Embed Size (px)
Citation preview
Mart 2016.
Indikativni plan razvoja proizvodnje 2017-2026
PRIJEDLOG
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 2015. 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 2016. ................................................................ 17
6. PROGNOZA POTROŠNJE 2017.-2026. GODINA ............................................................................................ 19
6.1 Statistički podaci relevatni za planiranje potrošnje ............................................................................. 19
6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim proizvodom ..... 21
6.3 Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže ...................................................................................... 22
6.3.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca .............................................................................. 22
6.3.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća ....................................... 24
6.3.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže ........................................................................................................................................... 26
6.4 Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH ........................................................ 27
7. INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA ............................................................................................................ 30
7.1 Integracija vjetroelektrana .................................................................................................................. 30
7.2 Integracija solarnih elektrana .............................................................................................................. 33
7.2.1 Potencijalne lokacije za SE i energetski potencijal ...................................................................... 34
7.2.2 Proračun kapaciteta priključenja ................................................................................................ 35
7.2.3 Zaključna razmatranja ................................................................................................................. 36
8. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2017. – 2026. GODINA ............................................... 37
8.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta ................................................ 37
8.2 Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži ................................................................................ 47
9. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE .................................................................. 50
9.1 TYNDP 2016 ......................................................................................................................................... 50
9.2 Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u periodu 2020.-2030. ............................... 50
9.3 Planirani interkonektivni dalekovodi ................................................................................................... 53
9.3.1 Prekogranični prenosni kapaciteti .............................................................................................. 54
9.4 ENTSO-E Mrežni kodeksi...................................................................................................................... 55
10. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE ............................................................................................................................. 56
11. LITERATURA ............................................................................................................................................. 57
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 2017.-2026. 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 prekograničnih
prenosnih kapaciteta.
U pripremnoj fazi realizacije Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2017.-2026.
godina, NOSBiH je krajem oktobra 2015. 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;
3
Svim registrovanim investitorima koji su navedeni u prethodnom planu upućeni su
pozivi da dostave svoje inovirane planove ili potvrde postojeće prijave;
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 31.12.2015. 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.
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 2017.-2026. 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
Tehnički
minimum Protok Kote Akumulacija SGP
(MW) (MW) (MW) (m3/s) (m) (GWh/hm3) (GWh)
Trebišnjica
Trebinje I 2x54+1x63 171 2x26+1x28 3x70 352-402 1010,7/1074,6 370-420
Dubrovnik* 1x108+1x126 126 2x55 2x48,5 288-295 8,02/9,30 1.168
Čapljina 2x220 440 2x140 2x112,5 224-231,5 3,43/6.47 400
Neretva
Rama 1x80+1x90 170 2x55 2x32 536-595 530,8/466 731
Jablanica 6x30 180 6x12 2x30+4x35 235-270 127,7/288 792
Grabovica 2x57 114 2x25 2x190 154,5-159,5 2,9/5 342
Salakovac 3x70 210 3x35 3x180 118,5-123 5,3/16 593
Mostar 3x24 72 3x12 3x120 74-76,5 0,4/6 310
Vrbas
Jajce I 2x30 60 2x17 2x30 425,8-427,1 2 247
Jajce II 3x10 30 3x5,5 3x27 322-327 0,21 157
Bočac 2x55 110 2x32 2x120 254-282 5,09/42,9 307
Drina Višegrad 3x105 315 3x70 3x270 330,5-336 10,0/101,0 1.108
Lištica Mostarsko blato 2x30 60 2x10 2x18 ▪ ▪ ▪ ▪
Tihaljina Peć-Mlini 2x15,3 30,6 2x4,8 2x15 249-252 0,2/0,74 72-80
Ustiprača Ustiprača 2x3,45 6,90 2x0,862 2x7 ▪ ▪ 35,35
Ukupno Pmax 2.095,5
*Proizvodnja generatora 2 iz HE DU pripada ERS.
Tabela 2.2.- Termoelektrane
Objekat Blok
Instalisana
snaga
agregata
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
Tuzla G4 200 175 125 235 LM 12.150 1.078
Tuzla G5 200 180 125 235 LM 12.200 1.078
Tuzla G6 215 190 115 253 M 11.810 1.103
TUZLA 715 630
921
3.721
Kakanj G5 118 103 60 134 M 11.700 627
Kakanj G6 110 85 55 137,5 M 14.433 478
Kakanj G7 230 205 140 270,5 M 12.260 1.227
KAKANJ 450 385
693
2.332
GACKO G1 300 276 180 353 L 11.520 1.149,40
UGLJEVIK G1 300 279 155 353 M 11.470 1.457,70
STANARI G 300 262,5 150 353 L ▪ 2.000
Total 2.855,5 8.660,10
* Uzima se u obzir maksimalna vlastita (sopstvena) potrošnja elektrane
5
3. OSTVARENJE BILANSA NA MREŽI PRENOSA U PROTEKLOM PERIODU
3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa u 2015. godini
Ukupno raspoloživa električna energija na prenosnoj mreži u 2015. godini iznosila je 18.100
GWh. Na prenosnoj mreži ukupno je proizvedeno 14.165 GWh, dok je 63 GWh u prenosnu
mrežu injektovano iz distributivne mreže.
Od ukupno raspoložive električne energije na prenosnoj mreži, distributivne kompanije su
preuzele 9.490 GWh, direktno priključeni kupci na prenosnu mrežu su preuzeli 2.230 GWh,
susjednim sistemima je isporučeno 6.007 GWh, dok su prenosni gubici iznosili 359 GWh,
odnosno 1,99 % od ukupno raspoložive energije na prenosnoj mreži. U 2015. godini PHE
Čapljina je radila u pumpnom režimu i preuzela 13,9 GWh.
Potrošnja električne energije u 2015. godini u BiH je veća za 3 % od potrošnje u 2014. godini.
Od ukupno proizvedenih 14.165 GWh električne energije na prenosnoj mreži u 2015. godini,
u hidroelektranama je proizvedeno 5.650 GWh, odnosno 39,9 % električne energije, dok je u
termoelektranama proizvedeno 8.515 GWh, odnosno 60,1 % električne energije. Hidrološke
prilike u odnosu na 2014. godinu omogućile su 98,3 % proizvodnje u hidroelektranama. U
termoelektranama je proizvedeno 2,4 % manje električne energije nego prethodne godine,
tako da je ukupno proizvodeno 2,1 % manje električne energije nego u 2014. godini.
Struktura proizvodnje električne energije na prenosnoj mreži BiH po mjesecima u 2015.
godini je prikazana na Slici 3.1.
Vršna satna snaga konzuma na prenosnoj mreži u 2015. godini iznosila je 2.105 MW, dana
31.12.2015. godine u 18. satu, što je smanjenje u odnosu na 2014. godinu za 102 MW.
Minimalna satna snaga od 858 MW zabilježena je 02.05.2015. godine u 4. satu.
U Tabelama 3.1, 3.2. i 3.3. prikazani su relevantni podaci o ostvarenju elektroenergetskog
bilansa na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine u 2015. godini po mjesecima.
Potrebno je naglasiti značajno daljnje povećanje proizvodnje PHE Čapljina (252,5 GWh u
2015. godini) što daje indeks povećanja 2015/2014 od 146,1 %.. Indeksi povećanja u
2014/2013 od 24,2%, 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 2015. godini
744 609 630 510 505
716 815 883 842 680 750 832
727 733 678
696 573 231
320 273 264 424 360
371
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 2015. 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 2015 2015/2014
MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh %
Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
(1) HE 727.154 733.044 678.168 696.333 572.809 231.253 319.831 272.513 264.476 423.842 359.578 371.281 5.650.282 98,3%
(2) TE 743.723 608.865 629.613 510.194 504.876 715.978 814.768 882.822 841.559 680.441 749.680 832.477 8.514.996 97,6%
(3) Proizvodnja UKUPNO
(1+2) 1.470.877 1.341.909 1.307.781 1.206.527 1.077.685 947.231 1.134.599 1.155.335 1.106.035 1.104.283 1.109.258 1.203.758 14.165.278 97,9%
(4) Energija primljena iz distributivne mreže
5.735 6.287 6.911 10.068 9.462 3.869 2.826 1.948 2.417 7.447 3.443 2.538 62.951 132,6%
Potrošnja električne energije sa prenosne mreže
(5) Distributivne kompanije 905.082 808.608 833.250 738.443 707.913 692.007 766.548 747.512 723.237 802.569 830.979 933.625 9.489.773 104,3%
(6) Direktno priključeni
potrošači * 188.986 165.825 191.922 183.738 191.904 186.562 190.898 189.116 181.290 179.785 182.646 196.848 2.229.520 97,8%
(7) Prenosni gubici 29.497 35.662 30.031 34.848 26.338 25.094 29.086 31.517 24.671 25.895 28.625 38.107 359.371 118,1%
(8) Pumpni rad 0 0 0 0 0 0 1.307 0 0 0 6.361 6.229 13.897
(9) Potrošnja UKUPNO
(5+6+7+8) 1.123.565 1.010.095 1.055.203 957.029 926.155 903.663 987.839 968.145 929.198 1.008.249 1.048.611 1.174.809 12.092.561
Bilans električne energije na prenosnoj mreži
(10) Bilans (3-9) 347.312 331.814 252.578 249.498 151.530 43.568 146.760 187.190 176.837 96.034 60.647 28.949 2.072.717
* Uključujući potrošnju kvalifikovanih kupaca
8
Tabela 3.2.- Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
PROIZVODNJA I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2015 2015/2014
MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh %
HE Jablanica 95.226 94.439 85.157 100.529 81.746 31.880 33.076 31.667 34.019 65.103 58.581 42.927 754.350 95,6%
HE Grabovica 38.665 33.960 31.172 35.559 28.931 11.683 11.695 10.900 12.267 25.838 22.898 17.153 280.721 95,3%
HE Salakovac 57.048 49.877 45.714 51.298 43.835 12.811 11.721 9.678 9.749 45.040 30.300 18.932 386.003 86,1%
HE Višegrad 111.976 102.248 115.718 150.810 128.932 52.416 50.106 31.348 31.262 40.654 46.970 51.444 913.884 91,4%
HE Trebinje 1 48.149 70.477 63.090 50.535 43.488 7.627 30.082 26.214 22.250 8.391 14.060 26.984 411.347 97,7%
HE Trebinje 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
HE Dubrovnik (G2) 83.746 76.836 79.582 73.973 56.260 6.188 90.716 91.750 82.284 53.434 53.383 83.807 831.959 116,7%
HE Bočac 35.431 29.813 39.120 38.934 32.918 19.897 10.477 8.620 8.289 18.859 12.066 14.896 269.320 76,5%
HE Rama 96.773 82.629 69.987 102.545 81.861 41.428 47.096 43.264 45.242 64.775 65.936 66.730 808.266 126,1%
HE Mostar 29.654 28.211 26.101 28.195 24.714 9.875 9.011 7.862 7.940 26.545 19.172 12.908 230.188 87,3%
HE Jajce 1 29.773 28.564 33.533 33.771 32.218 20.914 11.562 6.246 6.342 19.114 15.447 15.886 253.370 83,7%
HE Jajce 2* 9.099 9.223 10.600 10.917 10.041 7.167 6.606 4.716 4.311 6.589 5.094 5.879 90.242 88,9%
PHE Čapljina 58.249 81.009 46.831 2.844 0 8.164 7.535 119 521 29.490 7.785 9.960 252.507 146,1%
HE Peć-Mlini 12.434 15.179 15.547 8.566 3.954 1.165 149 128 0 4.511 2.907 1.523 66.063 64,9%
HE Mostarsko
Blato** 20.931 30.579 16.016 7.857 3.911 39 0 0 0 15.502 4.980 2.253 102.068 70,5%
HIDROELEKTRANE 727.154 733.044 678.168 696.333 572.809 231.254 319.832 272.512 264.476 423.845 359.579 371.282 5.650.288 98,3%
TE Tuzla 286.844 256.942 322.809 200.411 157.670 219.421 290.223 348.514 323.546 247.973 320.546 340.567 3.315.466 94,8%
TE Kakanj 140.322 98.114 135.214 136.417 149.782 181.987 231.011 208.432 197.048 107.171 107.726 207.644 1.900.868 90,8%
TE Ugljevik 171.932 136.094 169.278 83.728 49.298 158.926 159.614 176.356 164.482 175.794 161.382 145.468 1.752.352 110,1%
TE Gacko 144.625 117.716 2.312 89.638 148.125 155.645 133.920 149.519 156.484 149.503 160.026 138.798 1.546.311 101,4%
TERMOELEKTRANE 743.723 608.866 629.613 510.194 504.875 715.979 814.768 882.821 841.560 680.441 749.680 832.477 8.514.997 97,6%
PROIZVODNJA 1.470.877 1.341.910 1.307.781 1.206.527 1.077.684 947.233 1.134.600 1.155.333 1.106.036 1.104.286 1.109.259 1.203.759 14.165.285 97,9%
*Energija se isporučuje na
distributivnu mrežu
**Energija proizvedena u testnom
radu
9
Tabela 3.3.- Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži
POTROŠNJA I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2015 2015/2014
MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh %
Elektrokrajina 181.347 162.814 164.881 138.308 137.076 128.692 141.389 133.232 136.416 156.955 164.090 181.757 1.826.957 104,4%
Elektrodoboj 52.846 51.528 54.310 45.792 49.416 49.914 54.344 54.722 46.795 55.979 58.392 56.778 630.816 106,4%
Elektrobijeljina 66.000 59.417 62.591 57.154 55.289 50.819 58.206 58.463 54.854 59.554 60.003 66.984 709.334 102,1%
Elektrodistribucija Pale 30.579 26.929 27.641 23.868 21.769 21.423 22.665 23.756 24.179 26.062 27.845 32.310 309.026 103,8%
Elektrohercegovina 20.925 16.633 17.476 17.487 15.649 14.822 16.613 16.762 15.329 16.407 17.922 20.787 206.812 99,2%
RiTE ERS (Ugljevik i Gacko) 794 1.197 1.852 1.787 1.264 697 993 707 604 787 701 1.561 12.944 98,3%
ERS 352.491 318.518 328.751 284.396 280.463 266.367 294.210 287.642 278.177 315.744 328.953 360.177 3.695.889 103,9%
ED Sarajevo 142.401 124.529 130.754 113.774 104.482 101.378 108.771 105.230 103.625 118.976 126.295 149.426 1.429.641 105,4%
ED Tuzla 89.815 83.423 87.172 82.052 82.890 79.039 81.590 83.478 84.374 95.585 93.769 98.250 1.041.437 102,3%
ED Zenica 93.087 81.742 84.098 78.758 75.132 75.052 80.346 75.551 77.417 82.295 85.635 96.746 985.859 103,3%
ED Mostar 22.257 19.628 19.203 17.107 15.279 16.768 20.443 19.068 16.942 16.130 18.024 21.260 222.109 105,2%
ED Bihać 38.740 34.880 36.893 34.999 34.766 34.693 40.326 40.279 37.750 38.194 37.392 42.240 451.152 104,1%
Direktni potrošači 36.260 31.927 39.269 37.282 39.998 39.730 38.481 36.795 35.933 29.618 38.323 46.103 449.719 101,5%
EPBiH 422.560 376.129 397.389 363.972 352.547 346.660 369.957 360.401 356.041 380.798 399.438 454.025 4.579.917 103,7%
ED Hercegovačko-Neretvanska 52.192 44.912 43.237 37.381 33.420 35.720 45.148 40.744 35.610 36.776 40.321 50.242 495.703 107,2%
ED Zapadnohercegovačka 29.523 25.741 26.516 24.893 21.152 21.968 25.409 23.869 21.837 24.063 24.558 28.366 297.895 105,9%
ED Herceg Bosanska 14.033 12.060 12.410 11.548 11.003 10.494 11.761 12.070 11.077 12.220 11.913 13.811 144.400 101,2%
ED Srednja Bosna 30.173 27.419 28.320 23.476 22.948 25.370 29.291 29.385 28.337 28.711 29.453 32.594 335.477 108,5%
ED Posavska 9.961 8.811 9.190 8.466 7.976 7.659 8.858 8.971 7.815 9.058 8.684 10.491 105.940 103,8%
Direktni potrošači 104.943 76.925 74.260 3.068 3.450 2.948 3.270 4.303 4.772 87.545 83.862 127.752 577.098 54,1%
EPHZHB 240.825 195.868 193.933 108.832 99.949 104.159 123.737 119.342 109.448 198.373 198.791 263.256 1.956.513 82,7%
Aluminij (kvalifikovani kupac) 29.877 40.320 59.452 125.040 130.080 126.627 131.042 130.200 123.420 44.700 43.200 4.320 988.278 136,8%
BSI Jajce (kvalifikovani kupac) 17.112 15.456 17.089 16.560 17.112 16.560 17.112 17.112 16.560 17.135 16.560 17.112 201.480 598,4%
Distrikt Brčko 31.203 28.143 28.558 23.380 19.667 18.200 21.388 21.933 20.879 25.604 26.684 31.584 297.223 103,8%
Potrošnja na prenosnoj mreži 1.094.068 974.434 1.025.172 922.180 899.818 878.573 957.446 936.630 904.525 982.354 1.013.626 1.130.474 11.719.300 103,3%
Pumpni rad PHE Čapljina 0 0 0 0 0 0 1.307 0 0 0 6.361 6.229 13.897
Preuzimanje sa prenosne mreže 1.094.068 974.434 1.025.172 922.180 899.818 878.573 958.753 936.630 904.525 982.354 1.019.987 1.136.703 11.733.197 103,4%
10
U Tabeli 3.4. prikazani su podaci o mjesečnim maksimalnim satnim i dnevnim potrošnjama
električne energije u 2015. godini.
Tabela 3.4.- Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u 2015. godini
Slika 3.2.- Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u 2015. godini
U Tabeli 3.5. prikazana je karakteristična potrošnja za dane u kojima je postignuta
maksimalna odnosno minimalna satna snaga konzuma kao i dani sa maksimalnom i
minimalnom dnevnom potrošnjom. Na Slici 3.2. data je minimalna i maksimalna satna
potrošnja po mjesecima, dok su na Slici 3.3. prikazani dijagrami opterećenja za
karakteristične dane u 2015. godini.
U danu kada je postignuto vršno opterećenje konzuma, odnos satnog maksimalnog i
minimalnog opterećenja iznosi 1,80 (2.105/1.168). U danu u kome je postignuto minimalno
opterećenje ovaj odnos je 1,67 (1.437/858). Može se konstatovati da i dalje postoji relativno
nepovoljan odnos maksimalnih i minimalnih satnih vrijednosti opterećenja konzuma BiH na
prenosnoj mreži.
MWh/h DAN SAT MWh/h DAN SAT MWh DAN MWh DAN
Januar 1,997 05.01.2015. 18 1,026 22.01.2015. 4 39,383 01.01.2015. 35,162 18.01.2015.
Februar 1,939 09.02.2015. 19 1,007 23.02.2015. 4 38,708 09.02.2015. 35,139 22.02.2015.
Mart 1,881 07.03.2015. 19 979 26.03.2015. 4 37,111 12.03.2015. 31,056 29.03.2015.
April 1,802 09.04.2015. 21 893 27.04.2015. 4 36,775 08.04.2015. 29,634 26.04.2015.
Maj 1,618 05.05.2015. 21 858 02.05.2015. 4 31,459 20.05.2015. 27,211 01.05.2015.
Juni 1,573 08.06.2015. 22 878 01.06.2015. 4 31,899 11.06.2015. 29,136 21.06.2015.
Juli 1,764 16.07.2015. 15 904 05.07.2015. 6 35,485 16.07.2015. 29,973 12.07.2015.
August 1,689 07.08.2015. 15 920 24.08.2015. 4 33,779 14.08.2015. 29,244 23.08.2015.
Septembar 1,774 23.09.2015. 20 914 28.09.2015. 4 33,337 23.09.2015. 29,539 06.09.2015.
Oktobar 1,834 29.10.2015. 18 927 05.10.2015. 4 35,051 28.10.2015. 30,250 04.10.2015.
Novembar 1,961 27.11.2015. 18 987 23.11.2015. 4 38,918 27.11.2015. 32,953 22.11.2015.
Decembar 2,105 31.12.2015. 18 1,077 03.12.2015. 4 40,261 24.12.2015. 36,116 06.12.2015.
Podaci o karakterističnoj satnoj i dnevnoj potrošnji u 2015. godini
MAX SATNA POTROŠNJA MIN SATNA POTROŠNJAMAX DNEVNA
POTROŠNJA
MIN DNEVNA
POTROŠNJA
11
Tabela 3.5.- Karakteristične potrošnje električne energije u 2015. godini
Slika 3.3.- Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2015. godini
3.1.1 Deklarisana razmjena električne energije sa susjednim sistemima
Prema deklarisanim programima razmjene, u elektroenergetski sistem BiH je u 2015. godini
uvezeno 3.747 GWh, a iz elektroenergetskog sistema BiH izvezeno 5.884 GWh električne
energije. Od toga je u 2015. godini preko prenosne mreže BiH tranzitirano 2.439 GWh
električne energije. Saldo od 2.137 GWh izvezene električne energije predstavlja smanjenje u
odnosu na prošlu godinu (2.815 GWh) ali i ponovno značajno smanjenje izvoza u odnosu na
3.715 GWh izvezene električne energije u 2013. godini. Saldo deklarisane razmjene u 2015.
godini je prikazan na Slici 3.4.
Slika 3.4. Saldo deklarisane razmjene u 2015. godini
3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije
Ostvareni fizički tokovi električne energije na interkonektivnim dalekovodima u 2015. godini
daju saldo razmijenjene električne energije regulacionog područja BiH u iznosu od 2.136
MWh Dan Sat MWh Dan Sat MWh Dan MWh Dan
2,105 31.12.2015. 18:00 858 02.05.2015. 4:00 40,261 24.12.2015. 27,211 01.05.2015.
Max satna potrošnja Min satna potrošnja Max dnevna Min dnevna
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
31.12.2015. 02.05.2015. 24.12.2015. 01.05.2015.
Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2015. godini
Max opterećenje Max potrošnjaMin opterećenje Min potrošnja
1.254 MW 1.254 MW
2.207 MW2.207 MW
1.516 MW 1.432 MW
833 MW 935 MW
MW
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
31.12.2015. 02.05.2015. 24.12.2015. 01.05.2015.
Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2015. godini
Max opterećenje Max potrošnjaMin opterećenje Min potrošnja
1.168 MW 1.167 MW
2.064 MW2.105 MW
1.437 MW 1.413 MW
858 MW 898 MW
MW
0
100
200
300
400
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Mjesec
Saldo deklarisane razmjene BiH u 2015. godini
Uvoz IzvozGWh
12
GWh u smijeru izvoza. Iz susjednih elektroenergetskih sistema u sistem BiH injektovano je
3.872 GWh, a u druge sisteme isporučeno 6.007 GWh električne energije. Tokovi električne
energije na granici sa susjednim sistemima su prikazani na Slici 3.5.
Slika 3.5. Saldo deklarisane razmjene u 2015. godini
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 2005.-2015. godina prema godišnjim
izvještajima koje je pripremio NOSBiH (do jula 2005. godine ZEKC).
Takođe u tabeli su prikazani karakteristični godišnji pokazatelji za period 2005. – 2015.
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 iskorištenja maksimalnog godišnjeg opterećenja:
𝑇𝑔 =𝑊𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑜
𝑃𝑚𝑎𝑥
- Srednje godišnje opterećenje:
𝑃𝑔 =𝑊𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑜
8760
Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2015. 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. - 2015.
godina – period zahvaćen uticajem ekonomske krize.
14
Tabela 4.1.Karakteristični pokazatelji za period 2005. – 2015. godina
R.b. Godina Pozicija
Ostvareno
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
1 Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (MWh) 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 11.719.300
2 Godišnji stopa rasta potrošnje (%) 5,14 1,26 0,68 4,31 -4,87 6,33 3,58 -0,25 -1,02 -3,29 3,29
3 Proizvodnja na distributivnoj mreži (MWh) 324.700 349.749 361.000 526.900 87.800 84.300 19.791 37.573 58.385 47.493 62.951
4 Proizvodnja na prenosnoj mreži (MWh) 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 14.165.278
5 Ukupna proizvodnja (MWh) 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 14.228.229
6 Gubici na prenosnoj mreži (MWh) 383.705 311.071 312.000 326.500 306.100 337.900 324.169 308.138 343.102 304.185 359.371
7 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (1) (%) 3,60 2,88 2,87 2,88 2,84 2,95 2,73 2,60 2,92 2,68 3,07
8 Pumpni rad 0 0 12.400 0 0 2.200 21.403 65.970 0 3 13.897
9 Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži (1+6+8) 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 12.092.568
10 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (5) (%) 3,10 2,34 2,64 2,46 2,19 2,17 2,37 2,52 2,18 2,10 2,53
11 BILANS NA PRENOSNOJ MREŽI (4-9) (MWh) 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 2.072.710
12 Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži (MW) 2.005 2.019 2.078 2.117 2.033 2.173 2.150 2.143 2.074 2.207 2.105
13 Angažovana snaga izvora na mreži prenosa (MW) 2.446 1.707 2.206 2.435 2.273 2.870 1.956 1.820 2.119 2.313 1.886
14 Potrebna snaga primarne rezerve (MW) 13 13 14 14 14 14 14 14 14 14 14
15 Potrebna snaga sekundarne rezerve (MW) 56 57 58 59 57 59 59 59 59 59 55
16 Potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250
17 BILANS (13-12) (MW) 441 -312 128 318 240 697 -194 -323 45 106 -219
18 Faktor godišnjeg opterećenja konzuma BiH 0,61 0,61 0,60 0,61 0,61 0,61 0,63 0,63 0,65 0,59 0,64
19 Vrijeme iskorištenja maks. god. opterećenja Tg(h) 5.318 5.348 5.231 5.356 5.306 5.277 5.526 5.531 5.657 5.141 5.567
20 Srednje godišnje opterećenje Pg (MW) 1.217 1.232 1.241 1.291 1.231 1.309 1.356 1.349 1.339 1.295 1.338
15
Slika 4.1.- Ukupna godišnja proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2015.
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 2015
GWh
Godina
Potrošnja EES BiH Proizvodnja EES BiH
16
Pregled mjesečne potrošnje u periodu 2008.-2015. je dat na slici 4.2.
Slika 4.2. – Potrošnja električne energije po mjesecima u periodu 2008.-2015. godina
800
900
1000
1100
1200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
17
5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2016.
U tabelama 5.1. – 5.4. prikazani su planske vrijednosti proizvodnje i potrošnje električne
energije za 2016. 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 715,9
HE Grabovica 286,5
HE Salakovac 406,2
Ukupno HE 1.408,6
TE Tuzla 3.535,4
TE Kakanj 2.146,9
Ukupno TE 5.682,3
Ukupno EP BiH 7.090,9
HE Trebinje 1 394,2
HE Dubrovnik 647,5
HE Višegrad 925,0
HE Bočac 274,3
Ukupno HE 2.241,0
TE Gacko 1.600,0
TE Ugljevik 1.462,0
Ukupno TE 3.062,0
Ukupno ERS 5.303,0
TE Stanari 1.670,0
Ukupno HE u BiH 5.152,6
Ukupno TE u BiH 10.414,3
Ukupno 15.566,9
Tabela 5.2. Bruto distributivna potrošnja
(GWh) UKUPNO
EP HZ HB 1367,12
EP BiH 4523,89
ERS 3586,03
Distrikt Brčko 262,91
Ukupno bruto distr. potrošnja 9739,94
Tabela 5.3. Direktni kupci (kvalifikovani i
tarifni)
(GWh) UKUPNO
B.S.I. Jajce 202,03
Ukupno Kvalif. kupci 202,03
Steelmin 265,70
B.S.I. Jajce 35,14
Aluminij Mostar 1756,80
Željeznica FBiH 6,00
EP HZ HB 2.063,64
Arcelor Mittal 380,10
Željeznice FBiH 50,40
Željezara Ilijaš 44,40
Cementara Kakanj 72,40
KTK Visoko 0,46
EP BiH 547,76
FG Birač Zvornik 108,00
Željeznica RS 20,25
RS Silicon 236,52
Rudnik Arcelor Mital 31,72
Potrošnja HE, R i TE 17,03
ERS 413,53
Ukupno tarifni kupci 3.024,92
Ukupno direktni kupci 3.226,96
Tabela 5.4. Ukupna potrošnja u BiH
(GWh) UKUPNO
EP HZ HB 3.430,75
EP BiH 5.071,65
ERS 3.999,56
Distrikt Brčko 262,91
Kvalifikovani kupci 202,03
Ukupna potrošnja u BiH 12.966,90
18
Podaci iz prethodnih tabela su preuzeti iz Bilansa električne energije na mreži prenosa za
2016. 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 2016.
1. Bruto distributivna potrošnja 9.739,94
2. Direktni tarifni kupci 3.024,92
3. Direktni kvalifikovani kupci 202,03
4. Direktni kupci 3.226,96
5. Proizvodnja na mreži prenosa 15.566,89
6. Proizvodnja DHE, MHE, VE i ITE 881,96
7. Gubici prenosa 336,00
8. Isporuka sa mreže prenosa 12.014,07
9. Ukupna potrošnja u BiH 12.966,90
10. Ukupna proizvodnja u BiH 16.448,85
Bilans BiH (10.-9.-7.) 3.216,82
19
6. PROGNOZA POTROŠNJE 2017.-2026. 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 2004.-2015. 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
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Procjena
ukupnog
prisutnog
stanovn.hilj.
3.842 3.843 3.843 3.842 3.842 3.843 3.843 3.840 3.836 3.832 3.827 3.827*
Broj st./km2 75 75 75 75 75 75 75 75 75 74 74 74
BDP u mil. KM 15.946
17.218
19.333
21.836
24.759
24.051
24.584
25.772
25.734
26.743 27.259 -
BDP/stan. u
KM 4.150 4.480 5.031 5.683 6.444 6.258 6.397 6.711 6.709 6.979 7.123 -
BDP/stan.
(EUR***) 2.118 2.291 2.572 2.906 3.295 3.200 3.271 3.432 3.430 3.568 3.642
-
Porast BDP
(%) 8,27 7,97 12,28 12,95 13,39 -2,86 2,22 4,8 -0,15 3,9 1,9 -
Potrošnja
el.energije
GWh**
10.141 10.663 10.797 10.871 11.338 10.787 11.469 11.880 11.853 11.732 11.379 11.719
Porast
potrošnje (%) 4,18 5,14 1,26 0,69 4,2 -4,9 6,3 3,6 -0,2 -1,02 -3,00 2,99
*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 prema popisu stanovništva iz 1991. godine, 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 iz 2013. godine je
3.791.622 stanovnika (www.bhas.ba). Konačni rezultati popisa stanovništva u BiH iz 2013.
godine još uvijek nisu objavljeni.
Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008.-2014.
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
BiH jer nisu uračunati gubici na distributivnoj mreži, međutim ovi izvještaji su značajni jer
ukazuju na procentualnu strukturu potrošača.
20
Finalna potrošnja električne energije predstavlja finalnu potrošnju energije u industriji,
građevinarstvu, saobraćaju, poljoprivredi, domaćinstvima i ostalim sektorima.
U finalnoj potrošnji električne energije u 2014. godini domaćinstva učestvuju sa 42,3%,
industrija sa 36,45%, a ostali potrošači uključujući građevinarstvo, saobraćaj i poljoprivredu
učestvuju sa 20,1%.
Najveće učešće u potrošnji električne energije u 2014. godini u industrijskom sektoru ima
industrija proizvodnje metala bez željeza sa 45,7%, dok industrija željeza i čelika učestvuje sa
19 %.
Tabela 6.2.– Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008.-
2014. godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH)
GWh 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
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
2.027
200
23
210
58
268
197
113
37
102
351
72
1.596
177
19
187
65
164
174
94
41
93
595
81
1.884
181
23
224
80
190
177
115
47
95
678
89
2.106
189
24
230
84
202
192
137
88
112
750
107
2.041
181
43
206
90
244
238
174
90
133
793
104
1.969
154
35
216
75
195
190
156
84
118
732
108
1.762
156
41
194
95
214
159
148
115
125
Industrija ukupno 3.800 3.033 3.692 4.131 4.297 4.089 3.849
Industrija (%) 38,1% 32,1% 35,9% 38,3% 38,7% 37,4% 36,4%
Saobraćaj 94 98 136 139 107 84 80
Saobraćaj (%) 0,9% 1,0% 1,3% 1,3% 0,9% 0,7% 0,8%
Domaćinstva 4.335 4.539 4.542 4.541 4.599 4.624 4.605
Domaćinstva (%) 43,4% 48% 43,9% 42,1% 41,4% 42,3% 43,5%
Građevinarstvo 94 99 127 84 86 60 61
Poljoprivreda 53 67 89 94 90 84 53
Ostali potrošači 1.608 1.627 1.761 1.799 1.918 2.027 1.939
Ostala potrošnja
ukupno 1.755 1.793 1.977 1.977 2.201 2.255 2.133
Ostala potrošnja
ukupno (%) 17,6% 19% 19,1% 18,3% 19,9% 20,3% 20,1%
FINALNA
POTROŠNJA 9.974 9.463 10.347 10.788 11.097 10.933 10.587
21
6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim
proizvodom
Teoretski model prognoziranja potrošnje električne energije, na bazi korelacije sa bruto
društvenim proizvodom, se bazira na linearnoj funkcionalnoj povezanosti između potrošnje
električne energije i BDP-a. To znači da je za određeni nivo BDP, potrebno utrošiti i
adekvatnu količinu električne energije.
Prema istraživanjima, postoji visok stepen korelacije između promjena bruto društvenog
proizvoda i promjena u potrošnji električne energije. Konstatovana je pozitivna korelacija, tj.
porast društvenog proizvoda dovodi do porasta potrošnje električne energije sa vrlo visokim
stepenom korelacije (između 0,95 i 0,99). Ovu tezu potvrđuje i vrlo visok stepen elastičnosti
između stope rasta bruto društvenog proizvoda i stope rasta potrošnje električne energije.
Koeficijent elastičnosti se obično kreće od 0,85 do 0,95, što znači da promjena bruto
društvenog proizvoda od 1% izaziva promjene u potrošnji od 0,85 % -0,95 %.
Na slici 6.1. je prikazan uporedni dijagram kretanja BDP (mil.KM) i potrošnje (GWh) u
Bosni i Hercegovini za period 2000.-2014. (2015). godina. U svim posmatranim godinama,
izuzev 2009. i 2012. godine zabilježeni su porast BDP-a i potrošnje električne energije. Samo
u 2013. i 2014. godini je zabilježen porast BDP-a, uz istovremeni pad potrošnje električne
energije.
Ovakva kretanja se direktno odražavaju i na koeficijent elastičnosti koji je za 2005-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, 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 2017.-2026. godina.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
GWh, mil.KM
Potrošnja (GWh) BDP (mil.KM)
22
U 2017. godini procjenjen realni porast BDP-a je 3,1 %, 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 3,1 % u 2017. godini, odnosno 4 % za period do 2026. 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.
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 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.
6.3.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca
U Tabeli 6.4. su prikazani dostavljeni podaci o potrošnji korisnika koji su direktno priključeni
na prenosnu mrežu, a u Tabeli 6.5. maksimalne snage na prenosnoj mreži za period 2016.-
2025. godina. Podatke su do utvrđenog roka dostavili Alumina d.o.o. Zvornik i BSI d.o.o.
Jajce. Takođe, Elektroprivreda RS je dostavila podatke za potrošače Željeznice RS, Alumina
d.o.o. Zvornik i EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o. [3]. Za ostale direktno
priključene kupce korišteni su podaci iz prethodnih Indikativnih planova, uz pretpostavku da
je potrošnja u 2026. godini jednaka potrošnji u prethodnim godinama. Za potrošače koji nisu
dostavili podatke ni za jedan dosadašnji Indikativni plan su u tabelama ostavljena prazna
mjesta (označeni *).
Godina Procjenjeni realni
porast BDP-a
Porast potrošnje
električne energije
2017 3,1% 1,55%
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%
2026 4,0% 2%
23
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 2017.-2026. godina
Korisnik 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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.) 225,5 225,2 225,2 225,5 225,5 225,2 236,5 236,5 236,5 236,5
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.) 495,9 504,1 508,2 512,3 517,3 517,3 517,3 517,3 517,3 517,3
Mittal Steel Zenica
(v.s.). 515,7 524,3 528,5 532,8 538,0 538,0 538,0 538,0 538,0 538,0
Mittal Steel Zenica
(n.s.) 481,0 489,0 493,0 496,9 501,8 501,8 501,8 480,1 501,8 501,8
Željezara Ilijaš
(b.s.) 6,00 6,24 6,48 6,84 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2
Željezara Ilijaš
(v.s.) 7,5 7,8 8,0 8,55 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0
Željezara Ilijaš
(n.s.) 4,50 4,68 4,86 5,13 5,40 5,40 5,40 5,40 5,40 5,40
KTK Visoko*
Željeznice RS (b.s.) 22,9 23,1 23,4 23,6 23,8 24,1 24,3 24,6 24,9 25,1
Željeznice RS (v.s.) 23,2 23,5 23,7 23,9 24,2 24,4 24,7 25,0 25,2 25,5
Željeznice RS (n.s.) 22,6 22,8 23,0 23,3 23,5 23,8 24,0 24,3 24,5 24,8
Alumina d.o.o.
Zvornik (b.s.) 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142
Alumina d.o.o.
Zvornik (v.s.) 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1
Alumina d.o.o.
Zvornik (n.s.) 134,9 134,9 134,9 134,9 134,9 134,9 134,9 134,9 134,9 134,9
EFT Rudnik i
Termoelektrana
Stanari d.o.o. (b.s.)
0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72
EFT Rudnik i
Termoelektrana
Stanari d.o.o. (v.s.)
0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864
EFT Rudnik i
Termoelektrana
Stanari d.o.o. (n.s)
0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220
24
Tabela 6.5.- Maksimalne snage (MW) na prenosnoj mreži za period 2017.-2026. Bazni scenario.
Korisnik 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0
Alumina d.o.o.
Zvornik 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0
EFT Rudnik i
Termoelektrana
Stanari d.o.o.
30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0
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
6.3.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća
Podatke o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji TS 110/x kV od elektroprivrednih
(distributivnih) preduzeća u Bosni i Hercegovini su u predviđenom terminu dostavile JP EP
BiH, MH ERS i JP EP HZ HB. Podaci nisu dostavljeni od strane JP Komunalno Brčko, pa su
korišteni podaci iz 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 2017.-2026.
godina sa prosječnim rastom od 2,2 % za bazni scenario do 2025. godine i 1,55 % u 2026.
godini, 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 2014. godini: Industrijska potrošnja (35 i 10
kV) 26,37 %, domaćinstva 52,24 %, ostala potrošnja (0,4 kV) 19,47 % i javna rasvjeta 1,92
%. Takođe je za svaku pojedinu TS 110/x kV dato izmjereno vršno opterećenje u 2014.
godini. Svi gore navedeni podaci su dio Priloga.
U dostavljenim podacima JP EP HZ 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
25
prosječno 2 % za TS u županijama: Hercegbosanska, Posavska i Srednjobosanska i 4 % u
županijama: Hercegovačkoneretvanska i Zapadnohercegovačka, je pretpostavljen rast za viši
scenario od 3 %. 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. 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 2017.-2026. godina. Što se tiče prognoze strukture potrošnje za
referentni scenario (S2) u Studiji energetskog sektora u BiH predviđa se smanjenje udjela
potrošnje domaćinstava s 49 % u 2005. godini na 46 % u 2020. godini a povećava udio
kupaca na niskom (osim domaćinstava) i srednjem naponu s 32 % u 2005. godini na 46 % u
2020. godini. Za svaku prenosnu trafostanicu 110/x kV navedena je ostvarena struktura
potrošnje u 2014. 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
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 2017. godini je predviđeno učešće
industrijske potrošnje 13 %, ostale potrošnje 25 %, domaćinstava 58 % i javne rasvjete 4 %.
U 2026. 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 2016. 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 2,5 % u baznom scenariju, 3,6 % 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 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
EP HZ HB (b.s.) 1.387,6 1.408,4 1.429,6 1.451,0 1.472,8 1.494,9 1.517,3 1.540,1 1.563,2 1.586,6
EP HZ HB (v.s.) 1.408,1 1.450,4 1.493,9 1.538,7 1.584,9 1.632,4 1.681,4 1.731,8 1.783,8 1.,837,3
EP HZ HB (n.s.) 1.383,5 1.400,1 1.416,9 1.433,9 1.451,1 1.468,6 1.486,2 1.504,0 1.522,1 1.540,3
ERS (b.s.) 3.700,8 3.819,2 3.941,4 4.067,5 4.197,7 4.332,0 4.470,7 4.613,7 4.761,4 4.913,7
ERS (v.s.) 3.711,5 3.841,4 3.975,9 4.115,1 4.259,1 4.408,1 4.562,4 4.722,1 4.887,4 5.058,4
ERS (n.s.) 3.618,3 3.650,9 3.683,7 3.716,9 3.750,3 3.784,1 3.818,1 3.852,5 3.887,2 3.922,2
EP BiH (b.s.) 4.623,4 4.725,1 4.829,1 4.935,3 5.043,9 5.154,9 5.268,3 5.384,2 5.502,6 5.587,9
EP BiH (v.s.) 4.704,8 4.893,0 5.088,8 5.292,3 5.504,0 5.724,2 5.953,1 6.191,3 6.438,9 6.696,5
EP BiH (n.s.) 4.614,4 4.706,7 4.800,8 4.896,8 4.994,7 5.094,6 5.196,5 5.300,5 5.406,5 5.490,3
JP ''K. Brčko'' doo (b.s.) 266,9 270,9 274,9 279,0 283,2 287,5 291,8 296,2 300,6 305,1
JP ''K. Brčko'' doo (v.s.) 266,9 270,9 274,9 279,0 283,2 287,5 291,8 296,2 300,6 305,1
JP ''K. Brčko'' doo (n.s.) 265,5 268,2 270,9 273,6 276,3 279,1 281,9 284,7 287,5 290,4
Ukupno
bazni scenario 9.978,7 10.223,6 10.475,0 10.732,9 10.997,6 11.269,2 11.548,0 11.834,1 12.127,7 12.393,4
viši scenario 10.091,4 10.455,7 10.833,5 11.225,1 11.631,2 12.052,2 12.488,7 12.941,4 13.410,7 13.897,3
niži scenario 9.881,7 10.025,8 10.172,3 10.321,2 10.472,5 10.626,4 10.782,7 10.941,7 11.103,2 11.243,2
6.3.3 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
prethodne godine, urađena je prognoza potrošnje na prenosnoj mreži za period 2017.-2026.
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: BSI d.o.o. Jajce, Željeznice RS, Alumina d.o.o. Zvornik, EFT Rudnik i
Termoelektrana Stanari d.o.o. Ostali direktni potrošači su razmatrani sa potrošnjom prema
Bilansu za 2017. godinu. Rezultati za tri scenarija prognoze potrošnje su dati u Tabeli 6.7.
27
Tabela 6.7.- Prognoza potrošnje el.en. na prenosnoj mreži BiH u GWh za period 2017.-2026. na bazi
podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže
Korisnik 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Distributivna
potrošnja u BiH
(b.s.)
9.978,7 10.223,6 10.475,0 10.732,9 10.997,6 11.269,2 11.548,0 11.834,1 12.127,7 12.393,4
Direktni potrošači
(b.s.) 3.252,6 3.252,8 3.253,1 3.253,3 3.253,5 3.253,8 3.265,0 3.265,3 3.265,6 3.265,8
Ukupna potrošnja
BiH (b.s.) 13.231,3 13.476,5 13.728,1 13.986,2 14.251,1 14.523,1 14.813,0 15.099,4 15.393,4 15.659,2
bazni scenario (%) 2,0 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 2,0 1,9 1,9 1,7
Distributivna
potrošnja u BiH
(v.s.)
10.091,4 10.455,7 10.833,5 11.225,1 11.631,2 12.052,2 12.488,7 12.941,4 13.410,7 13.897,3
Direktni potrošači
(v.s.) 3.260,2 3.260,2 3.260,4 3.271,9 3.261,2 3.261,1 3.272,7 3.273,0 3.273,2 3.273,5
Ukupna potrošnja
BiH
(v.s.)
13.351,5 13.715,9 14.093,8 14.497,0 14.892,3 15.313,3 15.761,4 16.214,3 16.683,9 17.170,8
viši scenario (%) 3,0 2,7 2,8 2,9 2,7 2,8 2,9 2,9 2,9 2,9
Distributivna
potrošnja u BiH
(n.s.)
9.881,7 10.025,8 10.172,3 10.321,2 10.472,5 10.626,4 10.782,7 10.941,7 11.103,2 11.243,2
Direktni potrošači
(n.s.) 3.245,1 3.245,0 3.245,2 3.245,5 3.246,0 3.246,0 3.257,5 3.257,8 3.258,0 3.258,3
Ukupna potrošnja
BiH
(n.s.)
13.126,8 13.270,8 13.417,5 13.566,7 13.718,5 13.872,4 14.040,2 14.199,5 14.361,2 14.501,5
niži scenario (%) 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,2 1,1 1,1 1,0
Prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2017.-2026. u baznom
scenariju je 1,9 %, višem scenariju 2,9 %, i nižem scenariju je 1,1 %.
6.4 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. Za prognozu potrošnje električne energije na prenosnoj
mreži BiH su korišteni prosječni porasti potrošnje iz iste tabele. Tako se dobiju tri scenarija:
- Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji porast 1,1 %)
- Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast 1,9 %)
- Optimistični scenario – viši scenario (prosječni godišnji porast 2,9 %)
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2017-2026 godina i ostvarena potrošnja
u periodu 2001-2015 je data u Tabeli 6.8. (na ovu potrošnju treba dodati još gubitke prenosa).
Za 2016. godinu je prognozirana potrošnja prema Bilansu za 2016. 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).
28
Tabela 6.8. Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH
za četiri scenarija za period 2017. – 2026. 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 11.719 2,99 11.719
11.719
11.719
2016 12.967 10,65 12.967
12.967
12.967
2017 13.213 1,90 13.110 1,10 13.343 2,90 13.168 1,55
2018 13.464 1,90 13.254 1,10 13.730 2,90 13.431 2,00
2019 13.720 1,90 13.400 1,10 14.128 2,90 13.700 2,00
2020 13.981 1,90 13.547 1,10 14.538 2,90 13.974 2,00
2021 14.247 1,90 13.696 1,10 14.959 2,90 14.253 2,00
2022 14.517 1,90 13.847 1,10 15.393 2,90 14.539 2,00
2023 14.793 1,90 13.999 1,10 15.840 2,90 14.829 2,00
2024 15.074 1,90 14.153 1,10 16.299 2,90 15.126 2,00
2025 15.361 1,90 14.309 1,10 16.772 2,90 15.428 2,00
2026 15.652 1,90 14.466 1,10 17.258 2,90 15.737 2,00
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2017.-2026. godina, za četiri scenarija,
ostvarenje potrošnje u periodu 2001.-2015. godina i planirana potrošnja prema Bilansu
električne energije na mreži prenosa za 2016. 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 2016.-2026. i ostvarenje
potrošnje u periodu 2001.-2015.godina
Potrebno je napomenuti da je dosta velika razlika u ostvarenoj potrošnji u 2015. godini i
bilansom predviđene potrošnje u 2016. godine, najvećim dijelom prouzrokovana oscilacijama
u potrošnji najvećeg direktnog potrošača Aluminija d.d. Mostar.
Za planski period 2017.-2026. 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, EFT
Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o. i R-S Silicon Mrkonjić Grad.
5,000
7,000
9,000
11,000
13,000
15,000
17,000
19,000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
GWh
Realistični scenario Pesimistični scenario
Optimistični scenario Prognoza prema BDP-u
30
7. INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA
7.1 Integracija vjetroelektrana
Obzirom na odredbe direktive EU 202020, u posljednje vrijeme, u BiH je postala izuzetno
atraktivna proizvodnja električne energije iz obnovljivih izvora, u prvom redu iz
vjetroelektrana, s aspekta proizvodnje na prenosnoj mreži BiH.
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, 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.
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, konkretno, u pitanju je VE Hrgud, u široj regiji istočne Hercegovine.
Uzimajući u obzir gore navedenu Odluku iz Zaključaka Vlade Federacije BiH, lista od ranijih
6 projekata, uslovno rečeno, je prestala da važi. S tim u vezi, pored pomenutih projekata,
NOS BiH je, u saradnji sa Elektroprenosom BiH, izdao još 9 Projektnih zadataka za nove VE
i to:
31
- 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 (53 MW),
- VE Podveležje, investitora Energy 3 d.o.o (48 MW),
- VE Pločno, investitora Energy 3 d.o.o (48 MW).
Kao što je poznato, na inicijativu NOS BiH, krajem 2011. godine je završena studija
‘’Integracija vjetroelektrana u elektroenergetski sistem i tržišna pravila’’, na osnovu koje je
NOS BiH izradio „Procjenu integracije VE na EES BiH“.
NOS BIH je u skladu sa dinamičkim planom i procjenom snage vjetroelektrana za priključak
na prenosnu mrežu i rezultatima studije “Analiza integracije vjetroelektrana u
elektroenergetski sistem i tržišna pravila”, sa aspekta potrebne regulacione snage u zavisnosti
od instalisanih snaga VE, izvršio analizu mogućnosti integracije VE do 2022. godine.
U skladu sa uobičajenom Evropskom praksom da se prognoza proizvodnje vjetroelektrana
vrši svaka 4 sata, potrebnog vremena za izgradnju priključnih dalekovoda, problematike
vezano za obezbjeđenje sekundarne regulacije, te potencijalnih lokacija i dinamike prijavljene
od strane investitora odnosno nadležnih entitetskih ministarstava, NOS BiH smatra da su
realne sljedeće vrijednosti instalisanih snaga VE za naredni period:
- za instalisanu snagu od oko 160 MW nisu potrebna dodatna ulaganja u sekundarnu
regulaciju ili proširenje prenosne mreže, osim izgradnje priključaka. Procjena perioda za
instalaciju ovog nivoa snage VE je do 2016. godine.
- za instalisanu snagu od oko 350 MW (dodatnih oko 190 MW instalisane snage) koja
iznosi oko 8,5 % sadašnje instalisane snage proizvodnih kapaciteta na prenosnoj mreži,
potrebna je dodatna snaga sekundarne regulacije. Sa aspekta prenosne mreže, VE će u većini
slučajeva biti priključene na 110 kV vodove. Procjena perioda za instalaciju ovog nivoa snage
VE je do 2019. godine.
- za instalisanu snagu od oko 640 MW (dodatnih oko 290 MW instalisane snage) koja
iznosi oko 17 % sadašnje instalisane snage proizvodnih kapaciteta na prenosnoj mreži biće
potrebno da se obezbjedi i odgovarajuća snaga sekundarne regulacije iz novih proizvodnih
kapaciteta kao i dodatna ulaganja u proširenje prenosne mreže zavisno od koncentracije VE.
Procjena perioda za instalaciju ovog nivoa snage VE je do 2023. godine.
Procjena snage VE za priključak na prenosnu mrežu prema gore navedenom dinamičkom
planu je inicijalna i razvojem EES-a BiH, odnosno rješavanjem dosadašnjih problema
pružanja sistemskih usluga i njihovim poboljšavanjem u budućem periodu kao i u skladu sa
odlukama nadležnih entitetskih ministarstava za izgradnju OIE, NOS BiH će periodično
praviti procjene i korekciju ovih veličina i dinamike ulaska u pogon VE .
NOS BIH je u januaru 2016. godine, u skladu sa Mrežnim kodeksom, pokrenuo aktivnosti na
izradi novog Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2017.-2026. Kod izrade bilansa
za narednih 10 godina evidentiran je problem bilansiranja vjetroelektrana, jer instalisana
32
snaga bilansiranih VE prelazi graničnu snagu od 350 MW. Naime, za Indikativni plan 2017-
2026, uslove za bilansiranje, shodno članu 4.1.3. Mrežnog kodeksa (revidovan Elaborat o
priključku i Ugovor o koncesiji), ispunjava 13 vjetroelektrana (VE Trusina, VE Podveležje,
VE Debelo Brdo, VE Jelovača, VE Orlovača, VE Ivovik, VE Baljci, VE Kupres 1, VE
Pakline 1, VE Pakline 2, VE Podveležje Energy 3, VE Pločno, VE Mučevača), ukupne
instalisane snage 655,9 MW.
Rukovodeći se navodima iz dinamičkog plana, navedenog ranije, prilikom izrade ovog plana,
u jednom od scenarija uzeta je graničnu kvotu integracije VE na EES BiH 350 MW do 2019.
godine, te 640 MW nakon 2019. godine. Ovakva polazna pretpostavka je u skladu sa
Zaključcima DERK br. 05-28-13-330-9/11 od 16.04.2012. godine. u kome se prihvata
dokument „Procjena granične snage integracije VE za priključak na prenosnu mrežu“ autora
NOS BiH.
33
7.2 Integracija solarnih elektrana
Bosna i Hercegovina se nalazi u grupi zemalja koje još nisu iskoristile potencijal za
proizvodnju električne energije u solarnim elektranama. 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.
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).
34
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.
7.2.1 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
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 1 MW
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 30 MW. 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
35
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.
7.2.2 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.
36
7.2.3 Zaključna razmatranja
Potrebno je naglasiti da je ukupna proizvodnja električne energije u BiH iz solarnih elektrana,
bazirana na proizvodnji fotonaponskih panela vezanih na distributivnu mrežu. Međutim,
obzirom na pojačani interes investitora na užem geografskom području, i ograničenja
propusne moći distributivne mreže, pojavio se problem nemogućnosti prihvata ove energije
od strane nadležne distribucije. Konkretno, na osnovu dopisa od EPHZHB za ovaj IPRP,
uočen je problem na području Gospodarsko-poslovne zone Hodovo. Naime, na pomenutom
području je izdano više građevinskih i lokacijskih dozvola za izgradnju objekata distribuirane
proizvodnje električne energije iz solarnih izvora, koje u ukupnom iznosu vršne snage
umnogome premašuju tehničke mogućnosti i energetske nadležnosti JP EP HZHB kao
nositelja licence za distribuciju električne energije. Ukupna vršna snaga izdanih građevinskih
i lokacijskih dozvola iznosi cca 16 MVA što skoro u dvostrukom iznosu premašuje osnovni
kriterij za izgradnjom nove TS 110/x kV, koji iznosi 8 MVA za područje gdje nema TS 110/x
kV. Planom parcijalizacije na području Gospodarsko-poslovne zone Hodovo predviđena je
izgradnja proizvodnih objekata sa očekivanom potrošnjom odnosno očekivanim vršnim
teretom od 3 MVA. Dana 16.12.2015. JP EP HZHB je zatražila od Elektroprijenosa BiH
pokretanje procedura za planiranje i izgradnju ovog distributivnog čvorišta i priključnih
dalekovoda.
Na kraju, ono što treba posebno izdvojiti, jeste činjenica da do momenta izrade ovog IPRP,
NOS BiH nije izdao niti jedan Projektni zadatak za izradu Elaborata o priključku SE na
prenosnu mrežu BiH, te iz tog razloga niti jedna SE nije bilansirana u ovom desetogodišnjem
Planu.
37
8. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2017. – 2026. GODINA
8.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta
Bilansi električne enrgije za planski period 2017.–2026. godina urađeni su za tri scenarija
potrošnje: ‘’pesimistički’’ – niži scenario potrošnje, ‘’realistički’’ – bazni scenario potrošnje i
‘’optimistički’’ – viši scenario potrošnje, opisana u odjeljku 6. Vezano za izgradnju novih
proizvodnih objekata razmatrana su dva scenarija, koja se odnose na bilansiranje
vjetroelektrana, što je opisano u nastavku poglavlja.
Važećim 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 dvadeset osam novih elektrana. U 2015.
godini su urađene revizije Elaborata priključka za dvije termoelektrane: TE Ugljevik 3
(2x300 MW) i TE Banovići (350 MW). Takođe je urađena i revizija Elaborata za
hidroelektranu Mrsovo (42,48 MW), kao i za vjetroelektrane: Jelovača, Orlovača, Ivovik,
Baljci, Kupres 1, Pakline 1, Pakline 2, Podveležje (investitora Energy 3), Mučevača i Pločno,
ukupne snage 513,9 MW.
Što se tiče ulaska u pogon novih proizvodnih objekata, u 2015. godini je u probni rad ušla
mHE Ustiprača (6,9 MW), i početkom 2016. godine TE Stanari (300 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 8.1. 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 [5] 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 Tabeli 8.2 data je proizvodnja postojećih proizvodnih objekata na prenosnoj mreži BiH,
prema podacima dostavljenim od proizvođača.
38
Tabela 8.1.- Podaci o proizvodnji HE (GWh)
Naziv objekta
Ostvarena
proizvodnja u 2015.
godini na mreži
prenosa
Planirana
proizvodnja u 2016.
na mreži prenosa
Očekivana godišnja
proizvodnja prema
Studiji EI HP
Čapljina 252,50 192,00 200,00
Rama 808,30 645,00 650,00
Jablanica 754,30 715,90 771,00
Grabovica 280,70 286,50 334,00
Salakovac 386,00 406,20 410,00
Mostar 230,20 245,00 247,00
Jajce I 253,40 216,00 233,00
Peć-Mlini 66,10 73,00 82,00
M.Blato 102,10 132,00
Ukupno F BiH 3.133,60 2.911,60 2.927,00
Višegrad 913,90 925,00 1.038,00
Bočac 269,30 274,30 307,50
Trebinje I 411,30 394,20 535,40
Dubrovnik G2 832,00 647,50 695,60
Ukupno ERS 2.426,50 2.241,00 2.576,50
UKUPNO BiH 5.560,10 5.152,60 5.503,50
Tabela 8.2.- Tabela Proizvodnja postojećih HE i TE na prenosnoj mreži BiH za 2017.-2026.
PROIZVODNJA (GWh)
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 1 394 394 394 394 394 394 394 394 394 394
DUBROVNIK 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5
VIŠEGRAD 925 925 925 925 925 925 925 925 925 925
BOČAC 274 274 274 274 274 274 274 27 4 274 274
MOSTARSKO
BLATO 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0
USTIPRAČA 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35
UKUPNO HE 5.420,5 5.420,5 5.414,1 5.414,1 5.414,1 5.414,1 5.414,1 5.414,1 5.414,1 5.414,1
TUZLA G-3 384,9 390,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
TUZLA G-4 759,5 947,1 372 124 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
39
TUZLA G-5 1.064 955.4 672 640 640 800 720 752 752 752
TUZLA G-6 1.166 1.166 1.186 1.242 1.186 1.186 1.019 1.186 1.186 1.186
KAKANJ G-5 519,3 535,5 352 352 308 308 88 88 0.0 0.0
KAKANJ G-6 525,8 540,6 573 573 600 600 435 392 392 392
KAKANJ G-7 1.190 1.212 1.344 1.344 1.344 1.344 1.252 1.252 1.252 1.252
GACKO 1.400 1.600 1.600 1.600 1.600 1.400 1.600 1.600 1.600 1.600
UGLJEVIK 1.700 1.700 1.700 1.700 1.500 1.700 1.700 1.700 1.700 1.500
STANARI 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000
UKUPNO TE 10.709,9 11.047,5 9.799,0 9.575,0 9.178,0 9.338,0 8.814,0 8.970,0 8.882,0 8.682,0
UKUPNO POSTOJEĆI
OBJEKTI 16.130,4 16.468,0 15.213,1 14.989,1 14.592,1 14.752,1 14.228,1 14.384,1 14.296,1 14.096.1
U tabelama 8.3. i 8.4 je data proizvodnja novih HE i TE na prenosnoj mreži BiH prema
podacima dostavljenim od proizvođača.
Tabela 8.3.- Proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH za period 2017.-2026.
PROIZVODNJA (GWh)
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
HE DUB 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2
HE ULOG 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3
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
HE MRSOVO 135,6 135,6 135,6 135,6 135,6 135,6 135,6 135,6 135,6 135,6
NOVE HE BILANSIRANO 262,1 262,1 262,1 610,3 610,3 847,1 847,1 847,1 847,1 847,1
Tabela 8.4.- Proizvodnja novih TE na prenosnoj mreži BiH za period 2017.-2026.
PROIZVODNJA (GWh)
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
TE TUZLA, blok 7 2.604,0 2.604,0 2.604,0 2.604,0 2.604,0 2.604,0
TE KAKANJ, blok 8 910,0 910,0 910,0 910,0 910,0
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
TE UGLJEVIK 3, blok 3 i 4
4.380,0 4.380,0 4.380,0 4.380,0 4.380,0 4.380,0 4.380,0 4.380,0
TE BANOVIĆI 2.200,0 2.200,0 2.200,0 2.200,0 2.200,0 2.200,0 2.200,0 2.200,0
NOVE TE
BILANSIRANO 0,0 3.250,0 5.450,0 5.450,0 8.054,0 8.964,0 8.964,0 8.964,0 8.964,0 8.964,0
40
U skladu sa poglavljem 7, Što se tiče bilansiranja novih vjetroelektrana urađena su dva scenarija:
1) Scenario A (Tabela 8.5.a) obuhvata vjetroelektrane, koje osim što ispunjavaju uslove za
bilansiranje predviđene važećim Mrežnim kodeksom (revidovan Elaborat priključka i
koncesija), posjeduju i potrebne saglasnosti od entitetskih Vlada (VE Podveležje i VE
Trusina).
2) Scenario B (Tabela 8.5.b) u koji su uvrštene sve vjetroelektrane koje ispunjavaju uslove za
bilansiranje prema važećem Mrežnom kodeksu. Bilansiranje po godinama je urađeno u skladu
sa dokumentom „Procjena granične snage za priključak vjetroelektrana, izdatom od strane
NOS BiH 11.04. 2012.godine, koji je odboren od strane DERK-A („Zaključci“ od 16.04.
2012. godine).
Za period 2017-2019 godina osim dvije vjetroelektrane iz scenarija A (VE Trusina i VE
Podveležje) bilansirane su još tri vjetroelektrane iz Federacije BiH, koje su u postupku
izdavanja Energetske saglasnosti od FMERI, i imaju revidovan Elaborat o priključku (VE
Debelo Brdo, VE Jelovača i VE Kupres 1), tako da ukupna snaga bilansiranih vjetroelektrana
iznosi 237 MW - preostala snaga do 350 MW je rezervisana za VE Mesihovina (FBiH) i VE
Hrgud (RS), koje još uvijek nemaju revidovan Elaborat priključka.
Za period 2020- 2026 bilansirane su i preostale vjetroelektrane koje imaju revidovan Elaborat
priključka (ukupno je bilansirano 13 vjetroelektrana, a snaga svih bilansiranih vjetroelektrana
je cca 656 MW). Ovim vjetroelektranama su pomjerene godine priključka sa 2017.(2018.) na
2020. godinu. Treba napomenuti da je ovo urađeno u svrhu zatvaranja bilansa, za slučaj da
dođe do povećanja granične snage, i bez prejudiciranja koje vjetroelektrane koje će biti
priključene na prenosni sistem.
Tabela 8.5.a- Proizvodnja novih VE na prenosnoj mreži BiH za period 2017.-2026.- Scenario A
PROIZVODNJA (GWh)
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
VE TRUSINA 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0
VE PODVELEŽJE 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
NOVE VE BILANSIRANO 160,0 260,0 260,0 260,0 260,0 260,0 260,0 260,0 260,0 260,0
Tabela 8.6.b- Proizvodnja novih VE na prenosnoj mreži BiH za period 2017.-2026.- Scenario B
PROIZVODNJA (GWh)
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
VE KUPRES 1 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0
VE ORLOVAČA 86,4 86,4 86,4 86,4 86,4 86,4 86,4
VE IVOVIK 237,0 237,0 237,0 237,0 237,0 237,0 237,0
VE BALJCI 121,0 121,0 121,0 121,0 121,0 121,0 121,0
VE PAKLINE 1 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0
VE PAKLINE 2 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0 136,0
VE PODVELEŽJE (Energy 3) 113,0 113,0 113,0 113,0 113,0 113,0 113,0
VE MUČEVAČA 124,0 124,0 124,0 124,0 124,0 124,0 124,0
VE PLOČNO 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0
NOVE VE BILANSIRANO 558,3 658,3 658,3 1.721,7 1.721,7 1.721,7 1.721,7 1.721,7 1.721,7 1.721,7
U Tabeli 8.6 su data tri scenarija potrošnje i dva scenarija planirane proizvodnje postojećih i
novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2017.-2026, prema podacima
proizvođača.
41
Tabela 8.7.- Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2017.-2026.
POTROŠNJA
(GWh)
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Scenario 1. (niži
scenario potrošnje) 13.110 13.254 13.400 13.547 13.696 13.847 13.999 14.153 14.309 14.466
Scenario 2. (bazni
scenario potrošnje) 13.213 13.464 13.720 13.981 14.246 14.517 14.793 15.074 15.360 15.652
Scenario 3. (viši
scenario potrošnje) 13.343 13.730 14.128 14.538 14.959 15.393 15.840 16.299 16.772 17.258
PROIZVODNJA (GWh)
Novi izvori bilansirani
– Scenario A (2 VE) 422,1 3.772,1 5.972,1 6.320,3 8.924,3 10.071,1 10.071,1 10.071,1 10.071,1 10.071,1
Novi izvori bilansirani
– Scenario B (13 VE) 820,4 4.170,4 6.370,4 7.782,0 10.386,0 11.532,8 11.532,8 11.532,8 11.532,8 11.532,8
Proizvodnja
bilansirano- Sc. A. 16.565,1 20.221,7 21.241,2 21.253,4 23.516,4 24.656,2 24.466,2 24.367,2 24.367,2 24.167,2
Proizvodnja
bilansirano- Sc.B 16.963,4 20.620,0 21.639,5 22.715,1 24.978,1 26.117,9 25.927,9 25.828,9 25.828,9 25.628,9
Gubici (2,2% u
odnosu na
proizvodnju)*
364,4 444,9 467,3 467,6 517,4 542,4 538,3 536,1 536,1 531,7
Scenario 1 (n.s.
potrošnje + gubici) 13.474,2 13.699,5 13.866,1 14.016,2 14.213,8 14.393,2 14.534,0 14.691,4 14.845,2 14.998,2
Scenario 2 (b.s.
potrošnje + gubici) 13.577,2 13.909,3 14.185,9 14.449,3 14.763,5 15.063,0 15.327,3 15.611,7 15.896,2 16.183,7
Scenario 3 (v.s.
potrošnje + gubici) 13.707,2 14.175,2 14.594,2 15.006,6 15.476,8 15.939,4 16.374,2 16.837,0 17.307,8 17.,789,7
BILANS Scenario 1A 3.090,7 6.522,6 7.373,9 7.238,4 9.302,6 10.266,7 9.928,5 9.677,7 9.522,0 9.169,0
BILANS Scenario 2A 2.987,7 6.312,8 7.054,0 6.805,3 8.752,8 9.596,9 9.135,3 8.757,4 8.471,0 7.983,5
BILANS Scenario 3A 2.857,7 6.046,9 6.645,8 6.248,0 8.039,6 8.720,5 8.088,3 7.532,1 7.059,4 6.377,4
BILANS Scenario 1B 3.489,0 6.920,9 7.772,2 8.700,1 10.764,3 11.728,4 11.390,2 11.139,4 10.983,7 10.630,7
BILANS Scenario 2B 3.386,0 6.711,1 7.452,3 8.,267,0 10.214,5 11.058,6 10.597,0 10.219,1 9.932,7 9.445,2
BILANS Scenario 3B 3.256,0 6.445,2 7.044,1 7.709,7 9.501,3 10.182,2 9.550,0 8.993,8 8.521,1 7.839,1
*gubici u iznosu 2,2% u odnosu na proizvodnju su proračunati prema ostvarenjima iz prethodnih godina i Bilansu električne
energije za 2016. godinu
Na Slici 8.1 su data tri scenarija potrošnje i 2 scenarija planirane proizvodnje postojećih i
novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2017.-2026.
42
Slika 8.1.– Tri scenarija potrošnje i dva scenarija planirane proizvodnje postojećih i novih
bilansiranih proizvodnih objekata za period 2017-2026
Bilansi za Scenarije 1A, 2A i 3A urađeni su tako da su se upoređivali viši, bazni i niži
scenariji potrošnje (sa gubicima) sa proizvodnjom postojećih i novih bilansiranih kapaciteta
za scenario A (2 vjetroelektrane). Bilansi za Scenarije 1B, 2B i 3B urađeni su tako da su se
upoređivali viši, bazni i niži scenariji potrošnje (sa gubicima) sa proizvodnjom postojećih i
novih bilansiranih kapaciteta za scenario B (13 vjetroelektrana).
Provedene analize upućuju na zaključak da je za sve scenarije potrošnje i planiranu
proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta, zadovoljen bilans
električne energije kao i da postoje značajni viškovi (uz pretpostavku da zaista dođe do
izgradnje svih planiranih proizvodnih kapaciteta).
U tabeli 8.7.a 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 8.2.) i izlazak iz pogona proizvodnih kapaciteta kojima ističe životni vijek za
scenario A (bilansirane 2 vjetroelektrane).
U tabeli 8.7.b prikazane su instalisane snage proizvodnih kapaciteta na prenosnoj mreži Bosne
i Hercegovine, kao i snage na pragu elektrana uvažavajući planirane godine puštanja u pogon
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
22,000
24,000
26,000
28,000
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
GWh
godina
Scenario 1. Niži scenario potrošnje Scenario 2. Bazni scenario potrošnje
Scenario 3. Viši scenario potrošnje Proizvodnja bilansirano, scenario A
Proizvodnja bilansirano, scenario B
43
novih (Slika 8.3) i izlazak iz pogona proizvodnih kapaciteta kojima ističe životni vijek za
scenario B (bilansirano 13 vjetroelektrana).
Tabela 8.8.a- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta za scenario A
Novi kapaciteti 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
HE DUB 9,4
HE ULOG 34,4
HE VRANDUK 19,6
TE TUZLA, blok 7 450
(410*)
TE KAKANJ, blok 8 300
(270*)
TE-TO KTG ZENICA 387,5
(373,1*)
TE UGLJEVIK 3,
blok 3 i 4
600
(528*)
TE BANOVIĆI 350
(318.8*)
VE TRUSINA 51
HE DABAR 159,2
VE PODVELEŽJE 48
HE USTIKOLINA 65,4
HE MRSOVO 36,8
Novi bilansirano: 131,6 435,5 950,0 178,8 450,0 365,4 0,0 0,0 0,0 0,0
Kumulativno novi –inst.sn. 131,6 567,1 1.517,1 1.695,9 2.145,9 2.511,3 2.511,3 2.511,3 2.511,3 2.511,3
Postojeći objekti (bazna
2015. godina- inst.snaga) 4.138,5 4.138,5 4.038,5 4.038,5 3.838,5 3.838,5 3.838,5 3.720,5 3.720,5 3.720,5
Postojeći objekti (bazna
2015. godina- snaga na
pragu)
3.893,4 3.893,4 3.810,4 3.810,4 3.635,4 3.635,4 3.635,4 3.532,4 3.532,4 3.532,4
UKUPNO BILANS-
inst.snaga- scenario A 4.270,1 4.705,6 5.555,6 5.734,4 5.984,4 6.349,8 6.349,8 6.231,8 6.231,8 6.231,8
UKUPNO BILANS- snaga
na pragu*- scenario A 4.025,0 4.446,5 5.210,3 5.389,1 5.624,1 5.959,5 5.959,5 5.856,5 5.856,5 5.856,5
*snaga na pragu elektrane (uzimajući snagu vlastite potrošnje)
Tabela 8.9.b- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta za scenario B
Novi kapaciteti 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
HE DUB 9,4
HE ULOG 34,4
HE VRANDUK 19,6
TE TUZLA, blok 7 450
TE KAKANJ, blok 8 300
TE-TO KTG ZENICA 387,5
TE UGLJEVIK 3, blok 3 i 4 600
TE BANOVIĆI 350
VE TRUSINA 51
HE DABAR 159,2
VE PODVELEŽJE 48
VE JELOVAČA 36
VE DEBELO BRDO 54
VE KUPRES 1 48
VE ORLOVAČA 42
VE IVOVIK 84
44
VE BALJCI 48
VE PAKLINE 1 48
VE PAKLINE 2 48
VE PODVELEŽJE (Energy 3) 48
VE MUČEVAČA 53
VE PLOČNO 48
HE USTIKOLINA 65,4
HE MRSOVO 36,8
Novi bilansirano: 269,6 435,5 950,0 597,8 450,0 365,4 0,0 0,0 0,0 0,0
Kumulativno novi –inst.sn. 269,6 705,1 1.655,1 2.252,9 2.702,9 3.068,3 3.068,3 3.068,3 3.068,3 3.068,3
Postojeći objekti (bazna
2015. godina- inst.snaga) 4.138,5 4.138,5 4.038,5 4.038,5 3.838,5 3.838,5 3.838,5 3.720,5 3.720,5 3.720,5
UKUPNO BILANS-
inst.snaga- scenario B 4.408,1 4.843,6 5.693,6 6.291,4 6.541,4 6.906,8 6.906,8 6.788,8 6.788,8 6.788,8
Na Slikama 8.2 i 8.3 data je dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska
iz pogona postojećih kapaciteta prema podacima dostavljenim od proizvođača za scenario A
(Slika 8.2) i scenario B (Slika 8.3).
Slika 8.2.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih
kapaciteta – Scenario A
HE Dub
HE Ulog
HE Mrsovo HE Ustikolina
HE Vranduk
HE Dabar
blok 7 TE Tuzla
blok 8 TE Kakanj
Tuzla G3
Tuzla G4
-500
-300
-100
100
300
500
700
900
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
(MW)
godina
VE Trusina
TE Ugljevik 3
TE Banovići
TE TO KTG Zenica
VE Podveležje
Kakanj G5
45
Slika 8.3.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih
kapaciteta – Scenario B
U Tabelama 8.8, 8.9. i na Slikama 8.4. i 8.5. je data proizvodnja električne energije na
prenosnoj mreži BiH i instalisana snaga po izvorima za scenario B: termoelektrane (TE),
obnovljivi izvori (HE+VE), i PHE.
Tabela 8.10. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za
scenario B
PROIZVODNJA
(GWh)
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
TE 10.709,9 14.297,5 15.249,0 15.025,0 17.232,0 18.302,0 17.778,0 17.934,0 17.846,0 17.646,0
PHE ČAPLJINA 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0
OBNOVLJIVI IZVORI 6.040,9 6.140,9 6.134,5 7.546,1 7.546,1 7.782,9 7.782,9 7.782,9 7.782,9 7.782,9
PROIZVODNJA
UKUPNO 16.963,4 20.620,0 21.639,5 22.715,1 24.978,1 26.284,9 25.760,9 25.916,9 25.828,9 25.628,9
HE Dub HE Ulog
HE Mrsovo HE Ustikolina
HE Vranduk HE Dabar
blok 7 TETuzla
blok 8 TE Kakanj
Tuzla G3 Tuzla G4
-500
-300
-100
100
300
500
700
900
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
(MW)
godina
VE Trusina
VE VE Jelovača
VE D.Brdo
VE Kupres 1
TE Ugljevik 3
TE Banovići
TE TO KTG Zenica
VE Podveležje
VE Orlovača
VE Ivovik
VE Baljci
VE Pakline 1
VE Pakline 2
VE Podveležje
(Energy 3)
VE Mučevača
VE Pločno
46
Slika 8.4. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora
za period 2017.-2026. godina (Scenario B)
Tabela 8.11. Instalisane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH (scenario B)
(MW) 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
TE 2.073,0 2.460,5 3.310,5 3.310,5 3.560,5 3.860,5 3.860,5 3.742,5 3.742,5 3.742,5
PHE ČAPLJINA 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0
OBNOVLJIVI IZVORI 1.895,1 1.943,1 1.943,1 2.540,9 2.540,9 2.606,3 2.606,3 2.606,3 2.606,3 2.606,3
UKUPNO 4.408,1 4.843,6 5.693,6 6.291,4 6.541,4 6.906,8 6.906,8 6.788,8 6.788,8 6.788,8
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
GW
h
godina
Proizvodnja ukupno TE PHE ČAPLJINA OBNOVLJIVI IZVORI
47
Slika 8.5. Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora (scenario B)
8.2 Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži
Sa aspekta zadovoljenja bilansa snaga, prema kriterijima ENTSO-E, kao referentni vremenski
presjeci smatraju se treća srijeda u januaru u 11:00 i 19:00 sati i treća srijeda u julu u 11:00
sati (CET).
U skladu s tim, a na bazi raspoloživih podataka EES BiH, postignuta satna opterećenja
konzuma BiH na prenosnoj mreži za 2014. i 2015. godinu su:
(MWh/h)
Januar 2014. 11:00 1.704
19:00 1.809
Juli 2014. 11:00 1.440
Januar 2015. 11:00 1.702
19:00 1.765
Juli 2015 11:00 1.535
Maksimum za 2015. godinu od 2.105 MWh/h postignut je 31. decembra u 18 sati (osamnaesti
sat), što je za oko 19% više od ''treće srijede u januaru''. U Tabelama 8.10. i 8.11. 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.
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
(MW)
godina TE PHE ČAPLJINA OBNOVLJIVI IZVORI UKUPNO
48
Tabela 8.12. Maksimalne jednovremene snage konzuma
Godina 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
31.12.2015.
18-ti sat
Pmax (MW) 2.033 2.173 2.150 2.143 2.074 2.207 2.105
% -3,97 6,89 -1,06 -0,33 -3,22 6,4 -4,6
Tabela 8.13. Minimalne jednovremene snage konzuma
Godina 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
02.05.2015.
4-ti sat
Pmin (MW) 796 816 872 833 866 833 858
% -8,51 2,51 6,86 -4,47 3,96 -3,8 3,0
Iz gornjih tabela je očigledno da nema kontinuiteta u vrijednostima jednovremenih snaga
konzuma BiH na prenosnoj mreži. Na osnovu baznog scenarija rasta potrošnje, rast
maksimalnih snaga je procijenjen na 1,9 % godišnje, a rast minimalnih snaga na 3 %.
Pošto je u 2015. godini zabilježeno smanjenje maksimalne jednovremene snage konzuma za
4,6 %, kao startna vrijednost u 2016. godini je uzeta maksimalna snaga na osnovu ostvarenja
iz 2014. godine.
Procjena sekundardne rezerve za period 2017.-2026. godina je urađena prema tački 7.2.17
Mrežnog kodeksa. Pretpostavljeno je da je za period do 2019. godine, radi bilansiranja
vjetroelektrana potrebno i dodatnih 58 MW sekundardne rezerve, a za period iza 2019.
godine radi bilansiranja vjetroelektrana treba dodatnih 97 MW sekundarne rezerve (prema
dokumentu „Procjena granične snage vjetroelektrana za priključak na prenosnu mrežu“, koju
je odobrio DERK, a što je detaljno objašnjeno u poglavlju 7.).
Iznos tercijerne rezerve je određen prema Sporazumu o zajedničkoj regulacionoj rezervi u
kontrolnom bloku SHB, gdje je iznos rezerve koju osigurava NOS BiH 184 MW.
Tabela 8.14. Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži
(MW) 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Vršna snaga
konzuma na
prenosnoj mreži
2.249 2.292 2.335 2.380 2.425 2.471 2.518 2.566 2.614 2.664
Potrebna snaga
primarne rezerve 16 16 16 17 17 17 17 17 17 17
Potrebna snaga
sekundarne rezerve 120 121 122 162 163 164 165 166 168 169
Potrebna snaga
tercijerne rezerve 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184
UKUPNO
(Konzum+rezerve) 2.569 2.613 2.657 2.743 2.789 2.836 2.884 2.933 2.983 3.034
Snaga na pragu
(postojeći + novi)
Scenario A
4.025 4.447 5.210 5.389 5.624 5.960 5.960 5.857 5.857 5.857
BILANS SNAGE 1.456 1.834 2.553 2.646 2.835 3.124 3.076 2.924 2.874 2.823
U Tabeli 8.12. prikazan je bilans jednovremenih maksimalnih snaga na prenosnoj mreži za
period 2017.-2026. godina.
49
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 sa značajnim viškovima.
50
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.
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, čija je izrada u toku, sadrži definisane EU vizije i ciljeve održivosti do 2050.
Plan obuhvata evropske energetske ciljeve za 2020. godinu, kao i ciljeve za 2030. godinu koja
je uzeta kao most između 2020. i 2050. godine. Ciljevi za viziju 2030. godinu konstruišu iste
granične uslove za sve zemlje ali koji se dovoljno razlikuju jedni od drugih da bi uzele u obzir
realni opseg mogućih budućih izazova za razvoj mreže.
Plan je podijeljen na dva perioda na tzv. „očekivani progres“ koji obuhvaća period do 2020
godine i period iza 2020., tj. 2030. godinu koji obuhvaća viziju 1, 2, 3 i 4.
Scenario „očekivani progres“ predstavlja najbolju procjenu razvoja do 2020. 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 energentima 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.
51
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 .
52
Osnovne karakteristike vizija koje se koriste za izradu plana su sljedeće.
2030 godina Vizija 1 Vizija 2 Vizija 3 Vizija 4
Ekonomski i
funkcionalni uslovi
Najmanje
povoljan Manje povoljan Povoljniji Najviše povoljan
Fokus na
energetsku politiku Državni Evropski Državni Evropski
Istraživanje i
razvoj Državni Evropski Državni Evropski
Obnovljivi izvori
Niska cijena
CO2 i visoka
cjena goriva
Niska cijena
CO2 i visoka
cjena goriva
Visoka cijena
CO2 i niska
cjena goriva
Visoka cijena
CO2 i niska
cjena goriva
Potrošnja el.
energije
Povećanje
(mali porast)
Smanjenje u
odnosu na 2020
(mali porast,
veća en.
efikasnost)
Zastoj u odnosu
na 2020
Povećanje
(porast
potrošnje)
Odgovor potrošnje Kao danas Parcijalno
korišten
Parcijalno
korišten
Potpuno
korištenje
0% 5 % 5 % 20 %
Električna vozila
Nema
komercijalne
upotrebe
Vozila za
priključkom za
punjenje
Vozila za
priključkom za
punjenje
Vozila za
priključkom za
punjenje
0 % 5 % 5 % 10 %
Toplotne pumpe Min. nivo Srednji nivo Srednji nivo Maks. nivo
1 % 5 % 5 % 9 %
Adekvatnost
Državni – ne
autonoman
ograničen
rezervni
kapacitet
Evropski –
manja rezervni
kapacitet od V1
Državni –
autonomna
visok rezervni
kapacitet
Evropski –
manja rezervni
kapacitet od V3
Merit order Ugalj prije
gasa Ugalj prije gasa Gas prije uglja Gas prije uglja
Skladištenje Kao danas Kao danas Decentralizovan Centralizovan
Na osnovu navedenih kriterija, u toku izrade ENTSO-E desetogodišnjeg plana ravoja
prenosne mreže instalisani kapaciteti koji se odnose na BiH su prikazani u sljedećoj tabeli.
53
Tabela 9.2. Instalisani kapaciteti u BiH po vizijama za 2030 godinu
2020 2030
Instalisani kapaciteti (MW) Vizija 1 Vizija 1 Vizija 2 Vizija 3 Vizija 4
Lignit (postojeći) 1.215 1.215 1.215 1.215 0
Lignit (novi) 943 943 943 943 943
Gas (novi) 0 0 0 373 373
Protočne HE 1.005 1.156 1.156 1.206 1.351
Godišnje akumulacije HE 481 511 511 511 511
Dnevne akumulacije HE - pumpa 440 440 440 440 502
Sedmične akumulacije HE 0 0 0 160 254
Vjetar 380 640 350 900 770
Solarne (PV) 0 100 0 100 100
Drugi obnovljivi izvori 0 300 300 0 0
Ukupno (MW) 4.464 5.305 4.915 5.848 4.804
Osnova za izradu modela za navedene vizije predstavlja Indikativni plan razvoja proizvodnje.
Iako IPRP bilansno uključuje sve elektrane koje imaju revidovan elaborat o priključku na
prenosnu mrežu, u skladu s odredbama Mrežnog kodeksa, postoji neizvjesnost za izgradnjom
tih objekata, stoga i modeli koji uključuju nove proizvodne objekte nisu u potpunosti
adekvatni.
9.3 Planirani interkonektivni dalekovodi
Planirane nove 400 kV interkonekcije koje su navedene u planu su:
1. DV 400 kV Višegrad – Bajina Bašta Zamjena postojeće 220 kV interkonekcije DV TS
Višegrad – Vardište (kruta tačka).
2. DV 400 kV Banja Luka – Lika (HR). Izgradnja dalekovoda je planirana nakon 2020.
godine. Izbor konsultanta za izradu projektnog zadatka i projekta je u toku.
3. DV 400 kV TE Tuzla – Đakovo (HR). Zamjena postojeće interkonekcije DV 220 kV TE
Tuzla – Đakovo.
4. DV 400 kV Gradačaca – Đakovo (HR). Zamjena postojeće interkonekcije DV 220 kV
Gradačac – Đakovo, što uključuje i podizanje TS Gradačac na 400 kV napon.
5. DV 400 kV Trebinje – Lastva (ME). U sklopu izgradnje podvodnog kabla između Crne
Gore i Italije planirana je izgradnja postrojenja TS Lastva u Crnoj Gori pri čemu se
postojeći DV 400 kV Trebinje – Podgorica po principu ulaz/izlaz uvodi u TS Lastva.
54
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 9.3.
Vrijednosti su date za 2017. i 2026. godinu. Prilikom procjene/proračuna prenosnih kapaciteta
predviđena je izgradnja i ulazak u pogon navedenih interkonekcija do 2026. godine, osim 400
kV interkonekcija prema Đakovu (DV 400 kV TE Tuzla – Đakovo i DV 400 kV Gradačac –
Đakovo).
Tabela 9.3.- Ukupni prekogranični prenosni kapacitet (MW).
Smjer 2017. 2026.
BA > HR 800
1.440
HR > BA 1.180
BA > RS 600
1.500
RS > BA 1.530
BA > ME 500
1.260
ME > BA 1.140
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
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.
U skladu s dogovorima s EMS-om, planirano je da zajedničke aukcije na granici sa EMS (RS)
provodi SEE CAO Podgorica s početkom 2017. godine.
55
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 sistema izvršiti dopunu 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.
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
Dostavljanje finalne verzije u ACER
Objavljivanje ACER-ovog mišljenja
Ponovno slanje u ACER
Objavljivanje ACER-ovih preporuka
Početak procesa odobrenja jul.05 dec '15 dec '15 dec '15 2016
Dostavljanje mišljenja komisijama okt '15 okt '16 sept '15
EC podnosi kodeks na pregled koncilu Q3 '15
Mrežni kodeks je usvojen
Početak implementacije
Monitoring kodeksa i može biti aneksiran
Def
inis
anje
op
sega
rad
a
Stu
pan
je
na
snag
uR
azvo
jO
do
bre
nje
56
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 za sve
scenarije potrošnje i planiranu proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih
kapaciteta, zadovoljen bilans električne energije kao i da postoje značajni viškovi (uz
pretpostavku da zaista dođe do izgradnje svih planiranih proizvodnih kapaciteta).
Što se tiče ulaska u pogon novih proizvodnih objekata, u 2015. godini je u probni rad
ušla mHE Ustiprača (6,9 MW), i početkom 2016. godine TE Stanari (300 MW).
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
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.
57
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. Kod izrade bilansa za narednih 10 godina evidentiran je problem
bilansiranja vjetroelektrana, jer instalisana snaga bilansiranih VE prelazi trenutnu
graničnu snagu od 350 MW. Naime, za Indikativni plan 2017-2026, uslove za
bilansiranje, shodno članu 4.1.3. Mrežnog kodeksa (revidovan Elaborat o priključku i
Ugovor o koncesiji), ispunjava 13 vjetroelektrana (VE Trusina, VE Podveležje, VE
Debelo Brdo, VE Jelovača, VE Orlovača, VE Ivovik, VE Baljci, VE Kupres 1, VE
Pakline 1, VE Pakline 2, VE Podveležje Energy 3, VE Pločno, VE Mučevača), ukupne
instalisane snage 655,9 MW. U skladu sa Zaključcima DERK br. 05-28-13-330-9/11
od 16.04.2012. godine, kojim se prihvata dokument „Procjena granične snage
integracije VE za priključak na prenosnu mrežu“, autora NOS BiH, prilikom izrade
ovog Indikativnog plana, u jednom od scenarija (Scenario B) uzeta je granična kvota
integracije VE na EES BiH 350 MW do 2019. godine, te 640 MW nakon 2019.
godine. U scenariju A je za cijeli period 2017-2026 zadržana trenutna granična kvota
u iznosu od 350 MW.
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 martu 2016. godine od strane Državne regulatorne
komisije za električnu energiju (DERK), usvojen Dugoročni plan razvoja prenosne
mreže za period 2015-2024. godina, urađen od strane Elektroprenos-a BiH, i
revidovan od strane NOS BiH. U toku je revizija trećeg Plana razvoja prenosne mreže
za period 2016-2025. 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 2016-2025, NOS BiH, 2015. godina
2. „Izvještaj o tokovima električne energije u BiH u 2015. godini“ – NOSBiH, Sarajevo,
2016. godina
3. Mješoviti Holding Elektroprivreda Republike Srpske Trebinje, Matično preduzeće,
akcionarsko društvo Trebinje, ''Podaci za Indikativni plan razvoja proizvodnje 2017.-
2026.'', decembar 2014.
58
4. Javno preduzeće Elektroprivreda Bosne i Hercegovine d.d. „Podaci za Indikativni plan
razvoja proizvodnje 2017-2026, 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 2017-2026'', Mostar, prosinac
2014.
7. Parsons Brinckerhoff Ltd Beograd „Uticaj solarnih elektrana na elektroenergetski
sistem BiH“, NOS BiH, decembar 2014.
