Embed Size (px)
Citation preview
Mart 2015.
Indikativni plan razvoja proizvodnje 2016-2025
1
Sadržaj
1. UVOD ............................................................................................................................................................. 2
2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA ....................................................................................... 4
3. OSTVARENJE BILANSA NA MREŽI PRENOSA U PROTEKLOM PERIODU.......................................................... 5
3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa u 2014. godini .............................................. 5
3.1.1 Deklarisana razmjena električne energije sa susjednim sistemima ............................................ 11
3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije .................................................................................... 11
4. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU ................................. 13
5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2015. ................................................................ 16
6. PROGNOZA POTROŠNJE 2016.-2025. GODINA ............................................................................................ 18
6.1 Statistički podaci relevatni za planiranje potrošnje ............................................................................. 18
6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim proizvodom ..... 19
6.3 Izvještaji i predviđanja ENTSO-E .......................................................................................................... 21
6.4 Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže ...................................................................................... 23
6.4.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca .............................................................................. 23
6.4.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća ....................................... 24
6.4.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od korisnika
prenosne mreže ........................................................................................................................................... 26
6.5 Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH ........................................................ 27
7. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2016. – 2025. GODINA ............................................... 30
7.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta ................................................ 30
7.2 Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži ................................................................................ 38
7.3 Pregled broja i snage prijavljenih planiranih kapaciteta ...................................................................... 40
8. INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA ............................................................................................................ 42
8.1 Integracija vjetroelektrana .................................................................................................................. 42
8.2 Integracija solarnih elektrana .............................................................................................................. 44
9. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE .................................................................. 53
9.1 TYNDP 2016 ......................................................................................................................................... 53
9.2 Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u periodu 2020.-2030. ............................... 54
9.3 Planirani interkonektivni dalekovodi ................................................................................................... 56
9.3.1 Prekogranični prenosni kapaciteti .............................................................................................. 56
9.4 ENTSO-E Mrežni kodeksi...................................................................................................................... 57
10. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE ............................................................................................................................. 59
11. LITERATURA ............................................................................................................................................. 60
2
1. UVOD
U skladu sa važećom legislativom, Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini
(NOSBiH) je pripremio već deveti Indikativni plan razvoja proizvodnje. Ovaj Plan obuhvata
period 2016.-2025. godina i vremenski obuhvat je prilagođen potrebama za izradu Plana
razvoja prenosne mreže u skladu sa važećim Mrežnim kodeksom.
Osnove za izradu Indikativnog plana razvoja proizvodnje su:
Članom 7.11. Zakona o osnivanju Nezavisnog operatora sistema za prenosni sistem u
BiH (Službeni glasnik BiH br. 35/04) definisana je obaveza „Utvrđivanje indikativnog
proizvodnog razvojnog plana s podacima dostavljenim od proizvođača, distributivnih
kompanija i krajnjih korisnika koji su direktno povezani na prenosni sistem.“
Tačkom 3.18. ’’USLOVA ZA KORIŠTENJE LICENCE ZA OBAVLJANJE
DJELATNOSTI NEZAVISNOG OPERATORA SISTEMA’’ definiše se da je
’’Vlasnik licence dužan da utvrdi Indikativni razvojni plan proizvodnje za period od
10 godina sa podacima koje će prikupiti od proizvođača, distributivnih kompanija i
krajnjih kupaca koji su direktno priključeni na prenosni sistem. Plan se svake godine
nadopunjuje narednom godinom koja nije bila obuhvaćena planom. Procedura
proširenja plana je ista kao i kod njegovog donošenja. Indikativni plan razvoja
proizvodnje se dostavlja DERK-u na odobrenje do kraja aprila za narednu godinu.’’
U skladu sa odjeljkom 4.1. Mrežnog kodeksa, cilj desetogodišnjeg Indikativnog plana razvoja
proizvodnje je da da informaciju o najavljenim projektima izgradnje novih proizvodnih
kapaciteta koji će biti priključeni na prenosnu mrežu. Indikativni plan razvoja proizvodnje
treba da prioritetno ukaže na zadovoljenje potreba BiH u električnoj energiji i snazi na bazi
korištenja vlastitih resursa, uvažavajući sljedeće elemente planiranja:
Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za pokrivanje vršnog tereta EES BiH
na prenosnoj mreži;
Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za zadovoljenje potreba za
električnom energijom distributera i direktno priključenih kupaca na prenosnoj mreži;
Potrebne rezerve u snazi i energiji;
Bilansni suficiti i deficiti sa komentarom o mogućim vrijednostima NTC-a.
U pripremnoj fazi realizacije Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2016.-2025.
godina, NOSBiH je krajem oktobra 2014. godine preduzeo sljedeće aktivnosti:
Ministarstvu vanjske trgovine i ekonomskih odnosa BiH, DERK-u, Ministarstvu
energije, rudarstva i industrije FBiH, Ministarstvu industrije, energetike i rudarstva
RS, regulatornim komisijama (FERK i RERS) kao i Vladi Distrikta Brčko upućeni su
dopisi sa obavještenjem o početku procesa pripreme plana;
Svim registrovanim investitorima koji su navedeni u prethodnom planu upućeni su
pozivi da dostave svoje inovirane planove ili potvrde postojeće prijave;
3
U sredstvima javnog informisanja, kao i na internet stranici NOSBiH-a, objavljen je
Javni poziv svim korisnicima prenosne mreže da dostave svoje planove proizvodnje i
potrošnje električne energije;
Svim kupcima električne energije na prenosnoj mreži upućen je poziv da dostave
svoje planove potrošnje;
U registar ovog Indikativnog plana uključene su sve prijave pristigle do 31.12.2014. godine.
Osim toga, u ovom Indikativnom planu razvoja proizvodnje naveden je kratki osvrt na
aktivnosti ENTSO-E sa aspekta desetogodišnjeg razvoja EES-a na području zemalja članica,
koji se zasniva na kratkoročnim i dugoročnim regionalnim planovima razvoja proizvodnje i
potrošnje svake članice regije, uključujući i aspekte regionalnog tržišta električne energije.
Rezultat ovih aktivnosti su projekti prenosne mreže od evropskog značaja.
Potrebno je napomenuti da je u novembru 2014. godine od strane Državne regulatorne
komisije za električnu energiju (DERK), usvojen Dugoročni plan razvoja prenosne mreže za
period 2014-2023. godina, urađen od strane Elektroprenos-a BiH, i revidovan od strane NOS
BiH. U toku su aktivnosti na reviziji i usvajanju Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže
za period 2015-2024. godina.
Ostali elementi Indikativnog plana imaju standardnu formu i sadržaj uz konstataciju da se
proizvodnja i potrošnja na prenosnoj mreži odvija prema predviđanjima NOSBiH. Međutim,
veoma je važna činjenica da se ne ostvaruju planovi izgradnje proizvodnih kapaciteta, rokovi
se prolongiraju iz godine u godinu, tako da je i planirana dinamika navedena u ovom planu,
upitna, odnosno nema realnih pokazatelja da će se planirana dinamika ulaska u pogon novih,
pa i zamjenskih, proizvodnih kapaciteta ostvariti. U tom cilju NOSBiH je za određene
proizvodne kapacitete koji su bilansirani u proteklim planovima, a čija godina ulaska u pogon
je upitna dao i svoje procjene mogućeg priključenja na prenosnu mrežu.
Na kraju Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2016.-2025. godina navode se
Zaključci sa preporukama za što efikasniju realizaciju plana kako bi se u narednom periodu
izbjegao uvoz električne energije i poboljšala ukupna energetska i privredna situacija u Bosni
i Hercegovini.
4
2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA
Tehnički parametri proizvodnih jedinica priključenih na prenosnoj mreži su prikazani u
Tabelama 2.1. i 2.2.
Tabela 2.1. - Hidroelektrane
Sliv Naziv objekta
Instalisana
snaga agregata
Pmax na
mreži
prenosa
Protok Kote Akumulacija SGP
(MW) (MW) (m3/s) (m) (GWh/hm3) (GWh)
Trebišnjica
Trebinje I 2x54+1x63 171 3x70 352-402 1010,7/1074,6 370-420
Dubrovnik* 2x108 108 2x48,5 288-295 8,02/9,30 1168
Čapljina 2x220 440 2x112,5 224-231,5 3,43/6.47 400
Neretva
Rama 2x80 160 2x32 536-595 530,8/466 731
Jablanica 6x30 180 2x30+4x35 235-270 127,7/288 792
Grabovica 2x57 114 2x190 154,5-159,5 2,9/5 342
Salakovac 3x70 210 3x180 118,5-123 5,3/16 593
Mostar 3x24 72 3x120 74-76,5 0,4/6 310
Vrbas
Jajce I 2x30 60 2x30 425,8-427,1 2 247
Jajce II 3x10 30 3x27 322-327 0,21 157
Bočac 2x55 110 2x120 254-282 5,09/42,9 307
Drina Višegrad 3x105 315 3x270 330,5-336 10,0/101,0 1108
Lištica Mostarsko blato 2x30 60 2x18
Tihaljina Peć-Mlini 2x15,3 30.6 2x15 249-252 0,2/0,74 72-80
Ukupno Pmax 2060.6
*Proizvodnja generatora 2 iz HE DU pripada ERS.
Tabela 2.2.- Termoelektrane
Objekat Blok
Instalisana
snaga
agregata
Maksimalna
snaga na mreži
prenosa
Tehnički
minimum
Prividna
snaga Vrsta
uglja
Specifična
potrošnja
Moguća
proizvodnja
(MW) (MW) (MW) (MVA) (kJ/kWh) (GWh)
Tuzla G3 100 85 60 118 LM 14,400 462.00
Tuzla G4 200 175 125 235 LM 12,150 1078.00
Tuzla G5 200 180 125 235 LM 12,200 1078.00
Tuzla G6 215 190 115 253 M 11,810 1103.00
TUZLA 715 630
921
3721.00
Kakanj G5 118 103 60 134 M 11,700 627.00
Kakanj G6 110 85 55 137.5 M 14,433 478.00
Kakanj G7 230 205 140 270.5 M 12,260 1227.00
KAKANJ 450 385
693
2332.00
GACKO G1 300 276 180 353 L 11,520 1149.40
UGLJEVIK G1 300 279 155 353 M 11,470 1457.70
Total 1568 8660.10
5
3. OSTVARENJE BILANSA NA MREŽI PRENOSA U PROTEKLOM PERIODU
3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa u 2014. godini
Ukupno raspoloživa električna energija na prenosnoj mreži u 2014. godini iznosila je 17.681
GWh. Na prenosnoj mreži ukupno je proizvedeno 14.472 GWh, dok je 47 GWh u prenosnu
mrežu injektovano iz distributivne mreže.
Od ukupno raspoložive električne energije na prenosnoj mreži, distributivne kompanije su
preuzele 9.100 GWh, direktno priključeni kupci na prenosnu mrežu su preuzeli 2.280 GWh,
susjednim sistemima je isporučeno 5.998 GWh, dok su prenosni gubici iznosili 304 GWh,
odnosno 1,72 % od ukupno raspoložive energije na prenosnoj mreži. U 2014. godini PHE
Čapljina je radila u pumpnom režimu 3 MWh.
Potrošnja električne energije u 2014. godini u BiH manja je za 6 % od potrošnje u 2013.
godini. Višak proizvodnje od 27,2 % u 2014. godini plasiran je izvan granica BiH.
Od ukupno proizvedenih 14.472 GWh električne energije na prenosnoj mreži u 2014. godini,
u hidroelektranama je proizvedeno 5.747 GWh, odnosno 39,7 % električne energije, dok je u
termoelektranama proizvedeno 8.725 GWh, odnosno 60,3 % električne energije. Hidrološke
prilike u odnosu na 2013. godinu omogućile su 82,4 % proizvodnje u hidroelektranama. U
termoelektranama je proizvedeno 1,2 % manje električne energije nego prethodne godine,
tako da je ukupno proizvodeno 7,9 % manje energije nego u 2013. godini.
Struktura proizvodnje električne energije na prenosnoj mreži BiH po mjesecima u 2014.
godini je prikazana na Slici 3.1.
Vršna satna snaga konzuma na prenosnoj mreži u 2014. godini iznosila je 2.207 MW što je
povećanje u odnosu na 2013. godinu za 133 MW.
U Tabelama 3.1, 3.2. i 3.3. prikazani su relevantni podaci o ostvarenju elektroenergetskog
bilansa na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine u 2014. godini po mjesecima.
Potrebno je naglasiti značajno daljnje povećanje proizvodnje PHE Čapljina (172,8 GWh u
2014. godini) što daje indeks povećanja 2014/2013 od 24,2 %. Indeksi povećanja u 2013/2012
od 247,5% i 2012/2011 od 175,8% ukazuju da PHE Čapljina, kao veoma značajan
proizvodni objekat, zauzima važnu ulogu u proizvodnji električne energije i da njene
mogućnosti treba postaviti na poziciju kako je i početno dizajnirana.
6
Slika 3.1. - Struktura proizvodnje po mjesecima u 2014. godini
854 786 842 579 471
702 732 760 718 831 728 720
570 629 478
486 587 399 340 325 403
372 458 700
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Mjesec
Struktura proizvodnje po mjesecima u 2014. godini
Hidro TermoGWh
7
Tabela 3.1.- Bilans električne energije na prenosnoj mreži
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2014 2014/2013
Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
(1) HE 570,354 628,633 477,615 486,091 587,057 399,154 339,763 324,946 403,246 372,066 458,289 700,156 5,747,370 82.4%
(2) TE 854,268 786,405 842,420 579,235 471,147 702,102 731,728 760,473 717,605 831,284 727,918 720,405 8,724,990 99.8%
(3) Proizvodnja UKUPNO (1+2) 1,424,622 1,415,038 1,320,035 1,065,326 1,058,204 1,101,256 1,071,491 1,085,419 1,120,851 1,203,350 1,186,207 1,420,561 14,472,360 92.1%
(4) Energija primljena iz distributivne mreže 2,356 2,837 1,926 5,072 8,339 4,341 2,379 2,730 4,205 2,867 3,793 6,648 47,493 81.3%
Potrošnja električne energije sa prenosne mreže
(5) Distributivne kompanije 852,011 753,085 780,091 726,182 701,939 681,798 728,410 719,647 701,208 774,224 792,118 888,898 9,099,611 98.7%
(6) Direktno priključeni potrošači *
195,193 183,303 203,578 194,478 194,402 179,743 191,552 190,168 180,011 188,464 190,654 188,077 2,279,623 90.6%
(7) Prenosni gubici 30,418 24,736 24,915 26,526 18,480 22,774 21,825 25,717 23,786 25,503 23,956 35,819 304,185 88.7%
(8) Pumpni rad 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 85.7%
(9) Potrošnja UKUPNO (5+6+7+8) 1,077,625 961,124 1,008,584 947,186 914,821 884,315 941,787 935,532 905,005 988,191 1,006,728 1,112,794 11,683,422
Bilans električne energije na prenosnoj mreži
(10) Bilans (3-9) 346,997 453,914 311,451 118,140 143,383 216,941 129,704 149,887 215,846 215,159 179,479 307,767 2,788,668
* Uključujući potrošnju kvalifikovanih kupaca
%MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh
8
Tabela 3.2.- Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2014 2014/13
MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh %
HE Jablanica 88,906 98,559 77,820 52,880 81,216 45,772 37,723 40,851 56,501 64,976 50,373 93,879 789,456 87.6%
HE Grabovica 34,998 36,222 27,939 19,991 29,137 16,748 13,295 14,449 20,773 23,165 23,011 34,836 294,564 80.7%
HE Salakovac 60,549 64,042 38,876 30,035 42,652 22,354 15,167 17,315 29,690 28,423 42,074 57,044 448,221 77.8%
HE Višegrad 70,546 64,192 54,352 122,734 148,316 93,490 51,618 44,938 73,002 74,544 75,484 126,770 999,986 82.2%
HE Trebinje 1 27,705 45,353 43,178 39,232 40,683 39,301 44,718 36,290 15,156 23,460 29,229 36,952 421,257 60.2%
HE Trebinje 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
HE Dubrovnik (G2) 72,458 74,063 68,709 63,997 55,420 45,008 68,128 55,727 35,507 15,291 74,554 84,192 713,054 114.8%
HE Bočac 16,301 24,591 22,055 38,332 60,877 26,940 22,169 26,372 41,395 24,559 20,891 27,733 352,215 132.0%
HE Rama 56,418 63,903 55,170 46,887 49,282 49,466 43,323 40,555 45,070 60,247 46,249 84,603 641,173 90.7%
HE Mostar 31,783 34,553 22,986 18,971 24,676 14,678 11,199 12,324 18,311 17,909 24,600 31,753 263,743 88.1%
HE Jajce 1 19,052 25,701 26,116 25,707 30,886 26,319 19,764 22,690 32,830 23,807 22,118 27,799 302,789 118.7%
HE Jajce 2* 6,839 8,298 8,133 8,415 10,707 9,698 7,682 7,272 8,090 8,673 7,953 9,696 101,456 114.5%
PHE Čapljina 48,693 33,379 4,638 6,280 500 4,202 1,649 2,432 14,302 581 13,620 42,536 172,812 24.2%
HE Peć-Mlini 11,053 15,818 15,152 7,594 6,344 2,883 1,771 1,832 6,378 3,811 13,139 16,033 101,808 109.4%
HE Mostarsko Blato** 25,053 39,959 12,492 5,037 6,362 2,297 1,555 1,899 6,241 2,619 14,996 26,330 144,840 85.8%
HIDROELEKTRANE 570,354 628,633 477,616 486,092 587,058 399,156 339,761 324,946 403,246 372,065 458,291 700,156 5,747,374 82.4%
TE Tuzla 280,064 341,746 337,158 229,465 187,186 247,875 320,565 325,943 282,974 362,837 295,496 286,248 3,497,557 112.2%
TE Kakanj 238,512 175,758 184,357 189,502 134,480 250,395 235,261 198,836 113,542 122,014 124,616 126,501 2,093,774 93.8%
TE Ugljevik 177,586 137,954 162,102 0 0 116,326 161,652 127,232 180,286 186,076 167,160 175,024 1,591,398 98.4%
TE Gacko 158,106 130,947 158,802 160,268 149,481 87,505 14,249 108,461 140,803 160,356 140,645 132,633 1,542,256 87.0%
TERMOELEKTRANE 854,268 786,405 842,419 579,235 471,147 702,101 731,727 760,472 717,605 831,283 727,917 720,406 8,724,985 99.8%
PROIZVODNJA 1,424,622 1,415,038 1,320,035 1,065,327 1,058,205 1,101,257 1,071,488 1,085,418 1,120,851 1,203,348 1,186,208 1,420,562 14,472,359 92.1%
*Energija se isporučuje na distributivnu mrežu **Energija proizvedena u testnom radu
PROIZVODNJA
9
Tabela 3.3.- Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2014 2014/2013
MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh %
Elektrokrajina 166,827 152,982 155,333 138,455 137,993 129,214 135,307 128,668 132,231 145,948 154,489 171,872 1,749,319 97.4%
Elektrodoboj 55,786 48,882 46,719 46,601 44,061 44,932 51,254 48,342 47,922 52,532 51,624 54,373 593,028 97.2%
Elektrobijeljina 64,669 56,524 60,279 56,879 53,623 52,475 57,292 55,490 53,609 58,806 59,498 65,861 695,005 105.9%
Elektrodistribucija Pale 28,570 23,685 25,672 23,143 22,275 21,123 22,626 23,964 24,068 26,203 26,813 29,599 297,741 99.4%
Elektrohercegovina 19,800 17,218 18,551 16,599 16,732 15,480 15,817 16,740 16,157 16,966 17,751 20,611 208,422 104.6%
RiTE ERS (Ugljevik i Gacko) 855 1,449 707 1,041 1,135 1,608 1,753 1,809 626 202 937 1,047 13,169 108.7%
ERS 336,507 300,740 307,261 282,718 275,819 264,832 284,049 275,013 274,613 300,657 311,112 343,363 3,556,684 99.5%
ED Sarajevo 130,079 110,945 118,789 110,934 105,340 100,169 102,652 101,750 102,823 115,350 120,477 136,495 1,355,803 98.8%
ED Tuzla 89,715 82,388 85,305 81,438 78,681 79,723 84,992 83,555 84,212 89,101 87,278 91,450 1,017,838 98.2%
ED Zenica 85,456 75,909 81,404 77,593 74,313 73,386 76,032 74,613 73,784 82,635 83,825 95,257 954,207 101.2%
ED Mostar 20,025 17,098 17,296 16,147 16,188 16,248 17,716 17,163 14,612 18,616 18,569 21,403 211,081 103.7%
ED Bihać 37,125 33,679 35,006 34,295 33,988 34,444 38,116 38,942 34,608 37,175 35,228 40,632 433,238 98.1%
Direktni potrošači 33,318 35,376 38,581 36,282 37,646 34,530 40,498 39,261 35,397 37,312 39,439 35,313 442,953 98.7%
EPBiH 395,718 355,395 376,381 356,689 346,156 338,500 360,006 355,284 345,436 380,189 384,816 420,550 4,415,120 99.3%
ED Hercegovačko-Neretvanska 47,571 40,647 39,821 35,438 34,617 33,617 36,452 38,199 33,416 36,796 38,461 47,448 462,483 93.9%
ED Zapadnohercegovačka 26,502 23,562 24,354 22,182 22,129 20,753 22,386 22,735 21,456 23,232 24,270 27,620 281,181 90.6%
ED Herceg Bosanska 12,491 12,047 11,833 11,377 11,424 10,799 11,584 12,231 11,157 11,941 12,012 13,800 142,696 97.8%
ED Srednja Bosna 28,656 24,396 26,686 24,240 21,889 22,420 26,398 26,449 22,909 27,811 27,374 29,841 309,069 99.0%
ED Posavska 9,624 8,245 8,593 8,465 7,638 7,472 8,060 8,419 7,794 8,501 8,761 10,538 102,110 96.3%
Direktni potrošači 101,501 92,717 104,850 99,555 96,101 86,005 104,662 104,458 100,788 106,251 36,518 34,165 1,067,571 91.1%
EPHZHB 226,345 201,614 216,137 201,257 193,798 181,066 209,542 212,491 197,520 214,532 147,396 163,412 2,365,110 93.2%
Aluminij (kvalifikovani kupac) 59,520 53,760 59,440 57,600 59,520 57,600 44,640 44,640 43,200 44,700 97,200 100,440 722,260 81.6%
BSI Jajce (kvalifikovani kupac) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 16,560 17,112 33,672
Distrikt Brčko 29,115 24,879 24,449 22,396 21,050 19,542 21,725 22,387 20,449 22,611 25,688 32,099 286,390 99.2%
Potrošnja na prenosnoj mreži 1,047,205 936,388 983,668 920,660 896,343 861,540 919,962 909,815 881,218 962,689 966,212 1,059,864 11,345,564 96.7%
Pumpni rad PHE Čapljina 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3
Preuzimanje sa prenosne mreže 1,047,208 936,388 983,668 920,660 896,343 861,540 919,962 909,815 881,218 962,689 966,212 1,059,864 11,345,567 96.7%
Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži
POTROŠNJA
10
U Tabeli 3.4. prikazani su podaci o mjesečnim i maksimalnim i dnevnim i satnim potrošnjama
električne energije u 2014. godini.
Tabela 3.4.- Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u 2014. godini
MWh/h DAN SAT MWh/h DAN SAT MWh DAN MWh DAN
Januar 1,966 28.01.2014. 18 997 06.01.2014. 4 39,654 28.01.2014. 33,219 01.01.2014.
Februar 1,898 05.02.2014. 19 992 17.02.2014. 4 37,689 05.02.2014. 33,264 16.02.2014.
Mart 1,824 05.03.2014. 19 945 31.03.2014. 4 36,119 05.03.2014. 30,195 30.03.2014.
April 1,793 17.04.2014. 21 917 28.04.2014. 4 36,201 17.04.2014. 30,200 27.04.2014.
Maj 1,657 05.05.2014. 21 845 19.05.2014. 4 32,470 05.05.2014. 28,067 01.05.2014.
Juni 1,599 12.06.2014. 22 853 01.06.2014. 6 32,278 12.06.2014. 28,448 01.06.2014.
Juli 1,615 24.07.2014. 22 904 13.07.2014. 6 32,443 25.07.2014. 29,338 13.07.2014.
August 1,647 11.08.2014. 15 833 05.08.2014. 6 32,610 13.08.2014. 29,100 24.08.2014.
Septembar 1,692 25.09.2014. 20 859 30.09.2014. 4 32,113 26.09.2014. 29,198 14.09.2014.
Oktobar 1,876 30.10.2014. 18 896 06.10.2014. 5 35,865 30.10.2014. 29,254 05.10.2014.
Novembar 1,904 26.11.2014. 18 948 10.11.2014. 4 37,310 27.11.2014. 31,956 09.11.2014.
Decembar 2,207 31.12.2014. 18 992 03.12.2014. 4 42,647 31.12.2014. 34,254 07.12.2014.
MAX SATNA POTROŠNJA MIN SATNA POTROŠNJAMAX DNEVNA
POTROŠNJA
MIN DNEVNA
POTROŠNJA
Slika 3.2.- Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u 2014. godini
U Tabeli 3.5. prikazana je karakteristična postrošnja za dane u kojima je postignuta
maksimalna odnosno minimalna satna snaga konzuma kao i dani sa maksimalnom i
minimalnom dnevnom ptrošnjom. Na Slici 3.3. prikazani su dijagrami opterećenja za
pomenute dane.
U danu kada je postignuto vršno opterećenje konzuma, odnos satnog maksimalnog i
minimalnog opterećenja iznosi 1,76 (2.207/1.254). U danu u kome je postignuto minimalno
opterećenje ovaj odnos je 1,82 (1.516/833). Može se konstatovati da i dalje postoji relativno
nepovoljan odnos maksimalnih i minimalnih satnih vrijednosti opterećenja konzuma BiH na
prenosnoj mreži.
11
Tabela 3.5.- Karakteristične potrošnje električne energije u 2014. godini
MWh Dan Sat MWh Dan Sat MWh Dan MWh Dan
2,207 31.12.2014. 18:00 833 05.08.2014. 6:00 42,647 31.12.2014. 28,067 01.05.2014.
Max satna potrošnja Min satna potrošnja Max dnevna Min dnevna
Slika 3.3.- Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2014. godini
3.1.1 Deklarisana razmjena električne energije sa susjednim sistemima
Prema deklarisanim programima razmjene, u elektroenergetski sistem BiH je u 2014. godini
uvezeno 2.405 GWh, a iz elektroenergetskog sistema BiH izvezeno 5.219 GWh električne
energije. Od toga je u 2014. godini preko prenosne mreže BiH tranzitirano 1.448 GWh
električne energije. Saldo od 2.815 GWh izvezene električne energije predstavlja smanjenje u
odnosu na prošlu godinu (3.715 GWh) ali i ponovno značajno povećanje izvoza u odnosu na
33 GWh izvezene električne energije u 2012. godini. Saldo deklarisane razmjene u 2014.
godini je prikazan na Slici 3.4.
Slika 3.4. Saldo deklarisane razmjene u 2014. godini
3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije
Ostvareni fizički tokovi električne energije na interkonektivnim dalekovodima u 2014. godini
daju saldo razmijenjene električne energije regulacionog područja BiH u iznosu od 2.836
GWh u smijeru izvoza. Iz susjednih elektroenergetskih sistema u sistem BiH injektovano je
0
100
200
300
400
500
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Mjesec
Saldo deklarisane razmjene BiH u 2014. godini
Uvoz IzvozGWh
12
3.162 GWh, a u druge sisteme isporučeno 5.998 GWh električne energije. Tokovi električne
energije na granici sa susjednim sistemima su prikazani na Slici 3.5.
Slika 3.5. Saldo deklarisane razmjene u 2014. godini
Bosnai
Hercegovina
CrnaGora
Hrvatska
Srbija
613 GWh
996 GWh
2.155 GWh
1.955 GWh
13
4. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU
U Tabeli 4.1. prikazani su podaci o proizvodnji i potrošnji električne energije, bilansi snaga za
maksimalno satno opterećenje konzuma BiH u periodu 2004.-2014. godina prema godišnjim
izvještajima koje je pripremio NOSBiH (do jula 2005. godine ZEKC).
Takođe u tabeli su prikazani karakteristični godišnji pokazatelji za period 2004. – 2014.
godina koji se koriste za određivanje godišnje krive trajanja opterećenja. Pokazatelji se
određuju na osnovu sljedećih formula.
- Faktor godišnjeg opeterećenja konzuma:
𝑇𝑃 =𝑃𝑔
𝑃𝑚𝑎𝑥
- Vrijeme iskorišćenja maksimalnog godišnjeg opterećenja:
𝑇𝑔 =𝑊𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑜
𝑃𝑚𝑎𝑥
- Srednje godišnje opterećenje:
𝑃𝑔 =𝑊𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑜
8760
Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2014. godina na
godišnjem nivou, prema izvještajima NOSBiH-a, prikazana je na dijagramu na slici 4.1.
Na slici 4.2. prikazana je potrošnja električne energije po mjesecima u periodu 2008.-2014.
godina – period zahvaćen uticajem ekonomske krize.
14
Tabela 4.1.Karakteristični pokazatelji za period 2004. – 2014. godina
R.b. Godina Pozicija
Ostvareno
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
1 Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (MWh) 10,140,892 10,662,510 10,796,667 10,870,500 11,338,800 10,786,500 11,468,900 11,879,700 11,852,941 11,731,960 11,345,564
2 Godišnji stopa rasta potrošnje (%) 4.17 5.14 1.26 0.68 4.31 -4.87 6.33 3.58 -0,25 -1,02 -3,29
3 Proizvodnja na distributivnoj mreži (MWh) 299,500 324,700 349,749 361,000 526,900 87,800 84,300 19,791 37,573 58,385 47,493
4 Proizvodnja na prenosnoj mreži (MWh) 12,415,287 12,393,225 13,277,084 11,800,400 13,270,200 13,994,900 15,553,500 13,694,919 12,233,666 15,711,551 14,472,360
5 Ukupna proizvodnja (MWh) 12,714,787 12,717,925 13,626,833 12,161,400 13,797,100 14,082,700 15,637,800 13,714,710 12,271,239 15,769,936 14,519,853
6 Gubici na prenosnoj mreži (MWh) 321,292 383,705 311,071 312,000 326,500 306,100 337,900 324,169 308,138 343,102 304,185
7 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (1) (%) 3.17 3.60 2.88 2.87 2.88 2.84 2.95 2.73 2,60 2,92 2,68
8 Pumpni rad 0.00 0.00 0.00 12,400 0.00 0.00 2,200.00 21,403.00 65,970 0.00 3
9 Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži (1+6+8) 10,462,184 11,046,215 11,107,738 11,194,900 11,665,300 11,092,600 11,809,000 12,203,869 12,227,048 12,075,065 11,649,752
10 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (5) (%) 2.59 3.10 2.34 2.64 2.46 2.19 2.17 2.37 2,52 2,18 2,10
11 BILANS NA PRENOSNOJ MREŽI (4-9) (MWh) 1,953,103 1,347,010 2,169,346 605,500 1,604,900 2,902,300 3,744,500 1,491,050 6,618 3,636,486 2,822,608
12 Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži (MW) 1879 2005 2019 2078 2117 2033 2173 2150 2143 2074 2207
13 Angažovana snaga izvora na mreži prenosa (MW) 2598 2446 1707 2206 2435 2273 2870 1956 1820 2119 2313
14 Potrebna snaga primarne rezerve (MW) 12 13 13 14 14 14 14 14 14 14 14
15 Potrebna snaga sekundarne rezerve (MW) 53 56 57 58 59 57 59 59 59 59 59
16 Potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250
17 BILANS (13-12) (MW) 719 441 -312 128 318 240 697 -194 -323 45 106
18 Faktor godišnjeg opterećenja konzuma BiH 0.61 0.61 0.61 0.60 0.61 0.61 0.61 0.63 0.63 0.65 0.59
19 Vrijeme iskorištenja maks. god. opterećenja Tg(h) 5397 5318 5348 5231 5356 5306 5277 5526 5531 5657 5141
20 Srednje godišnje opterećenje Pg (MW) 1154 1217 1232 1241 1291 1231 1309 1356 1349 1339 1295
15
Slika 4.1.- Ukupna godišnja proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2014.
Pregled mjesečne potrošnje u periodu 2008-2014 je dat na slici 4.2.
Slika 4.2. – Potrošnja električne energije po mjesecima u periodu 2008.-2014. godina
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
1990 1991 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
GWh
Year
Consumption EES B&H Production EES B&H
800
900
1000
1100
1200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
16
5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2015.
U tabelama 5.1. – 5.4. prikazani su planske vrijednosti proizvodnje i potrošnje električne
energije za 2015. godinu.
Tabela 5.1.- Proizvodnja na mreži prenosa
(GWh) UKUPNO
HE Rama 645,0
HE Mostar 245,0
PHE Čapljina 192,0
HE Peć-Mlini 73,0
HE Jajce 1 216,0
HE Mostarsko blato 132,0
Ukupno EP HZ HB 1.503,0
HE Jablanica 715,8
HE Grabovica 286,4
HE Salakovac 406,2
Ukupno HE 1.408,4
TE Tuzla 3.684,2
TE Kakanj 2.374,5
Ukupno TE 6.058,7
Ukupno EP BiH 7.467,1
HE Trebinje 1 388,3
HE Dubrovnik 587,9
HE Višegrad 909,2
HE Bočac 274,3
Ukupno HE 2.159,7
TE Gacko 1.650,0
TE Ugljevik 1.674,0
Ukupno TE 3.324,0
Ukupno ERS 5.483,7
Ukupno HE u BiH 5.071,2
Ukupno TE u BiH 9.382,7
Ukupno 14.453,8
Tabela 5.2. Bruto distributivna potrošnja
(GWh) UKUPNO
EP HZ HB 1413,70
EP BiH 4456,42
ERS 3576,01
Distrikt Brčko 300,00
Ukupno bruto distr. potrošnja 9746,14
Tabela 5.3. Direktni kupci (kvalifikovani i
tarifni)
(GWh) UKUPNO
B.S.I. Jajce 201,48
Aluminij Mostar (kvalif dio) 876,00
Ukupno Kvalif. kupci 1077,48
Steelmin 272,20
B.S.I. Jajce 35,04
Aluminij Mostar (snab.) 1095,00
Željeznica FBiH 6,00
EP HZ HB 1408,24
Mittal Steel Zenica 380,00
Željeznice FBiH 47,94
Željezara Ilijaš 4,42
Cementara Kakanj 67,50
KTK Visoko 0,45
EP BiH 500,31
FG Birač Zvornik 108,00
Željeznica RS 18,70
Novi rudnici Ljubija 29,16
Potrošnja HE, R i TE 17,19
ERS 173,05
Ukupno tarifni kupci 2081,60
Ukupno direktni kupci 3159,08
Tabela 5.4. Ukupna potrošnja u BiH
(GWh) UKUPNO
EP HZ HB 2.821,94
EP BiH 4.956,73
ERS 3.749,06
Distrikt Brčko 300,00
Kvalifikovani kupci 1077,48
Ukupna potrošnja u BiH 12.905,22
17
Podaci iz prethodnih tabela su preuzeti iz Bilansa električne energije na mreži prenosa za
2015. godinu, koji NOS BiH izrađuje na osnovu bilansa potrošnje i proizvodnje električne
energije elektroprivreda u BiH i Distrikta Brčko. Ukupne bilansne vrijednosti su date u
sljedećoj tabeli.
Tabela 5.5. Bilans električne energije za 2015.
1. Bruto distributivna potrošnja 9.746,14
2. Direktni tarifni kupci 2.081,60
3. Direktni kvalifikovani kupci 1077,48
4. Direktni kupci 3.159,08
5. Proizvodnja na mreži prenosa 14.453,84
6. Proizvodnja DHE, MHE, VE i ITE 743,31
7. Gubici prenosa 328,00
8. Isporuka sa mreže prenosa 12.091,36
9. Ukupna potrošnja u BiH 12.905,22
10. Ukupna proizvodnja u BiH 15.197,16
Bilans BiH (10.-9.-7.) 2.034,49
18
6. PROGNOZA POTROŠNJE 2016.-2025. GODINA
6.1 Statistički podaci relevatni za planiranje potrošnje
Zvanični nosioci statističkih aktivnosti u Bosni i Hercegovini su: Agencija za statistiku Bosne
i Hercegovine, Zavod za statistiku Federacije Bosne i Hercegovine, Republički zavod za
statistiku Republike Srpske i Statistički biro Distrikta Brčko, koji je prema Zakonu o statistici
BiH ispostava Agencije za statistiku BiH.
U Tabeli 6.1. je dat pregled potrošnje električne energije na prenosnoj mreži i dostupnih
podataka o osnovnim indikatorima za Bosnu i Hercegovinu, za period 2003.-2014. godina [1],
[2], prema podacima zvaničnih statističkih organizacija (www.bhas.ba).
Tabela 6.1.- Pregled potrošnje električne energije i osnovnih indikatora za Bosnu i Hercegovinu
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Procjena
ukupnog
prisutnog
stanovn.hilj.
3.832 3.842 3.843 3.843 3.842 3.842 3.843 3.843 3.840 3.836 3.792* 3.792*
Broj st./km2 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 74 74
BDP u mil.
KM
14.689
15.946
17.218
19.333
21.836
24.759
24.051
24.584
25.772
25.734
26.282 -
BDP/stan. u
KM 3.833 4.150 4.480 5.031 5.683 6.444 6.258 6.397 6.711 6.709 6.930 -
BDP/stan. u
EUR*** 1.956 2.118 2.291 2.572 2.906 3.295 3.200 3.271 3.432 3.430 3.636
-
Porast BDP
(%) 5,22 8,27 7,97 12,28 12,95 13,39 -2,86 2,22 4,8 -0,15 2,2 -
Potrošnja
el.energije
GWh**
9.734 10.141 10.663 10.797 10.871 11.338 10.787 11.469 11.880 11.853 11.732 11.379
Porast
potrošnje
(%)
6,42 4,18 5,14 1,26 0,69 4,2 -4,9 6,3 3,6 -0,2 -1,02 -3,00
*Preliminarni rezultati Popisa 2013. godine ,
**Potrošnja električne energije na mreži prenosa (podaci NOS BiH),
***obračunato po prosječnom godišnjem kursu eura CB BiH
Treba naglasiti da je posljednji popis broja stanovnika u BiH obavljen 1991. godine, kada je
na području Bosne i Hercegovine registrovano 4.377.033 stanovnika. Podaci koji su dati u
Tabeli 6.1. predstavljaju procjenu broja stanovnika koje su izvršile statističke organizacije.
Ukupan broj stanovnika u BiH prema preliminarnim rezultatima popisa je 3.791.622
stanovnika. Konačni rezultati popisa će biti sukcesivno objavljivani u periodu 2014-2016.
godina.
Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008.-2013.
godine koju objavljuje Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine u svojim saopštenjima
„Statistika energije“ je data u Tabeli 6.2. Iznos finalne potrošnje je nešto manji (cca 10%) od
egzaktnih podataka o potrošnji električne energije na prenosnoj mreži koje publikuje NOS
19
BiH jer nisu uračunati gubici na distributivnoj mreži, međutim ovi izvještaji su značajni jer
ukazuju na procentualnu strukturu potrošača.
Finalna potrošnja električne energije predstavlja finalnu potrošnju energije u industriji,
građevinarstvu, saobraćaju, poljoprivredi, domaćinstvima i ostalim sektorima.
U finalnoj potrošnji električne energije u 2013. godini domaćinstva učestvuju sa 42,3%,
industrija sa 37,4%, a ostali potrošači uključujući građevinarstvo, saobraćaj i poljoprivredu
učestvuju sa 20,3%.
Najveće učešće u potrošnji električne energije u 2011. godini u industrijskom sektoru ima
industrija proizvodnje metala bez željeza sa 48,1%, dok industrija željeza i čelika učestvuje sa
19,4%.
Tabela 6.2.– Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008.-
2013. godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH)
GWh 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Industrija željeza i čelika
Hemijska (uklj. i
petrohemijsku)
Metali bez željeza
Nemetalni mineralni
proizvodi
Transportna oprema
Mašine
Rudarstvo i kamenolomi
Prerada hrane, pića i duhana
Celuloza, papir i štampanje
Drvo i drveni proizvodi
Tekstil i koža
Nespecificirano (industrija)
472
93
2027
200
23
210
58
268
197
113
37
102
351
72
1596
177
19
187
65
164
174
94
41
93
595
81
1884
181
23
224
80
190
177
115
47
95
678
89
2106
189
24
230
84
202
192
137
88
112
750
107
2041
181
43
206
90
244
238
174
90
133
793
104
1969
154
35
216
75
195
190
156
84
118
Industrija ukupno 3800 3033 3692 4131 4297 4089
Industrija (%) 38,1% 32,1% 35,9% 38,3% 38,7% 37,4%
Saobraćaj 94 98 136 139 107 84
Saobraćaj (%) 0,9% 1,0% 1,3% 1,3% 0,9% 0,7%
Domaćinstva 4335 4539 4542 4541 4599 4624
Domaćinstva (%) 43,4% 48% 43,9% 42,1% 41,4% 42,3%
Građevinarstvo 94 99 127 84 86 60
Poljoprivreda 53 67 89 94 90 84
Ostali potrošači 1608 1627 1761 1799 1918 2027
Ostala potrošnja ukupno 1755 1793 1977 1977 2201 2255
Ostala potrošnja ukupno
(%) 17,6% 19% 19,1% 18,3%
19,9%
20,3%
FINALNA
POTROŠNJA 9974 9463 10347 10788 11097 10933
6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim
proizvodom
Teoretski model prognoziranja potrošnje električne energije, na bazi korelacije sa bruto
društvenim proizvodom, se bazira na linearnoj funkcionalnoj povezanosti između potrošnje
20
električne energije i BDP-a. To znači da je za određeni nivo BDP, potrebno utrošiti i
adekvatnu količinu električne energije.
Prema istraživanjima, postoji visok stepen korelacije između promjena bruto društvenog
proizvoda i promjena u potrošnji električne energije. Konstatovana je pozitivna korelacija, tj.
porast društvenog proizvoda dovodi do porasta potrošnje električne energije sa vrlo visokim
stepenom korelacije (između 0,95 i 0,99). Ovu tezu potvrđuje i vrlo visok stepen elastičnosti
između stope rasta bruto društvenog proizvoda i stope rasta potrošnje električne energije.
Koeficijent elastičnosti se obično kreće od 0,85 do 0,95, što znači da promjena bruto
društvenog proizvoda od 1% izaziva promjene u potrošnji od 0,85% -0,95%.
Na slici 6.1. je prikazan uporedni dijagram kretanja BDP (mil.KM) i potrošnje (GWh) u
Bosni i Hercegovini za period 2000.-2013. (2014). godina. U svim posmatranim godinama,
izuzev 2009. i 2012. godine zabilježeni su porast BDP-a i potrošnje električne energije. Samo
u 2013. godini je zabilježen porast BDP-a, uz istovremeni pad potrošnje električne energije.
Ovakva kretanja se direktno odražavaju i na koeficijent elastičnosti koji je za 2005-u godinu
iznosio 0,62, u 2006. godini 0,56, u 2007. godini 0,5, u 2008. 0,46, u 2009. 0,45, u 2010.
0,47, a u 2011. i 2012. godini iznosio je 0,47. Proračunati srednji koeficijent elastičnosti za
period 2005.-2012. godina iznosi 0,5.
Slika 6.1. - Bruto društveni proizvod i potrošnja električne energije u BiH
U Tabeli 6.3 je data procjena porasta BDP-a, i potrošnje električne energije u Bosni i
Hercegovini za period 2016.-2025. godina.
U 2016. godini procjenjen realni porast BDP-a je 2,5%, a u 2017. godini 3%, prema
najnovijim prognozama Svjetske banke [www.worldbank.org], dok je za period nakon 2017.
godine na osnovu opštih ekonomskih kretanja u BiH i regionu procjenjen porast od 4%.
Uz pretpostavljeni rast BDP od 2,5% u 2016. godini, odnosno 3% u 2017. godini i 4% za
period do 2025. godine i prethodno proračunati koeficijent elastičnosti 0,5 dobijemo poraste
potrošnje električne energije od 1,25% u 2016. godini, odnosno 1,5% u 2017. godini i 2% za
period do 2025. godine.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
GWh, mil.KM
Potrošnja (GWh) BDP (mil.KM)
21
Tabela 6.3.- Prognoza potrošnje električne energije u BiH na bazi korelacije sa BDP-om
Kod prognoziranja potrošnje električne energije na osnovu korelacije sa bruto društvenim
proizvodom u BiH ima dosta nepoznanica, radi nepoznavanja tačnijih podataka o kretanju
BDP u narednom periodu, ali se gore navedene procjene mogu u kombinaciji sa drugim
metodama koristiti za određivanje okvirnog porasta potrošnje.
6.3 Izvještaji i predviđanja ENTSO-E
Izvještaj “Scenario Outlook and Adequacy Forecast (SO&AF) 2014 – 2030” (www.entsoe.eu)
je godišnja publikacija ENTSO-E, koja se koristi kao osnova za desetogodišnji pan-evropski
plan (Ten Year Network Development Plan-TYNDP) i Regionalne planove investicija
(Regional Investment Plans-RgIP). Izvještaj SO&AF2014 je publikovan kao dio
desetogodišnjeg pan-evropskog plana TYNDP 2014.
Kod predviđanja porasta opterećenja za period 2014-2025. godina, Bosna i Hercegovina se
nalazi u grupi zemalja sa prosječnim godišnjim porastom opterećenja (većim od 1,92% i
manjim od 2,5%- Slika 6.2.)
Godina Procjenjeni realni
porast BDP-a
Porast potrošnje
električne energije
2016 2,5% 1,25%
2017 3,0% 1,5%
2018 4,0% 2%
2019 4,0% 2%
2020 4,0% 2%
2021 4,0% 2%
2022 4,0% 2%
2023 4,0% 2%
2024 4,0% 2%
2025 4,0% 2%
22
Slika 6.2.- Prosječni godišnji porast opterećenja ENTSO-E za period 2014. – 2025. godina
Kod predviđanja porasta opterećenja za period 2014-2030. godina, Bosna i Hercegovina se
nalazi u grupi zemalja sa prosječnim godišnjim porastom opterećenja (većim od 0,82% i
manjim od 1,92%- Slika 6.3.)
Slika 6.3.- Prosječni godišnji porast opterećenja ENTSO-E za period 2014. – 2030. godina
23
6.4 Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže
Kao što je već u Uvodu navedeno, NOSBiH je blagovremeno pripremio sve potrebne
elemente kako bi korisnicima prenosne mreže omogućio pravovremeno informisanje o
njihovim obavezama u dostavljanju planskih podataka u skladu sa Zakonom i Mrežnim
kodeksom.
6.4.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca
U Tabeli 6.4. su prikazani dostavljeni podaci o potrošnji korisnika koji su direktno priključeni
na prenosnu mrežu, a u Tabeli 6.5. maksimalne snage na prenosnoj mreži za period 2016.-
2025. godina. Podatke su do utvrđenog roka dostavili Aluminij d.d. Mostar, Alumina d.o.o.
Zvornik i BSI d.o.o. Jajce. Takođe, Elektroprivreda RS je dostavila podatke za potrošača
Željeznice RS i Alumina d.o.o. Zvornik [3]. Za ostale direktno priključene kupce korišteni su
podaci iz prethodnog Indikativnog plana, uz pretpostavku da je potrošnja u 2025. godini
jednaka potrošnji u prethodnim godinama. Potrebno je napomenuti da je u NOS BiH u
saradnji sa Elektroprenos-om BiH revidovan Elaborat priključka potrošača R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad na prenosnu mrežu.
Prema podacima iz Tabele 6.4 većina direktno priključenih kupaca predviđa konstantnu
potrošnju tokom posmatranog desetogodišnjeg perioda, kao i konstantnu maksimalnu snagu
(Tabela 6.5).
Detaljne prijave u skladu sa metodologijom koje su dostavili navedeni korisnici nalaze se u
bazi podataka NOSBiH.
Tabela 6.4. Plan potrošnje direktno priključenih kupaca (GWh) za period 2016.-2025. godina
Korisnik 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Aluminij d.d.
Mostar (b.s.) 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010
Aluminij d.d.
Mostar (v.s.) 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211
Aluminij d.d.
Mostar (n.s.) 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010
Steelmin
B.S.I. d.o.o. Jajce
(b.s.) 225,5 225,2 225,2 236,5 225,5 225,2 225,2 236,5 225,5 225,2
Željeznice F BiH
Cementara Kakanj
(b.s.) 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5
Cementara Kakanj
(v.s.) 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5
Cementara Kakanj
(n.s.) 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5
Mittal Steel Zenica
(b.s.) 494,9 495,9 504,1 508,2 512,3 517,3 517,3 517,3 517,3 517,3
Mittal Steel Zenica
(v.s.). 514,7 515,7 524,3 528,5 532,8 538,0 538,0 538,0 538,0 538,0
Mittal Steel Zenica
(n.s.) 480,1 481,0 489,0 493,0 496,9 501,8 501,8 501,8 480,1 501,8
Željezara Ilijaš
(b.s.) 5,76 6,00 6,24 6,48 6,84 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2
Željezara Ilijaš
(v.s.) 7,2 7,5 7,8 8,0 8,55 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0
Željezara Ilijaš
(n.s.) 4,32 4,50 4,68 4,86 5,13 5,40 5,40 5,40 5,40 5,40
KTK Visoko
24
Željeznice RS (b.s.) 22,7 22,9 23,1 23,4 23,6 23,9 24,1 24,3 24,6 24,7
Željeznice RS (v.s.) 23,0 23,2 23,5 23,7 24,0 24,2 24,5 24,7 25,0 25,2
Željeznice RS (n.s.) 22,4 22,6 22,8 23,1 23,3 23,5 23,8 24,0 24,3 24,5
Alumina d.o.o.
Zvornik (b.s.) 128 128 128 128 128 128 128 128 128 128
Alumina d.o.o.
Zvornik (v.s.) 134,4 134,4 134,4 134,4 134,4 134,4 134,4 134,4 134,4 134,4
Alumina d.o.o.
Zvornik (n.s.) 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6 121,6
R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad 110 220 220 220 220 220 220 220 220 220
Tabela 6.5.- Maksimalne snage (MW) na prenosnoj mreži za period 2016.-2025 Bazni scenario.
Korisnik 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Aluminij d.d.
Mostar 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0
Steelmin
B.S.I. d.o.o. Jajce 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27
Željeznice F BiH
Cementara
Kakanj 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3
Mittal Steel
Zenica 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0
Željezara Ilijaš 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6
KTK Visoko
Željeznice RS 12,0 12,0 12,0 12,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0
Alumina d.o.o.
Zvornik 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0
R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0
6.4.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća
Podatke o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji TS 110/x kV od elektroprivrednih
(distributivnih) preduzeća u Bosni i Hercegovini su u predviđenom terminu dostavile JP EP
BiH, i MH ERS. Podaci nisu dostavljeni od strane JP EP HZ HB i JP Komunalno Brčko, pa
su korišteni podaci iz prethodnog Indikativnog plana.
Podaci o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji postojećih transformatorskih stanica
110/x kV, kao i Lista prijedloga za izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kV koje
je za Indikativni plan dostavila JP EP BiH, su sastavni dio Priloga [4]. Podaci su podijeljeni
po elektrodistribucijama: ED Sarajevo, ED Tuzla, ED Zenica, ED Bihać i ED Mostar. JP EP
BiH je za Indikativni plan dostavila podatke o potrošnji TS 110/x kV za period 2016.-2025.
godina sa prosječnim rastom od 3% za bazni scenario, za optimistički (viši) scenario 4% a za
pesimistički scenario oko 2%, što su nešto niži procenti porasta nego u prethodnim
predviđanjima. Što se tiče prognoze strukture potrošnje dat je podatak o strukturi potrošnje JP
EP BiH u 2013. godini: Industrijska potrošnja (35 i 10 kV) 26,77 %, domaćinstva 51,90 %,
ostala potrošnja (0,4 kV) 19,41% i javna rasvjeta 1,93%. Takođe je za svaku pojedinu TS
110/x kV data potrošnja i izmjereno vršno opterećenje u 2013. godini. Svi gore navedeni
podaci su dio Priloga.
25
U dostavljenim podacima JP EP HZ HB za prethodni Indikativni plan 2015-2024, je za
svaku postojeću TS 110/x kV prognozirana ukupna potrošnja – bazni scenario temeljem
ostvarene preuzete električne energije za 2013. godinu i godišnje stope porasta od 1,5%
(prema Studiji energetskog sektora u BiH, referentni scenarij S2). Iznos postotka stope rasta –
viši scenario je za svaku TS 110/x kV preuzet iz Integralne studije razvoja JP EP HZ HB
2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu i iznosi prosječno 2%. Iznos postotka
stope rasta – niži scenario u iznosu od 1,2% je preuzet iz Studije energetskog sektora u BiH sa
mjerama (S3) razvoja potrošnje električne energije za JP EP HZ HB. Ovi podaci
sistematizovani po županijama su sastavni dio Priloga prethodnog Indikativnog plana 2015-
2024, gdje su takođe dati i podaci o planiranoj izgradnji novih distributivnih čvorišta. Prema
Integralnoj studiji razvoja JP EP HZ HB 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu
[5] planirano je povećanje opterećenja od 2% po svakoj TS 110/x kV koje je linearno
raspoređeno za period 2015.-2024. godina. Što se tiče prognoze strukture potrošnje za
referentni scenario (S2) u Studiji energetskog sektora u BiH predviđa se smanjenje udjela
potrošnje domaćinstava s 49% u 2005. godini na 46% u 2020. godini a povećava udio kupaca
na niskom (osim domaćinstava) i srednjem naponu s 32% u 2005. godini na 46% u 2020.
godini.
MH ERS je dostavila podatke o predviđenom rastu potrošnje postojećih TS 110/x kV [3]i to
za bazni scenario sa prosječnim godišnjim rastom od oko 3,2%, za viši scenario oko 3,5% i
niži scenario oko 0,9%. U Prilogu se nalaze detaljni podaci prognoze potrošnje postojećih TS
110/x kV za elektrodistribucije: ZP Elektrokrajina, ZP Elektrodoboj, ZEDP Elektrobijeljina,
ZP ED Pale, ZP Elektrohercegovina, i novoplaniranih transformatorskih stanica 110/x kV ZP
Elektrokrajina. Prognoze rasta su različite, zavisno od elektrodistributivnog preduzeća: ZP
Elektrokrajina – bazni scenario 4%, viši scenario 4%, niži scenario 0,5%, ZP Elektrodoboj-
bazni scenario 3%, viši scenario 3,5%, niži scenario 2,5%, ZEDP Elektrobijeljina- bazni
scenario 2%, viši scenario 3%, niži scenario 1%, ZP ED Pale- bazni scenario oko 1%, viši
scenario 1,8%, niži scenario 0,6%, ZP Elektrohercegovina- bazni scenario 1,5%, viši scenario
2%, niži scenario 0,5%. Što se tiče strukture potrošnje, zavisno od elektrodistribucije za cijeli
period je ili ostavljena ista struktura potrošnje, ili je predviđeno smanjenje udjela potrošnje
domaćinstava uz povećanje udjela industrijske i ostale potrošnje.
Javno preduzeće ''Komunalno Brčko'' d.o.o. – Brčko Distrikt je dostavilo NOS BiH za
prethodni Indikativni plan 2015-2024, podatke o sumarnoj potrošnji (MWh) i sumarnoj snazi
(MW) na dvije trafostanice 110 kV (Brčko 1 i Brčko 2). Prosječna stopa rasta za bazni
scenario iznosi 1,5%. Predviđena stopa rasta potrošnje u višem scenariju je 2,25%, dok je u
nižem scenariju predviđen porast od 1%. Što se tiče strukture potrošnje u 2015. godini je
predviđeno učešće industrijske potrošnje 13%, ostale potrošnje 25%, domaćinstava 58% i
javne rasvjete 4%. U 2024. godini je predviđeno učešće industrijske potrošnje 14,8%, ostale
potrošnje 28,6%, domaćinstva 53,5% i javne rasvjete 3,1%.
U Tabeli 6.6. je data prognoza distributivne potrošnje po elektroprivrednim kompanijama.
Prognoza je urađena na osnovu Bilansa električne energije za 2015. godinu i prosječnih
procenta porasta za bazni, viši i niži scenario, koje su dale elektroprivredne kompanije, s tim
da je odvojeno data potrošnja za JKP Komunalno Brčko.
Na osnovu ovih podataka može se zaključiti da će distributivna potrošnja u narednom
planskom periodu imati prosječan rast od oko 2,8% u baznom scenariju, 3,5% u višem
scenariju i 1,5% u nižem scenariju.
26
U Indikativnom planu nije razmatrana opravdanost izgradnje novih transformatorskih
stanica 110/x kV, koje su elektroprivredne kompanije predložile u svojim planovima
razvoja (date u Prilogu), i ove TS nisu predmet Indikativnog plana razvoja proizvodnje.
Elektroprenos BiH će u skladu sa svojim pravima i obavezama, u dugoročnim planovima
razvoja prenosne mreže razmatrati izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kv i način
njihovog priključivanja na prenosnu mrežu.
Tabela 6.6. Plan bruto distributivne potrošnje u BiH (GWh)
Korisnik 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
EP HZ HB (b.s.) 1.434,9 1.456,4 1.478,3 1.500,4 1.523,0 1.545,8 1.569,0 1.592,5 1.616,4 1.640,7
EP HZ HB (v.s.) 1.442,0 1.470,8 1.500,2 1.530,.2 1.560,8 1.592,1 1.623,9 1.656,4 1.689,5 1.723,3
EP HZ HB (n.s.) 1.430,7 1.447,8 1.465,2 1.482,8 1.500,6 1.518,6 1.536,8 1.555,3 1.573,9 1.592,8
ERS (b.s.) 3.690,4 3.808,5 3.930,4 4.056,2 4.186,0 4.319,9 4.458,2 4.600,8 4.748,0 4.900,0
ERS (v.s.) 3.701,.2 3.830,7 3.964,8 4.103,5 4.247,2 4.395,8 4.549,7 4.708,9 4.873,7 5.044,3
ERS (n.s.) 3.608,2 3.640,7 3.673,4 3.706,5 3.739,8 3.773,5 3.807,5 3.841,7 3.876,3 3.911,2
EP BiH (b.s.) 4.590,1 4.727,8 4.869,6 5.015,7 5.166,2 5.321,2 5.480,8 5.645,2 5.814,6 5.989,0
EP BiH (v.s.) 4.634,7 4.820,0 5.012,8 5.213,4 5.421,9 5.638,8 5.864,3 6.098,9 6.342,8 6.596,6
EP BiH (n.s.) 4.545,5 4.636,4 4.729,2 4.823,8 4.920,2 5.018,6 5.119,0 5.221,4 5.325,8 5.432,3
JP ''K. Brčko'' doo (b.s.) 304,5 309,1 313,7 318,4 323,2 328,0 333,0 337,9 343,0 348,2
JP ''K. Brčko'' doo (v.s.) 304,5 309,1 313,7 318,4 323,2 328,0 333,0 337,9 343,0 348,2
JP ''K. Brčko'' doo (n.s.) 303,0 306,0 309,1 312,2 315,3 318,5 321,6 324,9 328,1 331,4
Ukupno
bazni scenario 10.019,9 10.301,8 10.592,0 10.890,7 11.198,3 11.514,9 11.840,9 12.176,5 12.522,1 12.877,8
viši scenario 10.082,3 10.430,6 10.791,6 11.165,5 11.553,1 11.954,7 12.370,8 12.802,1 13.249,1 13.712,3
niži scenario 9.887,4 10.031,0 10.176,9 10.325,2 10.476,0 10.629,2 10.784,9 10.943,2 11.104,1 11.267,7
6.4.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od
korisnika prenosne mreže
S obzirom da su za ovaj Indikativni plan podatke poslala sva distributivna preduzeća, i dio
najvećih direktnih potrošača, kao i na realniju prognozu distributivne potrošnje u odnosu na
27
prethodne godine, urađena je prognoza potrošnje na prenosnoj mreži za period 2016.-2025.
godina, na bazi podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže.
Prognoza distributivne potrošnje je preuzeta iz Tabele 6.6. Što se tiče direktnih potrošača
uzeta je prognoza potrošnje prema Tabeli 6.4 za potrošače koji su dostavili inovirane podatke
za Indikativni plan: Aluminij d.d. Mostar, BSI d.o.o. Jajce, Željeznice RS, Alumina d.o.o.
Zvornik. Ostali direktni potrošači su razmatrani sa potrošnjom prema Bilansu za 2015.
godinu, a dodana je i potrošnja novog potrošača R-S Silicon d.o.o. Mrkonjić Grad, za koji je u
2014. godini revidovan Elaborat priključka na prenosnu mrežu..
Rezultati za tri scenarija prognoze potrošnje su dati u Tabeli 6.7.
Tabela 6.7.- Prognoza potrošnje el.en. na prenosnoj mreži BiH u GWh za period 2016.-2025. na bazi
podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže
Korisnik 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Distributivna
potrošnja u BiH
(b.s.) 10.019,9 10.301,8 10.592,0 10.890,7 11.198,3 11.514,9 11.840,9 12.176,5 12.522,1 12.877,8
Direktni potrošači
(b.s.) 3.230,1 3.230,0 3.230,2 3.241,8 3.231,0 3.231,0 3.231,2 3.242,7 3.232,0 3.231,8
Ukupna potrošnja
BiH
(b.s.) 13.250,0 13.531,8 13.822,2 14.132,5 14.429,3 14.745,9 15.072,1 15.419,2 15.754,0 16.109,6
bazni scenario (%) 2,7 2,1 2,1 2,2 2,1 2,2 2,2 2,3 2,2 2,3
Distributivna
potrošnja u BiH
(v.s.) 10.082,3 10.430,6 10.791,6 11.165,5 11.553,1 11.954,7 12.370,8 12.802,1 13.249,1 13.712,3
Direktni potrošači
(v.s.) 3.437,8 3.437,7 3.438,0 3.449,5 3.438,8 3.438,7 3.439,0 3.450,5 3.439,8 3.439,7
Ukupna potrošnja
BiH
(v.s.) 13.520,1 13.868,3 14.229,5 14.615,0 14.991,8 15.393,3 15.809,8 16.252,6 16.688,8 17.152,0
viši scenario (%) 4,8 2,6 2,6 2,7 2,6 2,7 2,7 2,8 2,7 2,8
Distributivna
potrošnja u BiH
(n.s.) 9.887,4 10.031,0 10.176,9 10.325,2 10.476,0 10.629,2 10.784,9 10.943,2 11.104,1 11.267,7
Direktni potrošači
(n.s.) 3.223,4 3.223,3 3.223,5 3.235,1 3.224,3 3.224,2 3.224,5 3.236,0 3.225,3 3.225,2
Ukupna potrošnja
BiH
(n.s.) 13.110,7 13.254,2 13.400,3 13.560,3 13.700,2 13.853,3 14.009,4 14.179,2 14.329,4 14.492,9
niži scenario (%) 1,6 1,1 1,1 1,2 1,0 1,1 1,1 1,2 1,1 1,1
Prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025. u baznom
scenariju je 2,2%, višem scenariju 2,9%, i nižem scenariju je 1,2%.
6.5 Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH
U prethodnom poglavlju je urađena prognoza potrošnje na bazi podataka koji su dostavili
korisnici prenosne mreže –Tabela 6.7. S obzirom da se u Tabeli 6.7 u početnim godinama
dobije nesrazmjerno veliki procenat porasta potrošnje, za prognozu potrošnje električne
energije na prenosnoj mreži BiH su korišteni prosječni porasti potrošnje iz iste tabele. Tako se
dobiju tri scenarija:
28
- Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji porast 1,2%)
- Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast 2,2%)
- Optimistični scenario – viši scenario (prosječni godišnji porast 2,9%)
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2016-2025 godina i ostvarena potrošnja
u periodu 2001-2014 je data u Tabeli 6.8. (na ovu potrošnju treba dodati još gubitke prenosa).
Za 2015. godinu je prognozirana potrošnja prema Bilansu za 2015. godinu
Osim tri osnovna scenarija prognoze potrošnje (bazni, viši, niži) u Tabeli 6.8 je data prognoza
potrošnje koja se bazira na predviđenom porastu BDP (prema Tabeli 6.3).
Tabela 6.8. Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH
za četiri scenarija za period 2016. – 2025. godina
Godina
Realistični
scenario
Pesimistički
scenario
Optimistički
scenario
Prognoza prema
BDP-u
(GWh) % (GWh) % (GWh) % (GWh) %
2001 9.185 3,49
2002 9.147 -0,41
2003 9.734 6,42
2004 10.141 4,18
2005 10.663 5,14
2006 10.797 1,26
2007 10.871 0,69
2008 11.338 4,30
2009 11.063 -2,43
2010 11.469 3,67
2011 11.880 3,58
2012 11.853 -0,23
2013 11.732 -1,02
2014 11.379 -3,01
2015 12.091 6,26 12.091
12.091
12.091
2016 12.357 2,20 12.236 1,20 12.442 2,90 12.242 1,25
2017 12.629 2,20 12.383 1,20 12.802 2,90 12.426 2,00
2018 12.907 2,20 12.532 1,20 13.174 2,90 12.674 2,00
2019 13.191 2,20 12.682 1,20 13.556 2,90 12.928 2,00
2020 13.481 2,20 12.834 1,20 13.949 2,90 13.186 2,00
2021 13.777 2,20 12.988 1,20 14.353 2,90 13.450 2,00
2022 14.081 2,20 13.144 1,20 14.770 2,90 13.719 2,00
2023 14.390 2,20 13.302 1,20 15.198 2,90 13.993 2,00
2024 14.707 2,20 13.461 1,20 15.639 2,90 14.273 2,00
2025 15.030 2,20 13.623 1,20 16.092 2,90 14.559 2,00
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025. godina, za četiri scenarija,
ostvarenje potrošnje u periodu 2001.-2014. godina i planirana potrošnja prema Bilansu
električne energije na mreži prenosa za 2015. godinu, su dati na slici 6.3. Iscrtkano je data
prognoza potrošnje prema BDP-u i sa slike se vidi da se ona najvećim dijelom podudara sa
prognozom potrošnje na osnovu podataka od korisnika prenosnog sistema prema baznom
scenariju.
29
Slika 6.2. Prognoza potrošnje na prijenosnoj mreži BiH za period 2015.-2025. i ostvarenje
potrošnje u periodu 2001.-2014.godina
Potrebno je napomenuti da je u prošloj godini došlo do smanjenja potrošnje za oko 3%, iako
to nije bilo predviđeno Bilansom za 2014. godinu. Ovaj pad je u najvećoj mjeri uzrokovan
smanjenom potrošnjom najvećeg potrošača u BiH, Aluminija, što bi se moglo desiti i ove
godine (npr. u januaru 2015. godine potrošnja Aluminija je bila na nivou 50% potrošnje u
januaru 2014. godine).
Za planski period 2016-2025 je predviđeno da na prenosnoj mreži BiH budu sljedeći direktni
potrošači: Aluminij Mostar, BSI Jajce, Steelmin, Željeznica FBiH, Mittal Steel Zenica,
Željezara Ilijaš, Cementara Kakanj, KTK Visoko, Alumina Zvornik, Željeznice RS i R-S
Silicon Mrkonjić Grad.
5,000
7,000
9,000
11,000
13,000
15,000
17,000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
GWh
Realistični scenario Pesimistični scenarioOptimistični scenario Prognoza prema BDP-u
30
7. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2016. – 2025. GODINA
7.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta
Bilansi električne enrgije za planski period 2016.–2025. godina urađeni su za tri scenarija
potrošnje: ‘’pesimistički’’ – niži scenario potrošnje, ‘’realistički’’ – bazni scenario potrošnje i
‘’optimistički’’ – viši scenario potrošnje, opisana u odjeljku 6.
Mrežnim kodeksom, tačka 4.1.3, definiše se da ‘’Novi proizvodni kapacitet, za koga je
investitor obezbijedio Ugovor o koncesiji i Elaborat tehničkog rješenja priključka u skladu sa
odredbama Pravilnika o priključku, biće bilansno uključen u Indikativni plan razvoja
proizvodnje’’.
U proteklom periodu, od usvajanja Pravilnika o priključku, izvršena je revizija Elaborata o
tehničkom rješenju priključka na prenosnu mrežu za trinaest novih elektrana. Za TE Stanari, s
obzirom da je prva revizija Studije izvodljivosti uklapanja TE Stanari u EES Bosne obavljena
prije definisanja i stupanja na snagu Pravilnika o priključku, urađen je i revidovan novi
Elaborat priključka. Ova elektrana bi trebala ući u pogon krajem 2015. godine. Osim za TE
Stanari, u 2014. godini su urađene revizije Elaborata za 4 vjetroelektrane: Podveležje, Debelo
Brdo, Jelovača i Orlovača, ukupne snage 180,9 MW.
Podaci o planiranoj proizvodnji i snazi novih (bilansiranih) proizvodnih kapaciteta pridruženi
su postojećim proizvodnim kapacitetima, te poređenjem sa tri scenarija potrošnje formiran je
10-godišnji bilans energija i snaga na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine.
S obzirom na osjetljivost proizvodnje HE od hidroloških prilika, što se naročito odrazilo u
proteklih nekoliko godina, kao i određeni nesklad u podacima o planskim vrijednostima
proizvodnje za pojedine HE, u Tabeli 7.1. navedeni su podaci o proizvodnji iz različitih izvora
podataka. U bilansima, proizvodnja svih HE planirana je na bazi prosječne hidrološke godine,
odnosno podataka koje su dostavile elektroprivredne kompanije.
JP Elektroprivreda Bosne i Hercegovine [4], JP Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg
Bosne [6] i MH Elektroprivreda Republike Srpske [3] su za cijeli planski period dostavile
podatke za sve proizvodne kapacitete, uključujući i nove bilansirane. Što se tiče izlaska iz
pogona termo blokova JP Elektroprivreda BiH je dostavila sljedeće podatke: blok 3 u TE
Tuzla prestaje sa radom u 2019. godini, blok 4 u 2021. godini, a blok 5 TE Kakanj izlazi iz
pogona 2024. godine. Vezano za ulazak u pogon novih blokova, blok 7 TE Tuzla ulazi u
pogon 2019. godine, a blok 8 TE Kakanj 2022. godine, što je isto kao u prethodnom
Indikativnom planu.
U Tabelama 7.2, 7.3 i 7.4 data je proizvodnja postojećih i novoplaniranih bilansiranih
proizvodnih objekata na prenosnoj mreži BiH, prema podacima dostavljenim od proizvođača,
dok su u Tabeli 7.6. dati bilansi električne energije za tri gore navedena scenarija potrošnje, za
period 2016.-2025. godina.
31
Tabela 7.1.- Podaci o proizvodnji HE (GWh)
Naziv objekta
Ostvarena
proizvodnja u 2014.
godini na mreži
prenosa
Planirana
proizvodnja u 2015.
na mreži prenosa
Očekivana godišnja
proizvodnja prema
Studiji EI HP
Čapljina 172,81 192,00 200,00
Rama 641,17 645,00 650,00
Jablanica 789,46 715,80 771,00
Grabovica 294,56 286,40 334,00
Salakovac 448,22 406,20 410,00
Mostar 263,74 245,00 247,00
Jajce I 302,79 216,00 233,00
Peć-Mlini 101,81 73,00 82,00
M.Blato 144,84 132,00
Ukupno F BiH 3.159,40 2.911,40 2.927,00
Višegrad 999,99 909,20 1.038,00
Bočac 352,21 274,30 307,50
Trebinje I 421,26 388,30 535,40
Dubrovnik G2 713,05 587,90 695,60
Ukupno ERS 2.486,51 2.159,70 2.576,50
UKUPNO BiH 5.645,91 5.071,20 5.503,50
Tabela 7.2.- Tabela Proizvodnja postojećih HE i TE na prenosnoj mreži BiH za 2016.-2025.
PROIZVODNJA (GWh)
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
RAMA 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0
ČAPLJINA 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0
MOSTAR 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0
JAJCE 1 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9
JAJCE 2 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0
PEĆ-MLINI 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0
JABLANICA 715,8 715,8 712,0 712,0 712,0 712,0 712,0 712,0 712,0 712,0
GRABOVICA 286,4 286,4 285,0 285,0 285,0 285,0 285,0 285,0 285,0 285,0
SALAKOVAC 406,2 406,2 405,0 405,0 405,0 405,0 405,0 405,0 405,0 405,0
TREBINJE 1 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8
DUBROVNIK 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5
VIŠEGRAD 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2
BOČAC 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9
MOSTARSKO
BLATO 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0
UKUPNO HE 5.368,7 5.368,7 5.362,3 5.362,3 5.362,3 5.362,3 5.362,3 5.362,3 5.362,3 5.362,3
TUZLA G-3 390,7 404,6 306,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
TUZLA G-4 1.004,1 819,1 1.097,0 372,0 124,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
32
TUZLA G-5 1.020,1 1.011,1 956,0 672,0 640,0 640,0 800,0 720,0 752,0 752,0
TUZLA G-6 1.166,4 1.166,4 1.186,0 1.242,0 1.186,0 1.186,0 1.019,0 1.186,0 1.186,0 1.186,0
KAKANJ G-5 541,6 518,4 352,0 352,0 352,0 308,0 308,0 88,0 0,0 0,0
KAKANJ G-6 545,1 541,3 573,0 573,0 573,0 600,0 600,0 435,0 392,0 392,0
KAKANJ G-7 1.209,3 1.206,4 1.344,0 1.344,0 1.344,0 1.344,0 1.344,0 1.252,0 1.252,0 1.252,0
GACKO 1.650,0 1.400,0 1.650,0 1.650,0 1.650,0 1.650,0 1.400,0 1.650,0 1.650,0 1.650,0
UGLJEVIK 1.450,0 1.700,0 1.700,0 1.700,0 1.700,0 1.500,0 1.700,0 1.700,0 1.700,0 1.700,0
UKUPNO TE 8.977,3 8.767,3 9.164,0 7.905,0 7.569,0 7.428,0 7.171,0 7.031,0 6.932,0 6.932,0
UKUPNO
POSTOJEĆI
OBJEKTI
14.346,0 14.136,0 14.526,3 13.267,3 12.931,3 12.790,3 12.533,3 12.393,3 12.294,3 12.294,3
U tabeli 7.3. je data proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH prema podacima
dostavljenim od proizvođača, dok je za nove HE Ulog i mHE na rijeci Sutjesci, pored
bilansiranja od 2016. godine, data i procjena godine ulaska u pogon od strane NOSBiH.
Prema Ugovoru o priključku izdatom od strane Elektroprenosa BiH, planirani datum
priključenja HE Ustiprača je mart/april 2015. godine, a HE Dub je decembar 2016 godine.
Tabela 7.3.- Proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025.
PROIZVODNJA (GWh)
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
HE DUB I HE USTIPRAČA 35,4 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5
HE ULOG 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3
HE ULOG
(procjena NOS BiH) 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3
MHE NA RIJECI SUTJESCI 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6
MHE NA RIJECI SUTJESCI
(procjena NOS BiH) 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6
HE DABAR 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8
HE USTIKOLINA 236,8 236,8 236,8 236,8 236,8
HE VRANDUK 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4
NOVE HE BILANSIRANO 201,3 245,4 341,8 593,6 593,6 830,4 830,4 830,4 830,4 830,4
Tabela 7.4.- Proizvodnja novih TE na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025.
PROIZVODNJA (GWh)
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
TE STANARI 1.500,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0
TE TUZLA, blok 7 2.604,0 2.604,0 2.604,0 2.604,0 2.604,0 2.604,0 2.604,0
TE KAKANJ, blok 8 910,0 910,0 910,0 910,0
KTG ZENICA 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0
KTG ZENICA (procjena NOS BiH) 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0 3.250,0
NOVE TE
BILANSIRANO 1.500,0 5.250,0 5.250,0 7.854,0 7.854,0 7.854,0 8.764,0 8.764,0 8.764,0 8.764,0
33
Tabela 7.5.- Proizvodnja novih VE na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025.
PROIZVODNJA (GWh)
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
VE TRUSINA 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0
VE JELOVAČA 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3
VE DEBELO BRDO 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0
VE PODVELEŽJE 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0
VE ORLOVAČA 86,4 86,4 86,4 86,4 86,4 86,4 86,4 86,4 86,4 86,4
NOVE VE BILANSIRANO 603,7 603,7 603,7 603,7 603,7 603,7 603,7 603,7 603,7 603,7
Tabela 7.6.- Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2016.-2025.
POTROŠNJA (GWh)
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Scenario 1. (n.s.) 12.236 1.2383 12.531 12.682 12.834 12.988 13.144 13.302 13.461 13.623
Scenario 2. (b.s.) 12.357 12.629 12.907 13.191 13.481 13.777 14.081 14.390 14.707 15.030
Scenario 3. (v.s.) 12.442 12.803 13.174 13.556 13.949 14.354 14.770 15.198 15.639 16.093
PROIZVODNJA (GWh)
NOVI IZVORI
BILANSIRANI 2.305,0 6.099,1 6.195,5 9.051,3 9.051,3 9.288,1 10.198,1 10.198,1 10.198,1 10.,198,1
Scenario I.
Proizvodnja
bilansirano* 16.651,0 20.235,1 20.721,8 22.318,6 21.982,6 22.078,4 22.731,4 22.591,4 22.492,4 22.492,4
Gubici (2,2% u
odnosu na
proizvodnju) ** 366,3 445,2 455,9 491,0 483,6 485,7 500,1 497,0 494,8 494,8
Scenario 1 (n.s.
potrošnje + gubici) 12.602,3 12.828,0 12.987,3 13.172,8 13.317,6 13.473,7 13.643,9 13.798,6 13.956,0 14.117,6
Scenario 2 (b.s.
potrošnje + gubici) 12.723,3 13.074,0 13.362,6 13.681,6 13.964,4 14.263,1 14.580,6 14.887,3 15.201,7 15.525,3
Scenario 3 (v.s.
potrošnje + gubici) 12.808,3 13.248,0 13.630,0 14.047,2 14.432,9 14.839,5 15.270,2 15.695,4 16.134,0 16.587,5
BILANS Scenario 1 4.048,7 7.407,1 7.734,5 9.145,8 8.665,0 8.604,7 9.087,4 8.792,8 8.536,4 8.374,8
BILANS Scenario 2 3.927,7 7.161,1 7.359,2 8.636,9 8.018,1 7.815,2 8.150,8 7.704,1 7.290,7 6.967,1
BILANS Scenario 3 3.842,7 6.987,1 7.091,8 8.271,4 7.549,7 7.238,8 7.461,2 6.896,0 6.358,4 5.904,9
*proizvodnja prema podacima dostavljenim od proizvođača, **gubici u iznosu 2,2% u odnosu na proizvodnju su proračunati
prema Bilansu električne energije za 2015. godinu
Na Slici 7.1 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih
bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2016.-2025, prema podacima dostavljenim od
proizvođača i prema procjeni NOSBiH.
34
Slika 7.1.– Tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih
objekata za period 2016-2025
Bilansi za Scenarije 1, 2 i 3 urađeni su tako da su se upoređivali viši, bazni i niži scenariji
potrošnje (sa gubicima) sa proizvodnjom postojećih i novih bilansiranih kapaciteta.
Provedene analize upućuju na zaključak da je za sve scenarije potrošnje i planiranu
proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta, zadovoljen bilans
električne energije. Ovakvoj situaciji je doprinio ulazak u pogon TE Stanari, koji je predviđen
za decembar 2015. godine, kao i produžen rok za izlazak iz pogona starih blokova u TE Tuzla
i Kakanj.
U tabeli 7.7. prikazane su instalisane snage proizvodnih kapaciteta na prenosnoj mreži Bosne i
Hercegovine, kao i snage na pragu elektrana uvažavajući planirane godine puštanja u pogon
novih (Slika 7.2) i izlazak iz pogona proizvodnih kapaciteta kojima ističe životni vijek.
Za HE Ulog i mHE na rijeci Sutjesci i KTG Zenica dostavljena je nerealna godina ulaska u
pogon, ali iz dostavljenih podataka se može vidjeti da nisu uopšte stvoreni uslovi za početak
gradnje. Uzimajući u obzir da izgradnja ovakvih objekata i izgradnja priključnih dalekovoda
zahtjeva period od nekoliko godina NOS BiH je procijenio da će doći do pomjeranja godine
ulaska u pogon. Procjenjena godina ulaska u pogon od strane NOSBiH je data u Tabeli 7.7.
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
22,000
24,000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
GW
h
godina
Scenario 1. Niži scenario potrošnje
Scenario 2. Bazni scenario potrošnje
Scenario 3. Viši scenario potrošnje
Proizvodnja bilansirano (podaci proizvođačai)
Proizvodnja bilansirano (procjena NOS BiH)
35
Tabela 7.7.- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta
Novi kapaciteti 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
HE DUB I HE USTIPRAČA 16,3
HE ULOG 34,4
HE ULOG
(procjena NOSBiH) 34,4
MHE NA RIJECI
SUTJESCI 19,15
MHE NA RIJECI SUTJESCI
(procjena NOSBiH) 19,15
HE VRANDUK 19,6
TE STANARI
300
(262,5*)
TE TUZLA, blok 7 450
(410*)
TE KAKANJ, blok 8 300
(270*)
TE-TO KTG ZENICA
387,5
(373,1*)
TE-TO KTG ZENICA (procjena NOSBiH)
387,5
(373,1*
)
VE TRUSINA 51
VE JELOVAČA 36
VE DEBELO BRDO 54
VE PODVELEŽJE 48
VE ORLOVAČA 42,9
HE DABAR 159,9
HE USTIKOLINA 65,4
Novi bilansirano: 601,8 387,5 178,8 450,0 0,0 65,4 300,0 0,0 0,0 0,0
Kumulativno novi –inst.sn. 601,8 989,3 1.168,1 1.618,
1
1.618,
1
1.683,
5
1.983,
5
1.983,
5
1.983,
5
1.983,
5
Postojeći objekti (bazna
2014. godina- inst.snaga) 3.803,6 3.803,6 3.803,6 3.703,
6
3.703,
6
3.585,
6
3.585,
6
3.585,
6
3.385,
6
3.385,
6
Postojeći objekti (bazna
2014. godina- snaga na
pragu) 3.596,0 3.596,0 3.596,0
3.511,
0
3.511,
0
3.408,
0
3.408,
0
3.408,
0
3.233,
0
3.233,
0
UKUPNO BILANS-
inst.snaga 4.405,4 4.792,9 4.971,7 5.321,
7
5.321,
7
5.269,
1
5.569,
1
5.569,
1
5.369,
1
5.369,
1
UKUPNO BILANS- snaga
na pragu* 4.160,3 4.533,4 4.712,2 5.037,
2
5.037,
2
4.999,
6
5.269,
6
5.269,
6
5.094,
6
5.094,
6
*snaga na pragu elektrane
Na Slici 7.2 i 7.3 data je dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz
pogona postojećih kapaciteta prema podacima dostavljenim od proizvođača (Slika 7.2) i
36
procjeni NOSBiH (Slika 7.3). Na slici 7.3 su pomjerene godine ulaska u pogon za nove HE
Ulog i mHE na rijeci Sutjesci i KTG Zenica.
Slika 7.2.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih
kapaciteta (prema podacima dostavljenim od proizvođača)
Slika 7.3.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih
kapaciteta (prema procjeni NOSBiH)
U Tabelama 7.8, 7.9. i na Slikama 7.4. i 7.5. je data proizvodnja električne energije na
prenosnoj mreži BiH i instalisana snaga po izvorima: termoelektrane (TE), obnovljivi izvori
(HE+VE), i PHE.
HE Sutjeska
HE Dub
HE Ulog HE Ustikolina
HE Vranduk
TE-TO KTG Zenica
blok 7 TETuzla
blok 8 TE Kakanj
Tuzla G3 Tuzla G4
-500
-300
-100
100
300
500
700
201
6
201
7
201
8
201
9
202
0
202
1
202
2
202
3
202
4
202
5
(MW
)
godina
VE Trusina
VE Jelovaca
VE Debelo Brdo
VE Podvelezje VE Orlovaca
Kakanj G5
HE Dabar
HE Vranduk
HE Sutjeska
HE Ulog
HE Ustikolina
HE Dub
HE Ustipraca
TE-TO KTG Zenica
blok 7 TETuzla
blok 8 TE Kakanj
Tuzla G3 Tuzla G4
-500
-300
-100
100
300
500
700
201
6
201
7
201
8
201
9
202
0
202
1
202
2
202
3
202
4
202
5
(MW
)
godina
VE Trusina
VE Podvelezje
VE Jelovaca
VE Debelo Brdo VE Orlovaca
Kakanj G5
37
Tabela 7.8. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora
PROIZVODNJA (GWh)
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
TE 10.477,3 14.017,3 14.414,0 15.759,0 15.423,0 15.282,0 15.935,0 15.795,0 15.696,0 15.696,0
PHE ČAPLJINA 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0
OBNOVLJIVI IZVORI 5.973,7 6.017,8 6.107,8 6.359,6 6.359,6 6.596,4 6.596,4 6.596,4 6.596,4 6.596,4
PROIZVODNJA
UKUPNO 16.651,0 20.235,1 20.721,8 22.318,.6 21.982,6 22.078,4 22.731,4 22.591,4 22.492,4 22.492,4
Slika 7.4. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period 2016.-
2025. godina
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
GW
h
godina Proizvodnja ukupno
TE
PHE ČAPLJINA
OBNOVLJIVI IZVORI
38
Tabela 7.9. Instalisane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH
(MW) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
TE 2.073,0 2.460,5 2.460,5 2.810,5 2.810,5 2.692,5 2.992,5 2.992,5 2.792,5 2.792,5
PHE ČAPLJINA 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0
OBNOVLJIVI IZVORI 1.892,4 1.892,4 2.071,2 2.071,2 2.071,2 2.136,6 2.136,6 2.136,6 2.136,6 2.136,6
UKUPNO 4.405,4 4.792,9 4.971,7 5.321,7 5.321,7 5.269,1 5.569,1 5.569,1 5.369,1 5.369,1
Slika 7.5. Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora
7.2 Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži
Prema Bilansu električne energije za 2015. godinu, procjenjena maksimalna jednovremena
snaga konzuma BiH je 2.190 MW.
Sa aspekta zadovoljenja bilansa snaga, prema kriterijima ENTSO-E, kao referentni vremenski
presjeci smatraju se treća srijeda u januaru u 11:00 i 19:00 sati i treća srijeda u julu u 11:00
sati (CET).
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
(MW
)
godina TE PHE ČAPLJINA OBNOVLJIVI IZVORI UKUPNO
39
U skladu s tim, a na bazi raspoloživih podataka EES BiH, postignuta satna opterećenja
konzuma BiH na prenosnoj mreži za 2013. i 2014. godinu su:
(MWh/h)
Januar 2013. 11:00 1.727
19:00 1.868
Juli 2013. 11:00 1.477
Januar 2014. 11:00 1.704
19:00 1.809
Juli 2014 11:00 1.440
Maksimum za 2014. godinu od 2.207 MWh/h postignut je 31. decembra u 18 sati (osamnaesti
sat), što je za oko 22% više od ''treće srijede u januaru''. Međutim, kako se vrši procjena
potrebne jednovremene snage konzuma EES BiH na prenosnoj mreži, a ne jednovremena
snaga ENTSO-E konzuma, kao startna vrijednost je uzeta procjenjena maksimalna snaga
prema Bilansu za 2015. godinu. U Tabelama 7.10. i 7.11. prikazane su vrijednosti
maksimalnih i minimalnih jednovremenih snaga konzuma BiH na prenosnoj mreži za
posljednjih 7 godina i procentualne razlike u odnosu na prethodnu godinu.
Tabela 7.10. Maksimalne jednovremene snage konzuma
Godina 31.12.2008.
18-ti sat
05.01.2009.
18-ti sat
31.12.2010.
18-ti sat
31.12.2011.
18-ti sat
10.02.2012.
18-ti sat
24.12.2013.
18-ti sat
31.12.2014.
18-ti sat
Pmax (MW) 2.117 2.033 2.173 2.150 2.143 2.074 2.207
% 1,88 -3,97 6,89 -1,06 -0,33 -3,22 6,4
Tabela 7.11. Minimalne jednovremene snage konzuma
Godina 21.04.2008.
4-ti sat
13.04.2009.
4-ti sat
03.05.2010.
4-ti sat
22.07.2011.
4-ti sat
21.06.2012.
5-ti sat
02.05.2013.
6-ti sat
05.08.2014.
6-ti sat
Pmin (MW) 870 796 816 872 833 866 833
% 2,96 -8,51 2,51 6,86 -4,47 3,96 -3,8
Iz gornjih tabela je očigledno da nema kontinuiteta u vrijednostima jednovremenih snaga
konzuma BiH na prenosnoj mreži. Ipak, isključujući godine u kojima je zabilježen pad, rast
maksimalnih snaga se može procijeniti na oko 2% godišnje, a rast minimalnih snaga na oko
3%.
S obzirom da u 2016. godini, u pogon ulaze 5 novih vjetroelektrana, instalisane snage
232 MW, to će zahtjevati dodatnih 40 MW sekundarne rezerve. U skladu s tim i uzimajući
baznu vrijednost vršne snage konzuma na prenosnoj mreži od 2.190 MW (prema Bilansu za
2015. godinu), u Tabeli 7.12. prikazan je bilans jednovremenih maksimalnih snaga na
prenosnoj mreži za period 2016.-2025. godina.
40
Tabela 7.12. Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži
(MW) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Vršna snaga
konzuma na
prenosnoj mreži 2.234 2.278 2.324 2.371 2.418 2.466 2.516 2.566 2.617 2.670
Potrebna snaga
primarne rezerve 16 16 16 17 17 17 17 17 17 17
Potrebna snaga
sekundarne rezerve 102 103 104 105 106 107 108 109 111 112
Potrebna snaga
tercijerne rezerve* 300 300 300 400 400 400 400 400 400 400
UKUPNO
(Konzum+rezerve) 2.652 2.697 2.744 2.892 2.941 2.990 3.041 3.092 3.145 3.198
Snaga na pragu
(postojeći + novi) 4.160 4.533 4.712 5.037 5.037 5.000 5.270 5.270 5.095 5.095
BILANS SNAGE 1.508 1.836 1.968 2.145 2.096 2.010 2.229 2.178 1.950 1.897
*Potrebno je napomenuti da je prema Sporazumu o zajedničkoj regulacionoj rezervi u kontrolnom bloku SHB,
iznos tercijerne rezerve koju osigurava NOS BiH 184 MW.
Podaci u gornjoj tabeli upućuju na zaključak da će u narednom periodu, pod pretpostavkom
planirane realizacije izgradnje novih proizvodnih kapaciteta, biti obezbijeđena dovoljna
rezerva snage u sistemu.
7.3 Pregled broja i snage prijavljenih planiranih kapaciteta
Prvi Indikativni plan razvoja proizvodnje objavljen je u novembru 2006. godine, a do
objavljivanja ovog plana, svih osam dosadašnjih planova odobrio je DERK. Svaki indikativni
plan sadrži listu novih prijavljenih kapaciteta sa osnovnim karakteristikama (broj agregata,
snaga agregata, instalirana snaga, godišnja proizvodnja, godinu ulaska u pogon, te listu
saglasnosti nadležnih organa). U ovom poglavlju dat je uvid u dosadašnje registre novih
objekata (2006.-2014.).
Bilansirani kapaciteti su elektroenergetski objekti koji su zadovoljili kriterije bilansiranja
propisane Mrežnim kodeksom, odnosno objekti koji imaju;
1. prihvaćen (revidiran) elaborat o priključku na prenosnu mrežu, te
2. ugovor o koncesiji.
Nebilansirani kapaciteti predstavljaju objekte koji ne zadovoljavaju oba navedena kriterija, te
su na izvjestan način lista zainteresiranih investitora i investicija.
Tabela 7.14. i Slika 7.6. daju prikaz zbirne snage svih prijavljenih objekata (bilansiranih i
nebilansiranih) po vrsti elektrane iz dosadašnjih IPRP, dok na Slici 7.7. je dat prikaz broja
prijavljenih projekata vjetroelektrana u Bosni i Hercegovini.
41
Tabela 7.13. Pregled ukupnih snaga prijavljenih objekata u prethodnim indikativnim planovima (MW)
2007-
2016
2008-
2017
2009-
2018
2010-
2019
2011-
2020
2012-
2021
2013-
2022
2014-
2023
2015-
2024
2016-
2025
Termoelektrane 2830 2830 3665 3775 2240 2800 3248 3548 3847 3898
Hidroelektrane 1716 1742 1888 2024 1941 2557 2221 2099 2519 2091
Vjetroelektrane 610 610 740 1271 3015 2559 2804 2714 1627 1551
Elektrane na biomasu 0 0 0 0 10 10 10 21 10 10
Elektrane na sunčevu
energiju 0 0 0 0 0 0 10 10 0 0
Slika 7.6. Ukupna snaga prijavljenih projekata termoelektrana, hidroelektrana i vjetroelektrana iz
dosadašnjih IPRP (objavljenim u periodu 2006. – 2014.)
Slika 7.7. Broj prijavljenih projekata vjetroelektrana iz dosadašnjih IPRP (objavljenim u periodu
2006. – 2014.)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
TE
HE
VE
12 12 15
23
47
57
48 48
34 35
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
2007-2016 2008-2017 2009-2018 2010-2019 2011-2020 2012-2021 2013-2022 2014-2023 2015-2024 2016-2025
42
8. INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA
8.1 Integracija vjetroelektrana
Na osnovu procjene granične snage priključenja vjetroelektrana na prenosnu mrežu prema
kojoj je, sa aspekta potrebne regulacione snage u iznosu instalisane snage vjetroelektrana do
350 MW, nadležna entitetska ministarstva raspodijelila su iznos u omjeru 230 MW – FBiH, te
120 MW – RS.
U skladu s tim, Elektroprenos a.d. Banja Luka je izdalo načelne saglasnosti za šest
vjetroelektrana, nakon čega su izdati projektni zadaci za izradu elaborata o priključku (sa
presječnom 2014. godinom ulaska u pogon) za sljedeće objekte;
1. Koncig d.o.o. Posušje - VE Debelo Brdo (54,6 MW),
2. JP Elektroprivreda HZ HB d.d. Mostar – VE Mesihovina (55 MW),
3. JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo – VE Podveležje (48 MW),
4. Vran-Dukić d.o.o., Tomislavgrad – VE Gradina – prva faza do kraja 2014. god (26 MW),
5. HB Wind d.o.o., Livno – VE Orlovača (42 MW),
6. EOL Prvi d.o.o. - VE Trusina (51 MW).
Nakon toga, tačnije 05.06.2014.godine, Vlada Federacije BiH je u svojim Zaključcima
zadužila Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije da izda prethodnu saglasnost
na priključak na prenosnu mrežu novih VE ukupne instalisane snage 103 MW za koje je
Parlament Federacije BiH dao saglasnost za kreditno zaduženje kod Njemačke KfW Banke,
odnosno za sljedeće projekte:
- VE Mesihovina, Investitora JP „Elektroprivreda HZ HB“ d.d. Mostar, instalisane
snage 55 MW
- VE Podveležje, Investitora JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo, instalisane snage 48
MW
Dalje, prethodna saglasnost za priključak na prenosnu mrežu za nove VE, za preostalu
raspoloživu instalisanu snagu od 127 MW će biti dodijeljena onim Investitorima koji prvi
dostave Federalnom ministarstvu energije, rudarstva i industrije sljedeće dokaze:
1. Energetsku dozvolu
2. Bankovnu garanciju kojom će se dokazati da su osigurana sredstva za realizaciju
cijelog projekta
3. Potpisan predugovor o isporuci vjetroturbina za projekat
Treba napomenuti da je Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva Republike Srpske
izdalo potrebne saglasnosti i za jednu vjetroelektranu investitora Elektroprivreda Republike
Srpske, snage 50 MW, za koju će tačna lokacija biti naknadno definisana.
Uzimajući u obzir gore navedenu Odluku iz Zaključaka Vlade Federacije BiH, lista od ranijih
6 projekata, uslovno rečeno, više nije važeća. S tim u vezi, pored pomenutih 6 projekata, NOS
BiH je, u saradnji sa Elektroprenosom BiH, izdao još 7 Projektnih zadataka za nove VE i to:
43
- VE Jelovača, Investitora F.L. WIND d.o.o. (36 MW)
- VE Baljci, Investitora Tomislavgrad-Kupres d.o.o. (48 MW)
- VE Ivovik, Investitora VE Ivovik d.o.o. (84 MW)
- VE Kupres 1, Investitora Kamen dent d.o.o. (48 MW)
- VE Pakline 1, Investitora Kamen dent d.o.o. (48 MW)
- VE Pakline 2, Investitora Kamen dent d.o.o. (48 MW)
- VE Mučevača, Investitora Balkan Energy Wind d.o.o (63 MW).
U ovom Indikativnom planu, s obzirom da imaju revidovan Elaborat o priključku, bilansirano
je 5 novih vjetroelektrana (VE Trusina, VE Podveležje, VE Debelo Brdo, VE Jelovača i VE
Orlovača), ukupne instalisane snage 232 MW.
44
8.2 Integracija solarnih elektrana
Bosna i Hercegovina se nalazi u grupi zemalja koje još nisu iskoristile potencijal za
proizvodnju električne energije u solarnim elektranama [7]. Podsticajne mjere za proizvodnju
iz ovih elektrana postoje, ali samo na nivou distribucije. Solarne elektrane čija je nominalna
snaga veća od 1MW nemaju pravo na podsticaj u BIH i ne tretiraju se kao povlašćeni
proizvođači električne energije, a planirani kapaciteti koji će se podsticati do 2020. godine
nisu značajni sa aspekta uticaja na elektroenergetski sistem BiH.
Analiza tržišta solarnih elektrana je pokazala da su za velik porast novih kapaciteta za
proizvodnju električne energije iz solarnih elektrana u svijetu zaslužne značajne podsticajne
mjere (feed-in tarife), što znači da će njihova veća implementacija u BIH zavisiti upravo od
podsticajnih mjera i samim tim državne politike.
U budućem periodu se predviđa konstantan trend pada cijene tehnologije potrebne za
izgradnju solarnih elektrana, te je moguće da će u bliskoj budućnosti cijena proizvedene
električne energije iz SE biti konkurentna na slobodnom tržištu. To bi značilo i ubrzano
ulaganje u solarne elektrane.
Prema podacima o sunčevom zračenju na Balkanu, Bosna i Hercegovina raspolaže značajnim
resursima energije sunčevog zračenja i to iznad evropskog prosjeka uz izuzetno povoljan
sezonski raspored, što daje mogućnost za njeno efikasno i dugoročno korišćenje.
Početni korak u izboru lokacija za solarne elektrane predstavlja analiza mape iradijacije na
području BiH. Pored mape iradijacije koristili su se svi dostupni podaci iz različitih izvora
tako da bi omogućili što je tačnije moguće ulazne podatke sunčevog zračenja.
Za analizu integracije solarnih elektrana u elektroenergetski sistem BiH, ustanovljeno je da
baza podataka o solarnoj iradijaciji, Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS),
ima zadovoljavajuće podatke o godišnjoj solarnoj iradijaciji na teritoriji BiH.
Baza podataka PVGIS je razvijena u istraživačkom centru Joint Research Centre u Italiji.
Podaci o solarnoj iradijaciji su dati sa rezolucijom od 1x1 km u centralnom dijelu Evrope ili
2x2 km za Mediteranski bazen. Baza podataka PVGIS pruža mapirane podatke o mjesečnim i
godišnjim prosječnim vrijednostima globalne iradijacije za horizontalne i optimalno
postavljene panele. U bazi podataka se nalaze raster mape za zemlje u Evropi, koje prikazuju
prosječne mjesečne i prosječnu godišnju vrijednost globalne iradijacije.
PVGIS koristi algoritam koji procjenjuje direktnu, difuzionu i reflektovanu komponentu
globalne iradijacije na horizontalnu površinu, ili površinu sa nagibom, i to za takozvani
„model vedrog neba“ (clear-sky model) kao i za „model realnog neba“ koji uvažava
oblačnost. Ukupna dnevna iradijacija [Wh/m2] se računa integracijom vrijednosti iradijacije
[W/m2] koje su izračunate za redovne vremenske intervale tokom dana. Pri računanju
iradijacije, za svaki vremenski korak tokom dana se uzima u obzir zasjenčenje neba koje je
izazvano lokalnim karakteristikama terena (brda, planine i sl.), na osnovu digitalnog reljefnog
modela terena.
Iz PVGIS baze podataka preuzete su mape koje prikazuju prosječnu godišnju vrijednost
globalne iradijacije za horizontalne i optimalno postavljene panele - Slika 8.1 i Slika .
45
Slika 8.1. Prosječna vrijednost godišnje horizontalne globalne iradijacije na području
BiH [kWh/m2]
Slika 8.2. Prosječna vrijednost godišnje optimalne globalne iradijacije na području BiH
[kWh/m2]
Stoga je, a i zbog usklađivanja sa evropskim mjerama i planovima u vezi obnovljivih izvora
energije Nezavisni Operator Sistema u BiH (NOS BiH) pokrenuo inicijativu za izradu
Elaborata o uticaju solarnih elektrana na EES BiH, a u skladu i sa nalogom Državne
regulatorne komisije za električnu energiju (DERK). Obim posla je obuhvatio sljedeće:
46
Pregled solarnih tehnologija i komparativna analiza karakteristika
Određivanja potencijalnih lokacija i energetskog potencijala
Elektroenergetske studije i analiza uticaja na EES
Tehnički zahtjevi za priključenje na prenosnu mrežu
Potrebna regulaciona rezerva
Cilj je bio da se bez obzira na ograničenje u instalisanoj snazi solarnih elektrana čija se
proizvodnja podstiče do 2020. godine, analiziraju mogućnosti priključenja većih solarnih
elektrana na prenosnu mrežu BiH pod pretpostavkom smanjenja cijene kapitalnih troškova i
tržišne konkurentnosti.
Solarne tehnologije
Postoje dva različita načina na koji se energija sunca (solarna energija) može pretvoriti u
električnu. Prvi način je direktnom konverzijom korišćenjem solarnih ćelija u fotonaponskim
(PV) elektranama. Drugi način je pomoću koncentrisanih solarnih elektrana (KSE), koje su
drugačije poznate kao i solarne termoelektrane (STE). Kod ovih elektrana, solarna energija se
prvo konvertuje u termičku, zatim u mehaničku i na kraju u električnu energiju. U Elaboratu
je opisan princip rada obe tehnologije (PV i KSE) a zatim je sprovedena uporedna analiza
različitih parametara kao što su efikasnost, proizvedena energija, vrijeme izgradnje, uticaj na
EES, ukupna cijena, potrebna površina po jediničnoj instalisanoj snazi i sl.
Prednosti PV elektrana su velika pouzdanost u radu, niska cijena održavanja, fleksibilna
veličina sistema i modularna konstrukcija što omogućava i lakši transport tokom izgradnje.
Iskustva su pokazala da se PV elektrane snage 50-100 MW mogu izgraditi u vrlo kratkom
periodu od godinu dana. Pošto se povezuju preko konvertora na prenosnu mrežu ne utiču
na povećanje struje kratkih spojeva ali moraju imati sistem za eliminaciju odnosno
smanjenje harmonika. Tehnologija konvertora takođe omogućava učešće PV elektrana u
regulaciji napona u tački priključenja apsorbovanjem odnosno injektiranjem reaktivne
snage. Izgradnja PV elektrana je moguća i na ravnom i na brdovitom terenu.
KSE elektrane koriste klasične sinhrone generatore veličine od 50 do 120 MW. Velika
prednost ovih elektrana je mogućnost izgradnje sistema za skladištenje toplote tokom dana
za proizvodnju električne energije tokom noći ili tokom oblačnih perioda. Kapacitet
termoakumulacije iznosi ~7.5-8h. Ovo omogućava proizvodnju električne energije u
periodu maksimalne potražnje uz visoke prodajne cijene. Za razliku od PV elektrana, KSE
elektrane zahtijevaju relativno ravan teren nagiba manjeg od 3%. Kao ilustracija, date su
Slika 8.3. i Slika 8.4. na kojima su predstavljene različite tehnologije KSE, kao i šema
tipične solarne akumulacione elektrane.
47
Slika 8.3. - Različite tehnologije KSE-a: a) Parabolična posuda; b) Centralni prijemnik /
solarni toranj i c) Parabolično korito
Slika 8.8. - Principska šema tipične solarne akumulacione termoelektrane
Potencijalne lokacije za SE i energetski potencijal
Početni korak u izboru lokacija za solarne elektrane je predstavljala analiza mape iradijacije
na području BiH. Na početku izrade Elaborata ustanovljeno da nisu vršena adekvatna
dugoročna mjerenja solarne iradijacije na teritoriji BiH. Kako bi se izvršila procjena
potencijala solarne energije, pristupilo se odgovarajućim dostupnim podacima u svjetskim
bazama podataka o solarnoj iradijaciji. Za potrebe izrade ovog Elaborata ustanovljeno je da
baza podataka o solarnoj iradijaciji, Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS),
ima zadovoljavajuće podatke o godišnjoj solarnoj iradijaciji na teritoriji BiH.
U procesu identifikacije lokacija za potencijalne solarne elektrane različitih tipova uzeta je u
obzir cijela teritorija BiH. Izbor lokacija pogodnih za solarne elektrane je izvršen na osnovu
faktora kao što su reljef terena, raspoloživa površina, naseljenost, upotreba zemljišta, raspored
energetskih objekata i topologija prenosne mreže.
Ukupno je identifikovano 26 potencijalnih lokacija koje se uglavnom nalaze na području
Hercegovine i zapadne Bosne. Ukupna raspoloživa površina na identifikovanim lokacijama
za solarne elektrane u BiH je:
6550 ha ravnih površina
4000 ha mješovitih površina
48
Reljef terena može da bude značajan ograničavajući faktor za izgradnju solarne elektrane ako
se u razmatranje uzimaju KSE, pošto KSE zahtijevaju ravan teren sa malim nagibom (do 3%).
Neravan teren s druge strane ne predstavlja ograničenje za PV elektrane. Cilj je bio da se
identifikuju što veći skoncentrisani izvori solarne energije. Pošto za dobijanje snage od 1MW
iz KSE treba pokriti površinu od bar 4 ha (sa termoakumulacijom), a iz PV elektrana bar 2.5
ha, razmatrane su samo slobodne površine od preko 150 ha za pojediničnu SE, jer su od
interesa elektrane on preko 30MW. Izbjegavane su lokacije na kojima je velika gustina
stanovništva i objekata, kao i vidljive poljoprivredne površine. Raspored postojećih i budućih
energetskih objekata je korišćen samo kao dodatna pogodnost u izboru lokacija, uzimajući u
obzir prije svega 110 kV naponski nivo.
Na osnovu određene raspoložive površine određena su dva solarna scenarija, kombinovani
koji uzima u obzir izgradnju PV i KSE elektrana i fotonaponski scenarijo koji uzima u obzir
samo izgradnju PV elektrana. Na osnovu jedinične snage 1 MW/ha i raspoložive površine na
izabranim lokacijama određena je potencijalna instalisana snaga po solarnim scenarijima:
Kombinovani scenario – 3060 MW
- KSE elektrane – 900 MW
- PV elektrane – 2160 MW
Fotonaponski scenario – 4010 MW
Može se zaključiti da ukupna potencijalna instalisana snaga SE u oba scenarija predstavlja
ogroman potencijal i da praktično prevazilazi ne samo vršnu potrošnju u BiH, već je za oko
15% manja u kombinovanom, a za oko 10% veća u fotonaponskom scenariju od ukupne
instalisane snage u postojećim elektranama u BiH.
Priključenje na prenosnu mrežu
Za potrebe elektroenergetskih studija za svaku od lokacija je određen mogući način
priključenja na prenosnu mrežu bez obzira na kapacitete prenosne mreže. Za određivanje
načina priključenja prevashodno se koristio položaj predloženih lokacija za SE u odnosu na
dalekovode i transformatorske stanice prenosne mreže. Pošto se analiza radi za dvije ciljne
godine (2020 i 2025), uzeta je u obzir i planirana mreža koja bi bila od interesa za priključenje
datih SE.
Za sve solarne elektrane određene su približne potrebne dužine dalekovoda za priključenje,
uvažavajući reljef terena i saobraćajnu infrastrukturu. U opštem slučaju gledalo se da te
dužine ne budu velike, odnosno da ne budu preko 20 km. Pošto GIS mapa prenosne mreže
BiH nije izrađena potrebne dužine poveznih dalekovoda su određene u odnosu na približan
položaj objekata prenosne mreže. GIS mapa prenosne mreže BiH bi doprinijela većoj
tačnosti u identifikaciji potencijalnih tačaka priključenja SE i određivanju potrebnih
dužina poveznih dalekovoda. Izrada GIS mape bi bila od velike koristi, ne samo za studije
povezivanja elektrana na prenosnu mrežu, već i kod studija planova razvoja prenosne
mreže.
Kroz elektroenergetske studije su određene mogućnosti integracije sa aspekta zadovoljena
sigurnosti EES BiH.
49
Proračun kapaciteta priključenja
U okviru ove analize su sve identifikovane potencijalne solarne elektrane priključene na
prenosnu mrežu, a kroz proračun tokova snaga u analizu sigurnosti su identifikovana
ograničenja koja su rješavana postepenim smanjivanjem instalisane snage u solarnim
elektranama. Krajnji rezultat je maksimalna snaga solarnih elektrana koje se može priključiti
na prenosnu mrežu BiH sa aspekta prenosnog kapaciteta mreže i zadovoljenja sigurnosnih
ograničenja.
Integracija solarnih elektrana u BiH u 2020. godini u pogledu kapaciteta prenosne mreže
je sljedeća:
Kombinovani scenario – 565 MW
- KSE elektrane – 250 MW
- PV elektrane – 315 MW
Fotonaponski scenario – 565 MW
Instalisana snaga solarnih elektrana od 565 MW predstavlja 11% u odnosu na instalisanu
snagu proizvodnih kapaciteta u EES BiH u 2020. godini.
Integracija solarnih elektrana u BiH u 2025. godini u pogledu kapaciteta prenosne mreže
je sljedeća:
Kombinovani scenario – 705 MW
- KSE elektrane – 250 MW
- PV elektrane – 455 MW
Fotonaponski scenario – 705 MW
Instalisana snaga solarnih elektrana od 705 MW predstavlja 14% u odnosu na instalisanu
snagu proizvodnih kapaciteta u EES BiH u 2025. godini.
Iste mogućnosti integracije SE su dobijene za oba solarna scenarija, i po ukupnoj
vrijednosti i po lokacijama. Ograničenja u proračunu tokova snaga i analizu sigurnosti su
isključivo zavisila od instalisane snage što znači da tip solarne elektrane nije imao uticaja i
iz tog razloga su dobijeni isti rezultati.
Regulaciona rezerva
Proizvodnja vjetroelektrana i solarnih elektrana je po svojoj prirodi vrlo promjenljiva u
poređenju sa tradicionalnim elektranama. Pošto Operatori prenosnog sistema moraju
kontinualno da održavaju ravnotežu između proizvodnje i potrošnje, greške u prognozi
proizvodnje solarnih i vjetroelektrana znatno utiču na potrebnu regulacionu rezervu u sistemu.
Za određene nivoe integracije solarnih elektrana izvršena je analiza potrebne regulacione
rezerve uzimajući u obzir i planirane vjetroelektrane.
50
Prema važećim pravilima, nivo potrebne rezerve zavisi od prognoze vršnog opterećenja na
prenosnoj mreži odnosno od veličine instalisane najveće jedinice u sistemu. Na osnovu
prognoziranog vršnog opterećenja na prenosnoj mreži i planiranih proizvodnih objekata u
najnovijem Indikativnom planu proizvodnje NOS BiH (IPRP 2015-2024) potrebna
sekundarna rezerva u 2020/2025. godini iznosi 81 odnosno 82 MW a tercijerna rezerva 400
MW.
Potrebna regulaciona rezerva – Mrežni kodeks NOS BiH
Uzimajući u obzir da je NOS BiH odredio prema važećim propisima veličinu sekundarne
rezerve za 2020. i 2025. godinu, razlika tih vrijednosti i vrijednosti dobijenih ovim pristupom
bi predstavljala dodatnu sekundarnu rezervu, uzimajući u obzir varijaciju proizvodnje
vjetroelektrana i PV elektrana.
Za pokrivenost sekundarne rezerve od 99% pri integraciji fotonaponskih elektrana do 565
MW i 350 MW vjetroelektrana potrebno oko 120 MW dodatne rezerve u odnosu na
potrebne količine rezerve određene u IPRP. Za integraciju PV elektrana do 705 MW
potrebno je dodatnih 150 MW. Nivo tercijerne rezerve ostaje isti pošto najveća moguća
pojedinačna odstupanja u proizvodnji vjetroelektrana i PV elektrana ne prelaze 400 MW u
bilo kom scenariju integracije.
Procijenjena dodatna rezerva (u odnosu na potrebne rezerve određene prema postojećim
propisima i bez uvažavanja varijacije proizvodnje vjetroelektrana) u datoj studiji za
scenario integracije vjetroelektrana od 350 MW iznosi 120 MW. Tih120 MW dodatne
rezerve bi bilo dovoljno za 350 MW vjetroelektrana i 400 MW fotonaponskih elektrana što
potvrđuje prethodni zaključak da se ista rezerva može koristiti za regulaciju odstupanja oba
izvora električne energije bez dodatnih troškova.
Potrebna regulaciona rezerva – Mrežni pravilnik ENTSO-E LFCR
Za probabilistički pristup koristile su se iste krive vjerovatnoće odstupanja s tim da su 99%
kvantilne vrijednosti određene posebno za negativna i pozitivna odstupanja. Date 99%
vrijednosti predstavljaju potrebne količine FRR i RR rezerve samo sa suprotnim znakom
odnosno negativno odstupanje određuje pozitivnu rezervu i obrnuto. Potrebna rezerva
određena probabilističkim pristupom je prikazana u tabeli ispod i može se zaključiti da su te
vrijednosti mnogo manje od ukupne sekundarne i tercijerne rezerve određene prema važećim
propisima.
51
Tabela 1 – Procjena potrebne rezerve – probabilistički pristup
Godina 2020 2025
Scenario Kombinovani Fotonaponski Kombinovani Fotonaponski
Instalisana
snaga PV
elektrana [MW]
315 565 455 705
Probabilistički pristup Potrebna FRR i RR rezerva [MW]
99%
Pozitivna rezerva 167 209 188 234
Negativna
rezerva 199 205 200 217
IPRP 2015-2024 481 481 483 483
* Svaki solarni scenario podrazumijeva 350 MW vjetroelektrana
Provjera potrebne rezerve određene probabilističkim pristupom se vrši upoređivanjem rezerve
determinističkim pristupom. Za ovaj pristup je dovoljan podatak o referentnom incidentu
odnosno o najvećoj proizvodnoj jedinici u sistemu i najvećem pojedinačnom potrošaču u
sistemu. Pozitivnu rezervu određuje najveća proizvodna jedinica u BiH, a to je G7 u TE Tuzla
– 400 MW, i ista je za sve godine. Negativnu rezervu određuju ispad najvećeg pojedinačnog
potrošača na prenosnoj mreži, a to je jedna jedinica u PHE Čapljina – 220 MW. Potrebna
FRR i RR rezerva određena determinističkim pristupom je prikazana u tabeli ispod.
Tabela 2 – Procjena potrebne rezerve – deterministički pristup
Godina 2020 2025
Deterministički
pristup
Potrebna FRR i RR
rezerva [MW]
Pozitivna rezerva 400 400
Negativna rezerva 220 220
Od potrebne FRR i RR rezerve određene probabilističkim i determinističkim pristupom uzima
se u obzir veća vrijednost odnosno onaj pristup koji daje najveću potrebnu rezervu.
Na osnovu dobijenih rezultata, prema LFCR Mrežnom pravilniku potrebna pozitivna FRR i
RR rezerva određena je deterministički pristupom i iznosi 400 MW dok je potrebna
negativna rezerva približno ista u oba pristupa i iznosi 220 MW za sve scenarije integracije
52
solarnih elektrana i obe ciljne godine. Ovo znači da čak ni pri najvećem nivou integracije
solarnih elektrana od 705 MW i vjetroelektrana od 350 MW, očekivana najveća odstupanja
proizvodnje datih izvora ne prelaze odstupanja koja bi se javila uslijed ispada najvećih
jedinica u sistemu.
I pored toga što su uzete konzervativnije vrijednosti za potrebne količine FRR i RR rezerve
na osnovu metodologije izložene u ENTSO-E LFCR mrežnom pravilniku, one su manje od
ukupne sekundarne i tercijerne rezerve određene prema postojećim propisima. Dakle,
prema novoj metodologiji ne bi bila potrebna dodatna regulaciona rezerva uslijed
integracije OIE, odnosno potrebna rezerva određena postojećim propisima bi mogla da se
smanji.
Međutim, pošto nova ENTSO-E metodologija odnosno LFCR mrežni pravilnik još nije na
snazi, preporučuje se određivanje potrebne regulacione rezerve na osnovu postojećih
propisa NOS BiH, ali uz uvažavanje varijabilnosti OIE.
Do usvajanja novog LFCR Mrežnog pravilnika i njegove primjene u okviru Mrežnog
kodeksa NOS BiH, potrebno je uspostaviti analize istorijskih odstupanja regulacionih
grešaka a zatim i analizu odstupanja OIE nakon priključenja na prenosnu mrežu kako bi
prelazak na određivanje potrebnih rezervi prema novoj metodologiji bio što jednostavniji
odnosno sa većim brojem raspoloživih podataka.
53
9. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE
Usvajanjem Uredbe 714/2009 od strane Evropske komisije definisani su osnovni zadaci
djelovanja operatora sistema na nivou ENTSO-E. U skladu sa članom 8 stav 10. jedan od
zadataka je i obaveza izrade desetogodišnjeg plana razvoja prenosne mreže na nivou ENTSO-
E. Navedenim članom je definisano da ENTSO-E usvaja i objavljuje plan razvoja na nivou
EU svake dvije godine. Plan uključuje modelovanje integrisane mreže i scenarije razvoja,
adekvantnu perspektivu proizvodnje i procjenu elastičnosti sistema. Plan razvoja
a. se bazira na planovima razvoja zemalja koji uzimaju u obzir regionalne planove razvoja i
ako je prikladno, aspekte planiranja mreže od EU koji uključuju vodič za transevropske
energetske mreže u skladu sa Odlukom br. 1364/2006/EC,
b. u pogledu prekogrаničnih interkonekcija, se gradi tаkođe nа rаzumnim potrebаmа
rаzličitih korisnikа sistema i obuhvаtа dugoročne obаveze investitora,
c. identifikuje nedostаjućа sredstvа zа investicije, prije svega onа u vezi prekogrаničnih
kаpаcitetа.
S obzirom da se plan radi svake dvije godine, potrebno je izradu Indikativnog plana razvoja
proizvodnje i Plana razvoja prenosne mreže u BiH prilagoditi dinamici izrade TYNDP, što
znači da se navedeni planovi rade svake dvije godine.
9.1 TYNDP 2016
U skladu sa regulativom EU 347/2013 o smjernicima za transevropsku energetsku
infrastrukturu (Regulation (EU) 347/2013 on guidelines for trans-European energy
infrastructure), usvojena 15.05.2013. godine, TYNDP ima dvostruku ulogu.
Da osigura bolju transparentnost koja se odnosi na cijelu evropsku elektroenergetsku
prenosnu mrežu i da da podršku pri donošenju odluka na regionalnim i evropskim
nivoima.
Formira jedinstvenu osnovu za selekciju projekata od zajedničkog interesa (PCI).
TYNDP 2016 se radi u skladu sa definisanim EU vizijama i EU mapom puta koja sadrži
ciljeve održivosti do 2050. S obzirom da plan obuhvata period od 10 godina, a samim tim
obuhvata i evropske energetske ciljeve za 2020 godinu, 2030. godina je uzeta kao most
između ciljeva 2020 i 2050. godine. Ciljevi za viziju 2030. godinu konstruišu kontraste vizija
koji reflektuju iste granične uslove za sve zemlje ali koji se dovoljno razlikuju jedni od drugih
da uhvate realni opseg mogućih budućih puteva za moguće buduće izazove za mrežu.
Plan je podijeljen na dva perioda na tzv. „očekivani progres“ koji obuhvaća period do 2020
godine i period iza 2020 koji obuhvaća viziju 1 i 3.
Podaci za izradu plana za viziju 1. na sljedećim pretpostavkama:
1. Godišnji porast potrošnje električne energije treba da bude do 0,5%, mada porast
potrošnje do 1% je takođe prihvatljiv,
54
2. Minimalni nivo upotrebe vozila na električni pogon između 0 i 1%. Predloženi nivo
putničkih vozila je ispod 1%.
3. Minimalni nivo toplotnih pumpi između 0 i 1% . Predloženi nivo za domaćinstva je ispod
1%.
4. Bez dodatnih vršnih opterećenja. Predložena vrijednost je 0% za vršna opeterećenja.
Podaci za izradu plana za viziju 3. na sljedećim pretpostavkama:
1. Očekivanje sveobuhvatnog povećanja potrošnje za Evropu usljed povećanja mjera
efikasnosti pri upotrebi električne energije. Stopu porasta određuje svako operator
sistema.
2. Srednji nivo upotrebe vozila na električni pogon između 5 i 30%. Predloženi nivo
putničkih vozila je 5%.
3. Promjena potrošnje električne energije pri srednjom nivou upotrebe toplotnih pumpi
između sa minimalnim niovom između 1 i 10% i maksimalnog nivoa između 10 i 20% .
Predloženi nivo za domaćinstva je ispod 5%.
4. Sa vršnim opterećenjima. Predložena vrijednost je 5% smanjenja sezonskog vršnog
opeterećenja.
U toku je izrada plana, finalna verzija se očekuje u toku 2016. godine.
9.2 Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u periodu 2020.-2030.
U sljedećoj tabeli su prikazane vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u
periodu 2020.-2030. Osnovna pretpostavka koja je uzeta u obzir pri kreiranju četiri vizije
razvoja EES do 2030. godine je da nema ograničenja pristupu primarnim enegentima i da je
dovoljno razvijena plinska prenosna i distributivna infrastruktura. Vizija 1. i 2. za razliku
vizije 3. i 4. predviđaju nepovoljne privredne i finansijske uslove, tj. vlade zemalja nemaju
dovoljno novca za jačanje postojeće energetske politike.
55
Tabela 9.1. Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije
Vizija 1. Usporeni
napredak (Slow
Progress)
Vizija 2.
Neadekvatna
finansijska sredstva
(Money Rules)
Vizija 3. Zelena
Tranzicija (Green
transition)
Vizija 4. Zelena
revolucija (Green
revolution)
Tržište
električne
energije i
emisija CO2
Nema adekvatnog
snažnog evropskog
regulatornog okvira za
uspostavljanje novih
tržišnih principa.
Nema značajnih
pomaka u području
trgovanja jedinicima za
emisiju CO2 (cijene
niske), tj. isplativije je
proizvoditi električnu
energiju iz uglja.
Uspostavljen snažan
evropski regulatorni
okvir, ali nema
dovoljno sredstava za
uspostavljanje novih
tržišnih principa.
Nema značajnih
pomaka u području
trgovanja jedinicima
za emisiju CO2
(cijene niske), tj.
isplativije je
proizvoditi električnu
energiju iz uglja.
Vlade zemalja imaju
značajna sredstva za
jačanje energetske
politike.
Neadekvatnost
evropskog
regulatornog okvira
je prepreka za
uspostavu novih
tržišnih principa.
Energetska politika
daje podsticaj za
smanjenje emisije
CO2.
Vlade zemalja imaju
značajna sredstva za
jačanje energetske
politike.
Postoji snažan
evropski regulatorni
okvir za uspostavu
novih tržišnih
principa.
Energetska politika
daje podsticaj za
smanjenje emisije
CO2.
Potrošnja
električne
energije
Usporen porast
potrošnje el. energije.
Nema većih pomaka u
primjeni energetske
efikasnosti zbog
nepostojanja
regulatornog okvira.
Električna energija se
ne koristi značajno za
grijanje, hlađenje, za
vozila na el. pogon.
Nema tržišnih
mehanizama kojom bi
se moglo upravljati
potrošnjom.
Povećana energetska
efikasnost.
Povećana upotreba
el. energije za
grijanje, hlađenje i
vozila na el. pogon.
Djelimično su u
primjeni tržišni
mehanizmi za
upravljanje
potrošnjom i
opterećenjima
sistema.
Povećana energetska
efikasnost zbog
postojanja
adekvatnog
regulatornog okvira.
Povećana upotreba
el. energije za
grijanje, hlađenje i
vozila na el. pogon.
U primjeni su tržišni
mehanizmi za
upravljanje
potrošnjom i
opterećenjima
sistema.
U značajnoj mjeri se
koristi energije za
grijanje, hlađenje i
vozila na el. pogon.
U primjeni su tržišni
mehanizmi za
upravljanje
potrošnjom i
opterećenjima
sistema.
Proizvodnja
električne
energije
Usporena realizacija
projekata usljed
problema sa
dobijanjem potrebnih
dozvola, planirana
izgradnja predviđena za
2020. se ostvaruje tek
2030.
Ne očekuje se
značajnije povećanje
proizvodnje iz plinskih
ili hidroelektrana.
Usporena realizacija
projekata usljed
problema sa
dobijanjem potrebnih
dozvola, planirana
izgradnja predviđena
za 2020. se ostvaruje
tek 2030.
Postoje mehanizmi
za podsticaj za
primjenu tehnologija
za prihvat i
skladištenje CO2.
Energetski planovi
su dobro
uspostavljeni.
Ciljevi za 2050.
godinu vezano sa
smanjenje CO2 su
ostvarivi.
Veća primjena
promjenljivih izvora
zahtjeva veće
rezervne kapacitete
za balansiranje.
Zbog slabijeg
ostvarenje izgradnje
HE do 2030.,
rezerva će biti iz
plinskih elektrana.
Energetski planovi
su dobro
uspostavljeni.
Ciljevi za 2050.
godinu vezano sa
smanjenje CO2 su
ostvarivi.
Veća primjena
promjenljivih izvora
zahtjeva veće
rezervne kapacitete
za balansiranje.
Zbog ostvarenih
planova do 2030.
značajan dio rezerve
se koristi iz HE, a
ostatak iz plinskih
elektrana.
Mreža Dostupna tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se ne
primjenjuju značajno u
prenosnoj i
distributivnoj mreži.
Dostupna tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se
djelimično
primjenjuju .
Dostupna
tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se
djelimično
primjenjuju .
Dostupna
tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se
djelimično
primjenjuju .
56
9.3 Planirani interkonektivni dalekovodi
Planirane nove interkonekcije:
1. Interkonekcija BiH-Srbija-Crna Gora. Zamjena postojeće 220 kV interkonekcije DV TS
Višegrad – Vardište sa DV 400 kV Višegrad – Bajina Bašta. Izabrana varijanta, kao
finalna, je usaglašena sa susjednim operatorima sistema u toku izrade studije povezivanja
Bosne i Hercegovine, Srbije i Crne Gore čija je izrada u završnoj fazi. Studija je
finansirana od strane međunarodnih finansijskih institucija.
2. DV 400 kV Banja Luka – Lika (HR). Izgradnja dalekovoda je planirana nakon 2020.
godine. Očekuje se da aktivnosti oko izgradnje ove interkonekcije započnu u narednom
periodu.
9.3.1 Prekogranični prenosni kapaciteti
Planirana izgradnja interkonektivnih dalekovoda i pojačanja mreže u susjednim prenosnim
sistemima će uticati i na vrijednosti prekograničnih kapaciteta. Kada se govori o
upravljanjima zagušenjem, u skladu sa regulativom 714/2009 svaki operator sistema je
obavezan da vrši dodjelu prekograničnih kapaciteta po tržišnim principima na otvoren,
nediskriminatoran i transparentan način. Prihodi od dodjele prekograničnih kapaciteta se
koriste da se garantuje raspoloživost kapaciteta i/ili održavanja ili povećanja prekograničnih
kapaciteta kroz investiranje u mrežu, a posebno i nove prekogranične dalekovode.
Aproksimativne vrijednosti ukupnih prekograničnih prenosnih kapaciteta su date u Tabeli 8.3.
Vrijednosti su date za 2015. i 2025. godinu, nakon izgradnje navedenih interkonekcija.
Tabela 9.2.- Ukupni prekogranični prenosni kapacitet (MW).
Smjer 2015. 2025.
BA < > HR 800 1000
BA < > RS 600 1100
BA < > ME 500 850
U skladu sa pomenutom regulativom, operatori sistema su u obavezi da prekogranične
prenosne kapacitete dodjeljuju putem zajedničkih aukcija na granicama dva susjedna
operatora sistema. NOSBIH je u toku 2014. godine ispunio zahtjeve koje i na granici sa
HOPS (HR) i CGES (ME) dodjeljuje kapacitete pudem zajedničkih aukcija preko aukcijske
kuće u Podgorici (SEE CAO), a na granici sa EMS (RS) kapaciteti se dodjeljuju putem
57
bilateralnih zajedničkih aukcija, gdje EMS radi godišnju i mjesečne aukcije, dok NOSBIH
dnevne i unutardnevne aukcije. Prihod sa aukcija se dijeli na pola (50:50%) između dva
susjedna operatora sistema. Rezultati aukcija se mogu pronaći na: www.seecao.com,
www.ems.rs i www.nosbih.ba.
9.4 ENTSO-E Mrežni kodeksi
Na nivou ENTSO-E je u toku izrada mrežnih kodeksa na osnovu kojih će,nakon stupanja na
snagu, operatori sistemaizvršitidopunu i usaglašavanje svojih mrežnih kodeksa. Mrežni
kodeksi su sljedeći:
1. Dodjela kapaciteta i upravljanje zagušenjima (CACM – Capacity Allocation and
Congestion Manegament)
2. Dodjela kapaciteta unaprijed (FCA – Forward Capacity Allocation)
3. Balansiranje električne energije (EB – Electricity Balancing)
4. Zahtjevi za generatore (RFG – Requirements for Generator)
5. Priključak potrošača (DCC – Demand Connection Code)
6. Priključak VN jednosmjernih sistema (HVDC Connection)
7. Operativna sigurnost (OS – Operational Security)
8. Operativno planiranje i nominacija programa razmjena (OPS – Operational Planning and
Scheduling)
9. Upravljanje frekvencijom i rezervama (LFCR – Load-Frequency Control and
Scheduling)
10. Havarijske situacije i restauracija sistema (E&R – Emergency and Restoration).
Na sljedećoj slici su prikazani statusi mrežnih kodeksa.
58
Slika 9.1. Status ENTSO-E mrežnih kodeksa
CACM FCA EB RFG DCC HVDC OS OPS LFCR E&R
EC poziva ACER da razvije okvirne smjernice
ACER organizuje početak javnih konsultacija
Objavljivanje finalnih okvirnih smjernica
Formalni poziv za razvoj Mrežnih kodeksa
Početak javnih konsultacija
Zatvaranje javnih konsultacija jan '15
Dostavljanje finalne verzije u ACER apr '15
Objavljivanje ACER-ovog mišljenja
Ponovno slanje u ACER sep '14
Objavljivanje ACER-ovih preporuka maj '14 jul '14 nov '13 nov '13 sep '13
Početak procesa odobrenja jan '14 mar '14
Dostavljanje mišljenja komisijama
EC podnosi kodeks na pregled koncilu dec '14
Mrežni kodeks je usvojen Q2 '15
Početak implementacije
Stupanje na snagu mrežnog kodeksa
Monitoring kodeksa i može biti aneksiran
Def
inis
anje
op
sega
rad
a
Stu
pan
je
na
snag
uR
azvo
jO
do
bre
nje
59
10. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE
Analizirajući podatke koje su dostavili korisnici prenosnog sistema Bosne i Hercegovine i
rezultata ovog Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2016.-2025. godina, upućuju
na sljedeće zaključke i sugestije:
1. Analizirajući realizaciju prethodnih Indikativnih planova može se zaključiti da su oni
bili ambiciozni, kako sa aspekta rasta potrošnje, tako i sa aspekta izgradnje novih
proizvodnih kapaciteta. S jedne strane, nije se ostvario planirani rast potrošnje, a sa
druge strane izgradnja nijednog novog proizvodnog kapaciteta nije počela planiranom
dinamikom.
2. Bilansi snaga i energija za narednih 10 godina upućuju na zaključak da je neophodno
početi sa realizacijom planirane dinamike izgradnje novih proizvodnih kapaciteta. U
2015. godini je predviđen ulazak u pogon novih elektroenergetskih objekata: u
decembru 2015. godine u pogon ulazi TE Stanari, instalisane snage 300 MW (snaga
na pragu 262,5 MW), i u martu/aprilu 2015. godine HE Ustiprača, instalisane snage
6,9 MW. Takođe izvjestan je ulazak HE Dub, instalisane snage 9,4 MW, u decembru
2016. godine. Izgradnjom novih elektroenergetskih objekata i prolongiranjem gašenja
starih termo blokova u TE Tuzla i Kakanj bilans električne energije bi bio zadovoljen
u cijelom posmatranom periodu, uz značajne viškove.
3. Pojedini korisnici prenosne mreže ne ispunjavaju svoje obaveze u dostavljanju
podataka prema odredbama Mrežnog kodeksa, što može dovesti do određenog
odstupanja u planskim kategorijama, prvenstveno kada se radi o potrošnji distribucija i
kupaca direktno priključenih na prenosnu mrežu. Veoma važno je napomenti da
pojedini investitori koji imaju revidovan Elaborat o priključku i koji su stekli uslove
da budu bilansno analizirani u planu, nisu dostavili svoje prijave za period. Nije
poznato da li su odustali od gradnje ili je u pitanju nemarnost. Takođe, pojedini
investitori dostavljaju godinu ulaska u pogon nerealno, godinu za godinom, što je
dovelo do toga da NOSBiH uradi svoje procjene ulaska u pogon tih objekata. Ovo
dovodi do zaključka da se, pored već definisanih uslova u Mrežnom kodeksu i
Pravilniku o priključku (Ugovor o koncesiji i prihvaćen Elaborat u priključku), moraju
uvesti dodatni kriteriji u cilju prevazilaženja navedenog problema. U tom cilju, u
saradnji sa Elektroprenosom i nadležnim institucijama u BiH, neophodne su izmjene
Mrežnog kodeksa i Pravilnika o priključku.
4. Razvoj potrošnje električne energije u proteklom periodu nije se odvijao kontinuirano
što uveliko otežava procjenu trenda potrošnje u narednom planskom periodu. Uticaj
ekonomske krize ostavlja negativne posljedice i na potrošnju električne energije u
Bosni i Hercegovini i uz nedostatak objektivnih planova razvoja, u narednom periodu
može doći do značajnijih odstupanja planskih vrijednosti od realizovanih. Međutim, i
pored ovih neizvjesnosti i rizika, potrošnja električne energije za period 2016.–2025.
bazirana je na optimističkom (pozitivnom) trendu u sva tri scenarija.
5. Evidentan je veliki interes investitora za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta, u
prvom redu obnovljivih izvora kao što su hidroelektrane i vjetroelektrane. Na žalost,
NOSBiH procjenjuje da je za najveći broj prijavljenih proizvodnih kapaciteta
planirana izgradnja i godina ulaska u pogon upitna, uglavnom radi nepostojanja
odgovarajućih dozvola nadležnih organa. Zbog toga je neophodno da se svi investitori
60
prije prijavljivanja za uključenje njihovih proizvodnih kapaciteta u Indikativni plan
razvoja proizvodnje konsultuju sa nadležnim institucijama u vezi sa dobivanjem
odgovarajućih saglasnosti, a sve u skladu sa Pravilnikom o priključku.
6. U skladu sa strateškim ciljem EU 202020, do izražaja dolazi sve veće korištenje
obnovljivih izvora električne energije, u najvećem broju slučajeva izgradnju
vjetroelektrana. Međutim, vjetroelektrane kao neupravljivi izvori, negativno utiču na
regulacione performanse sistema, pa je neophodno obezbijediti povećanu sekundarnu
rezervu kako bi se kompenzovale neželjene varijacije snage uzrokovane promjenljivim
intenzitetom vjetra. Na osnovu studije koja je završena krajem 2011. godine,
definisana je granična snaga vjetroelektrana u iznosu od 350 MW. Nadležna entitetska
ministarstva su saglasna da 120 MW pripada Republici Srpskoj, a 230 MW Federaciji
BiH. U ovom Indikativnom planu, s obzirom da imaju revidovan Elaborat o
priključku, bilansirano je 5 novih vjetroelektrana (VE Trusina, VE Podveležje, VE
Debelo Brdo, VE Jelovača i VE Orlovača), ukupne instalisane snage 232 MW, što će
zahtjevati dodatnih oko 40 MW sekundarne rezerve. Ukoliko dođe do povećanog
interesa za izgradnjom solarnih elektrana, čija proizvodnja, kao i proizvodnja VE,
negativno utiče na regulacione sposobnosti EES BiH, potrebno je odrediti i njihov
uticaj, pri tome treba voditi računa da granična snaga treba da obuhvati i proizvodnju
VE i SE.
7. Formiranjem ENTSO-E i izradom desetogodišnjih planova razvoja evropskog i
regionalnog elektroenergetskog sistema kao jednog veoma važnog dokumenata,
snažno je istaknuta uloga operatora sistema u pripremi adekvatnih i što realnijih
planova razvoja na području kojeg oni pokrivaju. Mrežni kodeks definiše uslove pod
kojima novi proizvodni kapacitet može biti bilansno uključen u Indikativni plan
proizvodnje koji predstavlja osnovu za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne
mreže. Važno je napomenuti da je u novembru 2014. godine od strane Državne
regulatorne komisije za električnu energiju (DERK), usvojen Dugoročni plan razvoja
prenosne mreže za period 2014-2023. godina, urađen od strane Elektroprenos-a BiH, i
revidovan od strane NOS BiH. U toku su aktivnosti na reviziji i usvajanju
Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže za period 2015-2024. godina.
8. Desetogodišnji plan razvoja prenosne mreže ENTSO-E se radi svake dvije godine te
se predlaže da se izrada Indikativnog plana razvoja proizvodnje i Plana razvoja
prenosne mreže u BiH prilagodi dinamici izrade TYNDP. Ovo znači da bi se navedeni
planovi trebali raditi rade svake dvije godine.
11. LITERATURA
1. Indikativni plan razvoja proizvodnje 2015-2024, NOS BiH, 2014. godina
2. „Izvještaj o tokovima električne energije u BiH u 2014. godini“ – NOSBiH, Sarajevo,
2015. godina
3. Mješoviti Holding Elektroprivreda Republike Srpske Trebinje, Matično preduzeće,
akcionarsko društvo Trebinje, ''Podaci za Indikativni plan razvoja proizvodnje 2016.-
2025.'', decembar 2014.
61
4. Javno preduzeće Elektroprivreda Bosne i Hercegovine d.d. „Podaci za Indikativni plan
razvoja proizvodnje 2016-2025, Sarajevo, decembar 2014.
5. Elektroprivreda Hrvatske Zajednice Herceg Bosne d.d. Mostar „Integralna studija
razvoja JP EP HZ HB 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu.'', Mostar,
svibanj 2010.
6. Elektroprivreda Hrvatske Zajednice Herceg Bosne d.d. Mostar „Indikativni plan
razvoja objekata za proizvodnju električne energije 2016-2025'', Mostar, prosinac
2014.
7. Parsons Brinckerhoff Ltd Beograd „Uticaj solarnih elektrana na elektroenergetski
sistem BiH“, NOS BiH, decembar 2014.
