптоварување обезбеду-ваат увид во адекватноста на мрежата за преносза набљудуваните сценарија на размена, а воеднои споредба на набљудуваните конфигурации востабилна состојба и (n-1) оперативни услови.

Проценката на тековното оптоварување претста-вува основен чекор во НКП оценувањето и се со-држи од следните анализи:

Оптоварување при тек на наизменична струја

во стабилна состојбаБезбедносна (n-1) проценка

Анализа на напонски профили

При анализите на напонски профили,напонските ограничувања се земаат одсоодветните национални мрежни регулативи.

Важно е да се нагласи дека единствено мрежитеод 400 kV и 220 kV се разгледувани одбезбедносен аспект. Голем број на новикапацитети од обновливи извори ќе треба дабидат приклучени на нисконапонски мрежи, штоможе да предизвика проблеми во мрежи од сонапон од 110 kV надолу, иако оваа проблематикаби требало да се разреши преки националнитепланови за развој на трансмисиската мрежа.

Евалуација на нето капацитетот за трансфер

ВКП и НКП се разгледувани помеѓу Албанија, Ре-публика Македонија, Црна Гора и Србија, како ипомеѓу овие земји и нивните соседи, во сите на-соки, за сите тополошки сценарија, и со осврт насекоја целна година и режим. Направена е и фи-нална процена на ВКП/НКП дополнителнитевредности како резултат на новите меѓусебниповрзувања и зајакнување на главните тран-зитни траси.

Важно е да се напомене и дека ВКП, НКП, раз-мена под основно отповарување (BCE), веќе ало-циран капацитет (AAC) и капацитет достапен затрансфер (ATC) се вредностите на програмата заразмена; ова не се физички текови и генералносе разликуваат од физичките текови на местатана меѓусебно поврзување (освен во конкретнислучаи на радијално функционирање).

Решението за овој модел претставува такана-речениот базен случај, кој претставува почетнаточка за пресметката. Овој базен случај веќеможе да содржи програми за размена помеѓуоператорите на системите за пренос и контрол-ните подрачја. Станува збор за трансакции коисе очекува да се одвиваат во проектираната си-туација врз основа на настаните кои се набљуду-вани во минатото.

Вредностите за ВКП следствено на тоа може даварираат (нагоре или надолу) во чекор со при-ближувањето кон моментот на извршување напрограмата, како резултат на попрецизни позна-вања од распоредите на работа на генератор-ските единки, шемата на оптоварување,мрежната топологија и отвореноста кон при-клучоци.

Општата дефиниција за капацитети за трансфер(ВКП, НКП) и процедурите за нивна проценка севодат според ENTSO-E, како и од праксата и иску-ството на регионалните работни групи.

РАЗМЕНА ВО ОсНОВЕН случАЈ

Во основниот случај, за даден пар на соседниподрачја на контрола A и B за кои треба да бидатпресметани капацитетите, постои програма наглобална размена позната како размена во осно-вен случај (РОС). РОС е програмата на (дого-ворни) вредности поврзани со моделот наосновен случај.


МАксИМАлНА дОПОлНИТЕлНА РАЗМЕНА

Максималната дополнителна програмска раз-мена (преку РОС) која ги пресретнува безбеднос-ните стандарди се бележи како ΔEmax.Дополнителна програмска размена се спрове-дува преку намалување на производството воподрачјето А и симултано зголемување на про-изводството во подрачјето B.

ВкуПЕН кАПАЦИТЕТ ЗА ТРАНсфЕР

ВКП (вкупниот капацитет за пренос) претставувамаксимална програма за размена помеѓу двеподрачја, компатибилна со операционалнитебезбедносни стандарди кои се применливи засекој систем, доколку идните мрежни услови ишеми на производство и оптоварување се со-вршено познати однапред.

TTC = РОС + ΔEmax

МАРгИНА НА сТАбИлНОсТ НА ПРЕНОс

МСП (маргината на стабилност на пренос) пре-тставува безбедносно ограничување кое се спра-вува со несигурности во пресметаните ВКПвредности кои произлегуваат од:

Несакани отстапки од физичките текови во

текот на функционирањето како последицана физичкото функционирање на контролатана фреквенцијата на оптоварувањето (КФО);Итни размени меѓу операторите на системите

за пренос заради справување со неочекуваниситуации на нерамнотежа во реално време; иНепрецизности, на пример во собирањето на

податоци и мерењето.

Во сегашната студија, МСП вредноста која ќе секористи ќе биде усогласена со податоците со-брани за тековното оптоварување од страна наоператорите на системите за пренос.

МРЕжЕН кАПАЦИТЕТ ЗА ПРЕНОс

НКП претставува програма на максимална раз-мена помеѓу две подрачја, која е усогласена собезбедносните стандарди применливи во дветеподрачја, земајќи ги предвид техничките неси-гурности на идните мрежни услови

НКП = ВКП-МСП

Загуби во мрежата за пренос

Оцената на загубите на електрична енергија сезаснова врз еквивалентното времетраење назагубите за време на зимскиот и летниотмаксимум. Овој пристап зема предвид декавлијанието врз загубите може да се разликувапод овие одва режими, што значи декагодишните загуби може да се пресметаат многупопрецизно.

Проценката на загуби на електричан енергија сезаснова врз еквивалентното времетраење намаксималните загуби. Овој метод кој секористи за да се утврди ова еквивалентновреметраење користи два параметри каковлезни податоци: максимална побарувачка ифактор на оптоварување. Овие два параметрисе добиени како резултат на анализа надијаграмот на времетраење на оптоварувањетоза анализираната година, за соодветниотелектричен систем.

Годишните загуби се пресметуваат врз основа намрежните загуби во MW калкулирани во текот надвата анализирани режими – зимскиот и летниотмаксимум – и еквивалентното времетраење наоптоварувањето во текот на тие режими. Сопресметаното еквивалентно времетраење намаксималните загуби за соодветниот период,годишните загуби од мрежата за пренос(GWh) се пресметуваат со множење на оваавредност по загубите во електрична енергија.

- Активни загуби на енергија во работенрежим i

- Еквивалентно времетраење во часови засоодветното оптоварување во режимот.




FYR

MA

CED

ON

IAM

K

Documents

AC - Regional Environmental Center for Central and Eastern ...documents.rec.org/publications/SLED_FYRMacedonia_ELEC_MK.pdf · Модели за декарбонизација во