Indikativni plan razvoja proizvodnje 2019-2028 plan razvoja... · Web viewTreba naglasiti da je prema popisu stanovništva iz 1991. godine, na području Bosne i Hercegovine registrovano

Mart 2018.

Indikativni plan razvoja proizvodnje 2019-2028

SADRŽAJ

1. UVOD.............................................................................................................................................3

2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA........................................................................5

3. OSTVARENJA NA MREŽI PRENOSA U 2017.....................................................................................6

3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa.......................................................6

3.1.1 Razmjena električne energije sa susjednim sistemima................................................12

3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije......................................................................12

3.1.3 Naponske prilike u EES BiH..........................................................................................13

4. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU..................15

5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2018..................................................19

6. PROGNOZA POTROŠNJE 2019.-2028. GODINA............................................................................21

6.1 Statistički podaci relevantni za planiranje potrošnje............................................................21

6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim proizvodom......................................................................................................................................23

6.3 Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže........................................................................24

6.3.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca................................................................24

6.3.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća.........................26

6.3.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od Korisnika prenosne mreže..........................................................................................................................28

6.4 Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH..........................................30

7. INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA............................................................................................33

7.1 Integracija vjetroelektrana...................................................................................................33

7.2 Integracija solarnih elektrana...............................................................................................36

8. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2019. – 2028. GODINA................................38

8.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta..................................38

8.2 Procjena konzuma na prenosnoj mreži.................................................................................47

9. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE (TYNDP – Ten Year Network Development Plan)...............................................................................................................................49

9.1 Uvodne napomene...............................................................................................................49

9.2 Nova platforma za studiju budućnosti gasa i električne energije..........................................49

9.3 Scenariji................................................................................................................................49

9.3.1 Održiva tranzicija.........................................................................................................50

9.3.2 Distribuirana proizvodnja.............................................................................................50

1

9.3.3 Globalna klimatska akcija.............................................................................................50

9.3.4 Eksterni scenario baziran na EUCO (European Council) 30..........................................51

9.3.5 Interkonektivni dalekovodi – izvod iz Plana.................................................................51

9.3.6 Prekogranični prenosni kapaciteti................................................................................55

9.4 ENTSO-E Mrežni kodeksi.......................................................................................................56

10. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE.............................................................................................................57

11. LITERATURA..............................................................................................................................59

2

1. UVOD

U skladu sa važećom legislativom, Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini (NOSBiH) je pripremio Indikativni plan razvoja proizvodnje. Ovaj Plan obuhvata period 2019.-2028. godinea i vremenski obuhvat je prilagođen potrebama za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže u skladu sa važećim Mrežnim kodeksom.

Osnove za izradu Indikativnog plana razvoja proizvodnje su:

Članom 7.11. Zakona o osnivanju Nezavisnog operatora sistema za prenosni sistem u BiH (Službeni glasnik BiH br. 35/04) definisana je obaveza „Utvrđivanje indikativnog proizvodnog razvojnog plana s podacima dostavljenim od proizvođača, distributivnih kompanija i krajnjih korisnika koji su direktno povezani na prenosni sistem.“

Tačkom 3.18. ’’USLOVA ZA KORIŠTENJE LICENCE ZA OBAVLJANJE DJELATNOSTI NEZAVISNOG OPERATORA SISTEMA’’ definiše se da je ’’Vlasnik licence dužan da utvrdi Indikativni razvojni plan proizvodnje za period od 10 godina sa podacima koje će prikupiti od proizvođača, distributivnih kompanija i krajnjih kupaca koji su direktno priključeni na prenosni sistem. Plan se svake godine nadopunjuje narednom godinom koja nije bila obuhvaćena planom. Procedura proširenja plana je ista kao i kod njegovog donošenja. Indikativni plan razvoja proizvodnje se dostavlja DERK-u na odobrenje do kraja aprila za narednu godinu.’’

U skladu sa odjeljkom 4.1. Mrežnog kodeksa, cilj desetogodišnjeg Indikativnog plana razvoja proizvodnje je da pruži informaciju o najavljenim projektima izgradnje novih proizvodnih kapaciteta koji će biti priključeni na prenosnu mrežu. Indikativni plan razvoja proizvodnje treba da prioritetno ukaže na zadovoljenje potreba BiH u električnoj energiji i snazi na bazi korištenja vlastitih resursa, uvažavajući sljedeće elemente planiranja:

Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za pokrivanje vršnog tereta EES BiH na prenosnoj mreži;

Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za zadovoljenje potražnje za električnom energijom distributera i direktno priključenih kupaca na prenosnoj mreži;

Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima uz uvažavanje odobrene vrijednosti maksimalne snage iz neupravljivih izvora energije (vjetroelektrane i solarne elektrane)

Bilansni suficiti i deficiti sa komentarom o mogućim vrijednostima prekograničnih prenosnih kapaciteta.

U pripremnoj fazi realizacije Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2019.-2028. godina, NOSBiH je krajem oktobra 2017. godine preduzeo sljedeće aktivnosti:

Ministarstvu vanjske trgovine i ekonomskih odnosa BiH, DERK-u, Ministarstvu energije, rudarstva i industrije FBiH, Ministarstvu industrije, energetike i rudarstva RS, regulatornim komisijama (FERK i RERS) kao i Vladi Distrikta Brčko upućeni su dopisi sa obavještenjem o početku procesa pripreme plana;

Svim Korisnicima koji su navedeni u prethodnom planu upućeni su pozivi da dostave svoje inovirane planove ili potvrde postojeće prijave;

3

U sredstvima javnog informisanja, kao i na internet stranici NOSBiH-a, objavljen je Javni poziv svim korisnicima prenosne mreže da dostave svoje planove proizvodnje i potrošnje električne energije;

Svim kupcima električne energije na prenosnoj mreži upućen je poziv da dostave svoje planove potrošnje;

U registar ovog Indikativnog plana uključene su sve prijave pristigle do 31.12.2017. godine. Osim toga, u ovom Indikativnom planu razvoja proizvodnje naveden je kratak osvrt na aktivnosti ENTSO-E sa aspekta desetogodišnjeg razvoja EES-a na području zemalja članica, koji se zasniva na kratkoročnim i dugoročnim regionalnim planovima razvoja proizvodnje i potrošnje svake članice regije, uključujući i aspekte regionalnog tržišta električne energije. Rezultat ovih aktivnosti su projekti prenosne mreže od evropskog značaja.

Na kraju Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2019.-2028. godina navode se Zaključci sa preporukama za što efikasniju realizaciju plana kako bi se u narednom periodu izbjegao uvoz električne energije i poboljšala ukupna energetska situacija u Bosni i Hercegovini.

4

2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA

Tehnički parametri proizvodnih jedinica priključenih na prenosnoj mreži su prikazani u Tabelama 2.1. i 2.2.

Tabela 2.1. - Hidroelektrane

SlivNaziv objekta

Instalisana snaga agreg

ata

Pmax

na mreži

prenosa

Tehnički minimum

Protok

KoteAkumulacij

aSGP

(MW)(MW

)(MW) (m3/s) (m)

(GWh/hm3)

(GWh)

Trebišnjica

Trebinje I

2x54+1x63

1712x26+1x28

3x70352-402

1010,7/1074,6

370-420

Dubrovnik*

1x108+1x12

6126

2x552x48,

5288-295

8,02/9,30

1.168

Čapljina

2x220 4402x140 2x112

,5224-231,5

3,43/6.47

400

Neretva

Rama1x80+1x90

1702x55

2x32536-595

530,8/466

731

Jablanica

6x30 1806x12

6x35235-270

127,7/288

790

Grabovica

2x57 1142x25

2x190154,5-159,5

2,9/5 300

Salakovac

3x70 2103x35

3x180118,5-

1235,3/16 460

Mostar 3x24 723x12

3x12074-76,5

0,4/6 310

Vrbas

Jajce I 2x30 602x17

2x30425,8-427,1

2 247

Jajce II 3x10 303x5,5

3x27322-327

0,21 157

Bočac 2x55 1102x32

2x120254-282

5,09/42,9

307

DrinaVišegrad

3x105 3153x70

3x270330,5-

33610,0/10

1,01.10

8Lištica

Mostarsko blato

2x30 602x10

2x18 ▪ ▪ ▪ ▪

Tihaljina

Peć-Mlini

2x15,3 30,62x4,8

2x15249-252

0,2/0,74

72-80

PračaUstiprača

2x3,45 6,902x0,8

622x7 ▪ ▪

35,35

Ukupno Pmax2.095,5

*Proizvodnja generatora 2 iz HE Dbrovnik pripada ERS;

Tabela 2.2.- Termoelektrane

Objekat Blok Instalisana Snaga na Tehnički Prividna Vrsta Specifična Moguća

5

snaga agregata

mreži prenosa*

minimum snagauglja

potrošnja proizvodnja

(MW) (MW) (MW) (MVA) (kJ/kWh) (GWh)Tuzla G3 100 90 60 118 LM 14.396 300Tuzla G4 200 180 125 235 LM 12.159 1.020Tuzla G5 200 180 125 235 LM 12.169 1.030Tuzla G6 230 200 115 270,6 M 10.703 1.150

TUZLA 730 650 858,6 3.500

Kakanj G5 110 100 60 125 M 11.600 500Kakanj G6 110 100 55 137,5 M 11.350 500Kakanj G7 255 208 140 300 M 11.850 1.200

KAKANJ 475 408 562,5 2.200

GACKO G1 300 276 180 353 L 11.520 1.149,40UGLJEVIK G1 300 279 155 353 M 11.470 1.457,70STANARI G 300 275 150 353 L ▪ 2.000

Total 1.888 10.307,10* Uzima se u obzir maksimalna vlastita (sopstvena) potrošnja elektrane;

3. OSTVARENJA NA MREŽI PRENOSA U 2017.

3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa

Ukupno raspoloživa električna energija na prenosnoj mreži u 2017. godini je iznosila 18.069 GWh. Na prenosnoj mreži ukupno je proizvedeno 14.627 GWh, dok je u prenosnu mrežu injektovano 96 GWh iz distributivne mreže. Iz susjednih sistema je primljeno 3.346 GWh električne energije.

Od ukupno raspoložive električne energije na prenosnoj mreži, distributivne kompanije su preuzele 9.722 GWh, direktno priključeni kupci na prenosnu mrežu su preuzeli 2.420 GWh, susjednim sistemima je isporučeno 5.187 GWh, dok su prenosni gubici iznosili 342 GWh, odnosno 1,89 % od ukupno raspoložive energije na prenosnoj mreži. U 2017. godini PHE Čapljina je radila u pumpnom režimu i preuzela 266 GWh. Vlastita potrošnja elektrana je iznosila 132 GWh.

Od ukupno proizvedenih 14.627 GWh električne energije na prenosnoj mreži u 2017. godini, u hidroelektranama je proizvedeno 3.805 GWh, odnosno 26 % električne energije, dok je u termoelektranama proizvedeno 10.822 GWh, odnosno 74 % električne energije.

Hidrološke prilike u 2017. godini su bile znatno lošije u odnosu na 2016. godinu, tako da je proizvodnja u hidroelektranama bila manja za 31,3 %. U termoelektranama je proizvedeno 2,9 % više električne energije nego prethodne godine. To je rezultiralo sa 8,89 % manjom proizvodnjom na prenosnoj mreži u odnosu na 2016. godinu.

Struktura proizvodnje električne energije na prenosnoj mreži BiH po mjesecima u 2017. godini je prikazana na Slici 3.1.

6

Potrošnja električne energije u 2017. godini u BiH je veća za 3,97 % od potrošnje u 2016. godini i iznosila je 12.540 GWh. Distributivne kompanije su sa prenosne mreže preuzele 9.722 GWh, a direktno priključeni potrošači 2.420 GWh električne energije.

U Tabelama 3.1, 3.2. i 3.3. prikazani su relevantni podaci o ostvarenju elektroenergetskog bilansa na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine u 2017. godini po mjesecima.

Vršna satna snaga konzuma na prenosnoj mreži u 2017. godini iznosila je 2.189 MW, dana 11.01.2017. godine u 18. satu, što je povećanje u odnosu na 2016. godinu za 91MW. Minimalna satna snaga od 847 MW zabilježena je 02.05.2017. godine u 4. satu.

Može se naglasiti značajno povećanje pumpnog režima rada PHE Čapljine, koje je iznosilo 266,1 GWh u 2017. godini, a bilo je veće za 219,9 GWh u odnosu na 2016. godine.

Slika 3.1. - Struktura proizvodnje po mjesecima u 2017. godini

7

Tabela 3.3.- Bilans električne energije na prenosnoj mreži

8

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2017

Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži

(1) HE 363,4 308,5 412,2 323,5 267,7 232,7 283,2 295,0 239,7 177,6 280,9 620,2 3.804,7

(2) TE 1.059,0 956,1 944,0 732,8 660,8 925,2 936,3 924,2 874,1 881,2 1.013,9 914,4 10.821,9

(3) Proizvodnja UKUPNO (1+2) 1.422,4 1.264,6 1.356,2 1.056,3 928,4 1.157,9 1.219,5 1.219,2 1.113,9 1.058,8 1.294,8 1.534,6 14.626,6

(4) Enegija primljena iz distributivne mreže 1,6 11,0 19,7 14,5 16,1 4,2 2,3 1,0 1,8 3,2 6,0 14,8 96,1

Prijem električne energije od susjednih EES

(5) od EES Hrvatske 203,0 77,4 89,5 151,7 183,3 70,5 127,8 148,5 160,6 133,9 133,6 150,2 1.629,9

(6) od EES Srbije 100,9 86,0 59,7 76,1 125,8 139,1 169,1 165,5 148,5 168,9 96,8 68,2 1.404,7

(7) od EES Crne Gore 16,4 48,6 26,5 18,8 14,7 63,1 18,4 14,3 4,9 41,3 13,1 31,0 311,1

(8) Prijem UKUPNO (5..7) 320,3 211,9 175,7 246,5 323,9 272,8 315,3 328,3 314,0 344,0 243,5 249,4 3.345,7

(9) RASPOLOŽIVA ENERGIJA (3+4+8) 1.744,3 1.487,6 1.551,6 1.317,3 1.268,4 1.434,9 1.537,0 1.548,5 1.429,7 1.406,0 1.544,3 1.798,9 18.068,5

Preuzimanje električne energije sa prenosne mreže

(10) Ditsributivne kompanije 1.044,8 817,9 806,9 759,6 711,3 727,1 769,9 783,5 725,5 807,3 849,2 918,9 9.722,1

(11) Direktno priključeni potrošači 207,6 187,8 200,5 195,4 202,3 198,2 202,8 201,6 199,6 201,2 205,2 217,5 2.419,8

(12) Vlastita potrošnja elektrana 12,1 10,4 11,4 11,1 10,4 9,8 10,9 10,5 11,3 13,0 10,4 10,7 132,0

(13) Preuzimanje UKUPNO (10+11+12) 1.264,5 1.016,2 1.018,8 966,1 924,0 935,2 983,6 995,6 936,4 1.021,5 1.064,8 1.147,0 12.273,9

Isporuka električne energije za susjedne EES

(14) za EES Hrvatske 190,8 298,9 319,5 170,8 154,8 384,3 298,4 254,4 174,9 227,9 172,6 262,1 2.909,2

(15) za EES Srbije 38,3 29,5 59,7 42,9 29,3 19,9 26,0 28,2 41,7 16,8 37,4 78,9 448,7

(16) za EES Crne Gore 182,6 95,4 122,4 105,0 125,0 59,4 171,8 206,1 236,6 91,8 198,6 234,4 1.829,0

(17) Isporuka UKUPNO (14..16) 411,7 423,8 501,6 318,7 309,0 463,6 496,3 488,7 453,2 336,4 408,6 575,3 5.187,0

(18) Pumpni rad 31,5 19,4 3,1 6,9 11,6 9,7 28,2 35,4 13,5 21,2 42,3 43,1 266,1

(19) POTREBNA ENERGIJA (13+17+18) 1.707,7 1.459,5 1.523,6 1.291,8 1.244,7 1.408,4 1.508,1 1.519,7 1.403,1 1.379,1 1.515,8 1.765,5 17.726,9

Prenosni gubici

(20) Prenosni gubici (9-19) 36,6 28,1 28,0 25,5 23,8 26,5 29,0 28,8 26,6 26,9 28,5 33,4 341,5

(21) U odnosu na raspoloživu energiju (20)/(9) 2,10% 1,89% 1,81% 1,93% 1,87% 1,85% 1,88% 1,86% 1,86% 1,91% 1,84% 1,85% 1,89%

GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

9

Tabela 3.4.- Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži


HE Jablanica 44 36 51 41 27 31,3 36,5 38,5 39,5 30,7 36,2 75,7 488,0

HE Grabovica 20 16 21 16 11 11,0 12,5 13,3 14,7 12,1 16,9 31,5 195,4

HE Salakovac 21 26 33 22 15 10,8 11,0 11,1 16,6 12,2 27,4 56,0 262,0

HE Višegrad 42 78 109 86 75 49,5 27,9 28,1 14,3 21,4 49,4 145,8 726,3

HE Trebinje 1 30 5 9 22 4 12,7 30,4 29,9 21,6 7,5 3,0 16,8 192,1

HE Trebinje 2 0 0 0 0 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

HE Dubrovnik (G2) 61 15 24 36 10 7,3 58,4 59,9 53,3 17,6 19,7 68,0 429,9

HE Bočac 10 23 38 30 30 15,3 10,0 7,4 7,1 10,9 13,6 32,4 226,8

HE Dub 2 3 4 4 4 2,6 1,5 0,9 0,7 0,9 1,4 3,5 27,3

HE Rama 69 25 17 6 29 50,3 49,9 58,8 38,9 27,3 35,6 22,1 429,4

HE Mostar 14 17 21 14 11 8,8 8,6 8,7 11,4 9,5 18,0 31,8 175,1

HE Jajce 1 11 22 36 29 31 17,0 10,6 6,8 6,1 7,8 11,0 29,4 218,1

HE Jajce 2 5 7 11 9 9 5,7 4,3 3,3 3,2 3,2 4,4 8,1 72,3

PHE Čapljina 28 20 15 5 10 9,9 21,6 28,4 12,3 16,5 38,7 72,3 278,4

HE Peć-Mlini 2 5 9 2 2 0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,8 6,3 27,5

HE Mostarsko Blato 3 10 14 2 2 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 4,8 20,5 56,1

HIDROELEKTRANE 363,4 308,5 412,2 323,5 267,7 232,7 283,2 295,0 239,7 177,6 280,9 620,2 3804,7

TE Tuzla 321 253 267 218 212 209,2 353,1 334,2 294,2 343,7 266,5 227,3 3298,6

TE Kakanj 224 233 216 200 142 230,0 238,1 234,1 248,9 216,8 236,4 192,3 2612,1

TE Ugljevik 150 160 155 153 166 153,5 0,0 0,0 0,0 40,1 159,5 149,0 1284,9

TE Gacko 157 126 151 0 141 147,4 141,8 153,3 135,1 139,0 152,5 141,1 1585,7

TE Stanari 207 185 155 162 0 185,0 203,3 202,5 195,9 141,6 199,0 204,7 2040,6

TERMOELEKTRANE 1.059,0 956,1 944,0 732,8 660,8 925,2 936,3 924,2 874,1 881,2 1013,9 914,4 10821,9

PROIZVODNJA 1.422,4 1.264,6 1.356,2 1.056,3 928,4 1157,9 1219,5 1219,2 1113,9 1058,8 1294,8 1534,6 14626,6

PROIZVODNJAGWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

10

Tabela 3.5.- Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži


GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Preuzimanje sa prenosne mreže 1296,0 1035,7 1022,0 973,1 935,6 944,9 1011,8 1031,0 949,9 1042,7 1107,2 1190,2 12540,0

Distribucija 451,1 354,4 359,8 339,2 321,8 326,8 339,6 347,5 322,1 359,0 372,4 400,1 4293,8

Direktni potrošači 171,6 155,1 164,6 160,2 166,1 162,8 38,7 36,0 39,7 38,0 45,3 47,9 1225,9

Elektrane - vlastita potrošnja 9,5 9,0 9,3 7,9 7,1 8,3 8,7 8,6 8,6 8,8 8,8 9,0 103,7

EPBiH 632,2 518,5 533,7 507,3 495,0 497,9 386,9 392,1 370,4 405,8 426,6 456,9 5623,4

Distribucija 441,3 347,8 335,3 315,9 289,8 296,4 315,7 314,7 301,2 337,0 356,7 384,4 4036,4



ERS 459,2 363,8 372,7 353,5 328,6 332,5 353,3 351,4 335,4 370,3 388,3 422,2 4431,3

Distribucija 152,4 115,7 111,8 104,5 99,7 103,9 114,6 121,3 102,2 111,2 120,0 134,4 1392,0



Pumpni rad - PHE Čapljina 31,5 19,4 3,1 6,9 11,6 9,7 28,2 35,4 13,5 21,2 42,3 43,1 266,1

EPHZHB 185,3 136,1 115,5 112,3 112,0 114,4 144,0 158,0 116,9 133,5 163,2 178,3 1669,6

Distribucija 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0



EFT 19,2 17,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 36,5

Distribucija 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0



PPD 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 127,6 129,4 127,2 133,1 129,1 132,7 779,2

POTROŠNJA

11

U Tabeli 3.4. prikazani su podaci o mjesečnim maksimalnim i minimalnim satnim i dnevnim potrošnjama električne energije u 2017. godini.

Tabela 3.6.- Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u 2017. godini

MWh/h DAN SAT MWh/h DAN SAT MWh DAN MWh DAN

Januar 2.189 11.01.2017. 18 1.103 14.01.2017. 5 44.294 11.01.2017. 35.979 01.01.2017.

Februar 1.927 01.02.2017. 18 982 06.02.2017. 4 39.317 01.02.2017. 32.530 28.02.2017.

Mart 1.733 13.03.2017. 20 919 25.03.2017. 4 34.668 08.03.2017. 29.590 26.03.2017.

April 1.763 20.04.2017. 21 883 03.04.2017. 4 35.853 20.04.2017. 28.961 02.04.2017.

Maj 1.552 11.05.2017. 21 847 02.05.2017. 4 30.735 10.05.2017. 26.674 01.05.2017.

Juni 1.634 24.06.2017. 15 876 11.06.2017. 6 33.333 24.06.2017. 28.316 18.06.2017.

Juli 1.654 11.07.2017. 15 890 03.07.2017. 4 33.472 11.07.2017. 28.380 02.07.2017.

August 1.705 31.08.2017. 21 897 21.08.2017. 4 34.117 04.08.2017. 28.468 13.08.2017.

Septembar 1.655 26.09.2017. 20 884 04.09.2017. 4 32.235 28.09.2017. 28.638 03.09.2017.

Oktobar 1.799 30.10.2017. 18 905 01.10.2017. 4 34.794 31.10.2017. 29.540 01.10.2017.

Novembar 1.862 20.11.2017. 18 964 13.11.2017. 4 36.908 17.11.2017. 32.461 12.11.2017.

Decembar 1.952 21.12.2017. 18 955 12.12.2017. 4 39.187 21.12.2017. 33.707 12.12.2017.

MAX SATNA POTROŠNJA MIN SATNA POTROŠNJA MAX DNEVNA POTROŠNJA

MIN DNEVNA POTROŠNJA

Slika 3.2.- Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u 2017. godini

Na Slici 3.2. data je minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima, dok je u Tabeli 3.5. prikazana karakteristična potrošnja za dane u kojima je postignuta maksimalna odnosno minimalna satna snaga konzuma, kao i dani sa maksimalnom i minimalnom dnevnom potrošnjom. Dijagrami opterećenja za karakteristične dane u 2017. godini, su pokazani na Slici 3.3.

U danu kada je postignuto vršno opterećenje konzuma, odnos satnog maksimalnog i minimalnog opterećenja iznosi 1,63 (2.189/1.340). U danu u kome je postignuto minimalno opterećenje ovaj odnos je 1,81 (1.537/847).

12

Tabela 3.7.- Karakteristične potrošnje električne energije u 2017. godini

MWh Dan Sat MWh Dan Sat MWh Dan MWh Dan2.189 11.01.2017. 18:00 847 02.05.2017. 4:00 44.294 11.01.2017. 26.674 01.05.2017.

Max satna potrošnja Min satna potrošnja Max dnevna Min dnevna

Slika 3.3.- Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2017. godini

3.1.1 Razmjena električne energije sa susjednim sistemima

Prema deklarisanim programima razmjene, u elektroenergetski sistem BiH je u 2017. godini, uvezeno 6.597 GWh, a iz elektroenergetskog sistema BiH izvezeno 8.436 GWh električne energije. Od toga je u 2017. godini preko prenosne mreže BiH tranzitirano 3.275 GWh električne energije. Saldo od 1.839 GWh izvezene električne energije predstavlja smanjenje izvoza za 51% u odnosu na 2016. godinu. Jedan od razloga značajnog smanjenja izvoza u 2017. godini je loša hidrološka situacija u BiH tokom 2017.god. Saldo deklarisane razmjene u 2017. godini je prikazan na Slici 3.4.

Slika 3.4. Saldo deklarisane razmjene u 2017. godini

3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije

Ostvareni fizički tokovi električne energije na interkonektivnim dalekovodima u 2017. godini, daju saldo razmijenjene električne energije regulacionog područja BiH u iznosu od 1.841 GWh u smijeru izvoza. Iz susjednih elektroenergetskih sistema u sistem BiH injektovano je 3.345 GWh, a u druge sisteme isporučeno 5.187 GWh električne energije. Tokovi električne energije na granici sa susjednim sistemima su bili takvi da je ukupno u 2017. godini na

13

granici sa Srbijom u elektroenergetski sistem BiH injektovano 956 GWh električne energije, dok je isporučeno na granici sa Hrvatskom 1.279 GWh, i na granici sa Crnom Gorom 1.518 GWh električne energije. Tokovi električne energije na granici sa susjednim sistemima su prikazani na Slici 3.5.

Slika 3.5. Ostvarena razmjena u 2017. godini

3.1.3 Naponske prilike u EES BiH

Podaci o vrijednostima napona u značajnijim čvorištima 400 kV, 220 kV i 110 kV elektroenergetskog sistema u BiH dobijaju se preko SCADA/EMS (Supervisory Control And Data Acquisition / Energy Management System) sistema u NOSBiH, preuzimanjem podataka iz daljinskih stanica. U periodu od 01.01. do 31.12.2017. godine (8760 sati), analizirane su satne vrijednosti napona na sabirnicama u transformatorskim stanicama (TS) navedenim u Tabeli 3.6.

U tabeli je prikazan broj sati rada u 2017. godini, navedenih postrojenja pri naponima iznad dozvoljenih granica definisanih Mrežnim kodeksom za 400, 220 i 110 kV naponske nivoe. Pokazan je i procenat trajanja povišenih napona u analiziranoj godini. Takođe su u tabeli prikazani maksimalni naponi (Um) definisani Mrežnim kodeksom i maksimalne vrijednosti izmjerenih napona (Umm) u 2017. godini.

14

U 2017. godini su u TS 400/220/110 kV Trebinje zabilježeni najviši 400 kV i 220 kV naponi od razmatranih TS-a, koji su iznosili 444,67 kV i 255,04 kV, a ostvareni su istoga dana 02.05.2017. godine u 6:00h. Takođe, u ovoj TS je zabilježeno najduže trajanje povišenih napona i na 400 kV i na 220 kV naponskom nivou.

Tabela 3.6. Broj sati rada TS pri naponu većem od maksimalno dozvoljene vrijednosti

TS Naponski nivo (kV)

Um (kV)

Broj sati

kada je U>Um

Broj sati u % kada je U>Um

Umm (kV)

Banja Luka 6

400 420 2070 24% 430,95

110 123 0 0% 122,89

Tuzla 4

400 420 5838 67% 437,3

220 245 780 9% 250,82

110 123 0 0% 121,5

Prijedor 2220 245 1993 23% 252,85

110 123 0 0% 122,55

Mostar 4

400 420 7663 88% 441,6

220 245 2804 32% 253,28

110 123 179 2% 125,39

Sarajevo 10

400 420 5893 67% 438.19

110 123 293 3% 125.96

Trebinje

400 420 7865 90% 444.67

220 245 3237 37% 255.04

110 123 0 0% 122.45

15

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 2007.-2017. godina, prema godišnjim izvještajima koje je pripremio NOSBiH.

Takođe, u tabeli su prikazani karakteristični godišnji pokazatelji za period 2007. – 2017. godina, koji se koriste za određivanje godišnje krive trajanja opterećenja. Pokazatelji se određuju na osnovu sljedećih formula.

- Faktor godišnjeg opeterećenja konzuma:

T P=Pg

Pmax

- Vrijeme iskorištenja maksimalnog godišnjeg opterećenja:

T g=W ukupno

Pmax

- Srednje godišnje opterećenje:

Pg=W ukupno

8760

Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2017. 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 2009. - 2017. godina.

16

Tabela 4.8.Karakteristični pokazatelji za period 2007. – 2017. godina

R.b.

Godina Pozicija

Ostvareno

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

1 Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (MWh) 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

12.015.388

12.273.863

2 Godišnji stopa rasta potrošnje (%) 0,68 4,31 -4,87 6,33 3,58 -0,25 -1,02 -3,29 3,29 2,53 2,15

3 Enegija primljena iz distributivne mreže (MWh) 361.000 526.900 87.800 84.300 19.791 37.573 58.385 47.493 62.950 97.818 96.129

4 Proizvodnja na prenosnoj mreži (MWh) 11.800.400

13.270.200

13.994.900

15.553.500

13.694.919

12.233.666

15.711.551

14.472.360

14.165.277

16.054.336

14.626.610

5 Ukupna proizvodnja + (3) (MWh) 12.161.400

13.797.100

14.082.700

15.637.800

13.714.710

12.271.239

15.769.936

14.519.853

14.228.227

16.152.154

14.722.739

6 Gubici na prenosnoj mreži (MWh) 312.000 326.500 306.100 337.900 324.169 308.138 343.102 304.185 359.371 333.304 341.520

7 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (1) (%) 2,87 2,88 2,84 2,95 2,73 2,60 2,92 2,68 3,07 2,77 2,78

8 Pumpni rad 12.400 0 0 2.200 21.403 65.970 0 3 13.898 46.214 266.114

9 Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži (1+6+8) 11.194.900

11.665.300

11.092.600

11.809.000

12.203.869

12.227.048

12.075.065

11.649.752

12.092.569

12.394.906

12.881.497

10 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (5) (%) 2,64 2,46 2,19 2,17 2,37 2,52 2,18 2,10 2,53 2,06 2,32

11 BILANS NA PRENOSNOJ MREŽI (5-9) (MWh) 605.500 1.604.900 2.902.300 3.744.500 1.491.050 6.618 3.636.486 2.822.608 2.072.708 3.757.248 1.841.242

12 Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži (MW) 2.078 2.117 2.033 2.173 2.150 2.143 2.074 2.207 2.105 2.098 2.189

13 Angažovana snaga izvora na mreži prenosa (MW) 2.206 2.435 2.273 2.870 1.956 1.820 2.119 2.313 1.886 2.007 2.584

17

14 Potrebna snaga primarne rezerve (MW) 14 14 14 14 14 14 14 14 14 16 16

15Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period vršnog opterećenja (MW)

58 59 57 59 59 59 59 59 55 55 50,5

16Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period nevršnog opterećenja (MW)

58 59 57 59 59 59 59 59 55 55 32,6

17 Pozitivna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 250 250 250 250 250 250 250 250 250 184 196

18 Negativna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 66

19 BILANS (13-12) (MW) 128 318 240 697 -194 -323 45 106 -219 -91 395

20 Faktor godišnjeg opterećenja konzuma BiH 0,60 0,61 0,61 0,61 0,63 0,63 0,65 0,59 0,64 0,65 0,54

21 Vrijeme iskorištenja maks. god. opterećenja Tg(h) 5.231 5.356 5.306 5.277 5.526 5.531 5.657 5.141 5.567 5.727 4.750

22 Srednje godišnje opterećenje Pg (MW) 1.241 1.291 1.231 1.309 1.356 1.349 1.339 1.295 1.338 1.372 1.401

18

Slika 4.6.- Ukupna godišnja proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990.–2017.godina

19

Slika 4.7. – Potrošnja električne energije po mjesecima u periodu 2009.-2017. godina

20

5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2018.

U tabelama 5.1. – 5.4. prikazane su planske vrijednosti proizvodnje i potrošnje električne energije za 2018. godinu.

Tabela 5.9.- Proizvodnja na mreži prenosa

(GWh) UKUPNOHE Rama 550,0HE Mostar 240,0PHE Čapljina 189,0HE Peć-Mlini 70,0HE Jajce 1 209,0HE Mostarsko blato 129,0Ukupno HE 1.387,0VE Mesihovina 138,0Ukupno VE 138,0Ukupno EP HZ HB 1.525,0HE Jablanica 683,7HE Grabovica 275,4HE Salakovac 392,8Ukupno HE 1.351,9TE Tuzla 3.406,9TE Kakanj 2.515,6Ukupno TE 5.922,5Ukupno EP BiH 7.274,4HE Trebinje 1 388,4HE Dubrovnik 668,7HE Višegrad 925,0HE Bočac 298,3Ukupno HE 2.280,4TE Gacko 1.460,0TE Ugljevik 1.780,0Ukupno TE 3.240,0Ukupno ERS 5.520,4TE Stanari 2.015,0Ukupno HE u BiH 5.019,3Ukupno TE u BiH 11.177,5Ukupno VE u BiH 138,0Ukupno 16.334,8

Tabela 5.10. Bruto distributivna potrošnja

(GWh) UKUPNOEP HZ HB 1.374,10

EP BiH 4.879,65ERS 3.759,86Distrikt Brčko 286,99

Ukupno bruto distr. potrošnja 10.300,6

Tabela 5.11. Direktni kupci

(GWh) UKUPNOAluminij Mostar 1533,00Željeznica FBiH (EP HZ HB) 6,00Arcelor Mittal 389,68Cementara Kakanj 52,00KTK Visoko 0,50Željezara Ilijaš 18,70Željeznice FBiH (EP BiH) 35,00FG Birač Zvornik 84,39Željeznica RS 17,72RS Silicon 210,24Rudnik Arcelor Mital 26,33B.S.I. Jajce 222,05Ukupno direktni kupci 2.595,61

PHE Čapljina (pumpanje) 85,30EP HZ HB 85,30

EP BiH 0,00Potrošnja HE, R i TE 16,80ERS 16,80

Ukupno vlastita potrošnja elektrana

16,80

Ukupno kupci 2.612,41

Tabela 5.12. Ukupna potrošnja u BiH

21

(GWh) UKUPNOEP HZ HB 1.459,40EP BiH 4.879,65ERS 3.776,66Distrikt Brčko 286,99Direktni kupci 2.595,61

Ukupna potrošnja u BiH 12.998,31

22

Podaci iz prethodnih tabela su preuzeti iz Bilansa električne energije na mreži prenosa za 2018. godinu, koji NOSBiH izrađuje na osnovu bilansa potrošnje i proizvodnje električne energije elektroprivreda u BiH i Distrikta Brčko. Ukupne bilansne vrijednosti su date u sljedećoj tabeli.

Tabela 5.13. Bilans električne energije za 2018. (GWh)

1. Bruto distributivna potrošnja 10.300,59

2. Vlastita potrošnja elektrana 16,80

3. Direktni kupci 2.595,61

4. Proizvodnja na mreži prenosa 16.334,83

5. Proizvodnja DHE, MHE i ITE 730,65

6. Preuzimanje iz susjednih EES na distributivnom nivou 54,0

7. Gubici prenosa 342,00

8. Isporuka sa mreže prenosa 12.128,36

9. Ukupna potrošnja u BiH 12.913,00

10.

Ukupna proizvodnja u BiH 17.065,48

Bilans BiH (10.+6.-9.-7.) 3.864,48

23

6. PROGNOZA POTROŠNJE 2019.-2028. GODINA

6.1 Statistički podaci relevantni za planiranje potrošnje

Zvanični nosioci statističkih aktivnosti u Bosni i Hercegovini su: Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine, Zavod za statistiku Federacije Bosne i Hercegovine, Republički zavod za statistiku Republike Srpske i Statistički biro Distrikta Brčko, koji je prema Zakonu o statistici BiH ispostava Agencije za statistiku BiH.

U Tabeli 6.1. je dat pregled potrošnje električne energije na prenosnoj mreži i dostupnih podataka o osnovnim indikatorima za Bosnu i Hercegovinu, za period 2008.-2017. godina [1], [2], prema podacima zvaničnih statističkih organizacija (www.bhas.ba). Tabela 6.14.- Pregled potrošnje električne energije i osnovnih indikatora za Bosnu i Hercegovinu

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Procjena ukupnog prisutnog stanovn.hilj.

3.542 3.541 3.540 3.538 3.535 3.531 3.526 3.518 3.511 3.511

BDP u mil. KM1

25.519 24.799 25.365 25.231 26.223 26.779 27.359 28.586 29.900 -

BDP/stan. u KM

7.205 7.003 7.165 7.414 7.418 7.584 7.759 8.126 8.516 -

BDP/stan. (EUR2)

3.684 3.581 3.664 3.791 3.793 3.878 3.967 4.155 4.354 -

Porast BDP (%)

13,18 -2,82 2,28 -0,53 3,93 2,12 2,17 4,48 4,60 -

Potrošnja el.energije GWh3

11.338 10.787 11.469 11.880 11.853 11.732 11.379 11.719 12.015 12.540

Porast potrošnje (%)

4,2 -4,9 6,3 3,6 -0,2 -1,02 -3,00 2,99 2,53 4,41Agencija za statistiku BiH – TB01- prvi rezultati (tekuće cijene), decembar 2017. godine2obračunato po prosječnom godišnjem kursu eura CB BiH3Potrošnja električne energije na mreži prenosa (podaci NOSBiH)

Treba naglasiti da je prema popisu stanovništva iz 1991. godine, na području Bosne i Hercegovine registrovano 4.377.033 stanovnika. Podaci koji su dati u Tabeli 6.1. za period 2008.-2017.godina predstavljaju procjenu broja stanovnika koje su izvršile statističke organizacije.

Ukupan broj stanovnika u BiH prema podacima Agencije za statistiku BiH je 3.511.372 stanovnika (procjena za 30.06.2016. godine).

Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2010.-2016. godine koju objavljuje Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine u svojim izvještajima „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

24

publikuje NOSBiH jer nisu uračunati gubici na distributivnoj mreži, međutim ovi izvještaji su značajni jer ukazuju na procentualnu strukturu potrošača.

Finalna potrošnja električne energije predstavlja finalnu potrošnju energije u industriji, građevinarstvu, saobraćaju, poljoprivredi, domaćinstvima i ostalim sektorima.

U finalnoj potrošnji električne energije u 2016. godini domaćinstva učestvuju sa 42,7%, industrija sa 36,2%, a ostali potrošači uključujući građevinarstvo, saobraćaj i poljoprivredu učestvuju sa 21,1%.

Najveće učešće u potrošnji električne energije u 2016. godini u industrijskom sektoru ima industrija proizvodnje metala bez željeza sa 41,5%, dok industrija željeza i čelika učestvuje sa 20,2 %.Tabela 6.15.– Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2010.-

2016. godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH)

GWh 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016Industrija željeza i čelikaHemijska (uklj. i petrohemijsku)Metali bez željezaNemetalni mineralni proizvodiTransportna opremaMašineRudarstvo i kamenolomiPrerada hrane, pića i duhanaCeluloza, papir i štampanjeDrvo i drveni proizvodiTekstil i kožaNespecificirano (industrija)

59581

1.884181

2322480190

177

1154795

67889

2.106189

2423084202

192

13788112

750107

2.041181

4320690244

238

17490133

793104

1.969154

3521675195

190

15684118

732108

1.762156

4119495214

159

148115125

773118

1.712164

4520187228

202

168115118

813127

1.667158

5022893255

189

177101156

Industrija ukupno 3.033 3.692 4.131 4.297 4.089 3.849 4.014Industrija (%) 32,1% 35,9% 38,3% 38,7% 37,4% 36,4% 36,2%Saobraćaj 98 136 139 107 84 80 73Saobraćaj (%) 1,0% 1,3% 1,3% 0,9% 0,7% 0,8% 0,7%Domaćinstva 4.539 4.542 4.541 4.599 4.624 4.605 4.733Domaćinstva (%) 48% 43,9% 42,1% 41,4% 42,3% 43,5% 42,7%Građevinarstvo 99 127 84 86 60 61 65Poljoprivreda 67 89 94 90 84 53 67Ostali potrošači 1.627 1.761 1.799 1.918 2.027 1.939 2.136Ostala potrošnja ukupno 1.793 1.977 1.977 2.201 2.255 2.133 2.341

Ostala potrošnja ukupno (%) 19% 19,1% 18,3% 19,9% 20,3% 20,1% 21,1%

FINALNA POTROŠNJA 9.463 10.347 10.788 11.097 10.933 10.587 11.088

25

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) za period 2000.-2016. godine i potrošnje (GWh) u Bosni i Hercegovini za 2017. godinu. U svim posmatranim godinama, izuzev 2009. i 2012. godine zabilježeni su porast BDP-a i potrošnje električne energije. Samo u 2013. i 2014. godini je zabilježen porast BDP-a, uz istovremeni pad potrošnje električne energije.

Ovakva kretanja se direktno odražavaju i na koeficijent elastičnosti koji je za 2005., 2006., 2007., 2008. i 2009. godinu iznosio 0,62; 0,54; 0,48; 0,44; 0,44, dok je u 2010., 2011. i 2012. godini iznosio 0,45; 0,47 i 0,45, a u 2013., 2014., 2015. i 2016. godini 0,44; 0,42; 0,41 i 0,41. Proračunati srednji koeficijent elastičnosti za period 2005.-2016. godina iznosi 0,4633.

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

potrošnja el.en. (GWh) BDP (mil.KM)

GWh, mil.KM

Slika 6.8. - 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 2019.-2028. godina.

26

Prema najnovijim prognozama Svjetske banke [Global Economic Prospects, Jan.2018., www.worldbank.org], u 2018. godini procjenjeni porast BDP-a u Bosni i Hercegovini je 3,2 %, u 2019. godini 3,4%, a u 2020. godini 3,5%, pa je ovaj procenat zadržan i u kasnijem periodu.

Uz pretpostavljeni rast BDP od 3,2% u 2018. i 3,4 % u 2019. godini, odnosno 3,5 % za period do 2028. godine i prethodno proračunati koeficijent elastičnosti 0,4633 dobijemo poraste potrošnje električne energije od 1,48 % u 2018. godini, odnosno 1,57 % u 2019. godini i 1,62% za period 2020.-2028. godina.

Tabela 6.16.- 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, zbog nepoznavanja tačnijih podataka o kretanju BDP u narednom periodu, ali se gore navedene procjene mogu u kombinaciji sa drugim metodama koristiti za određivanje okvirnog porasta potrošnje.

6.3 Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže

Kao što je već u Uvodu navedeno, NOSBiH je blagovremeno pripremio sve potrebne elemente kako bi korisnicima prenosne mreže omogućio pravovremeno informisanje o njihovim obavezama u dostavljanju planskih podataka u skladu sa Zakonom o osnivanju Nezavisnog operatora prenosnog sistema u BiH i Mrežnim kodeksom.

6.3.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca

U Tabeli 6.4. su prikazani dostavljeni podaci o potrošnji korisnika koji su direktno priključeni na prenosnu mrežu, a u Tabeli 6.5. maksimalne snage na prenosnoj mreži za period 2019.-2028. godina. Podatke su do utvrđenog roka dostavili Aluminij d.d. Mostar i BSI d.o.o. Jajce. Takođe, Elektroprivreda RS je dostavila podatke za potrošače Željeznice RS, Alumina d.o.o. Zvornik i EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o. [3]. Za ostale direktno priključene kupce kod Plana potrošnje električne energije korišteni su podaci prema Bilansu za 2018. godinu, dok su za maksimalnu snagu prikazani podaci dostavljeni u prethodnim Indikativnim planovima. Prema podacima iz Tabele 6.4 za većinu direktno priključenih kupaca predviđena je konstantna potrošnja tokom posmatranog desetogodišnjeg perioda, kao i konstantna maksimalna snaga (Tabela 6.5).

27

Godina Procjenjeni realni porast BDP-a

Porast potrošnje električne energije

2019 3,4% 1,57%2020 3,5% 1,62%2021 3,5% 1,62%2022 3,5% 1,62%2023 3,5% 1,62%2024 3,5% 1,62%2025 3,5% 1,62%2026 3,5% 1,62%2027 3,5% 1,62%2028 3,5% 1,62%

Detaljne prijave u skladu sa metodologijom koje su dostavili navedeni korisnici nalaze se u bazi podataka NOSBiH.

Tabela 6.17. Plan potrošnje direktno priključenih kupaca (GWh) za period 2019.-2028. godina

Korisnik 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028Aluminij 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

B.S.I. d.o.o. Jajce (b.s.) 225,2 225,5 225,5 236,5 225,2 236,5 236,5 236,5 236,5 225,5

Cementara Kakanj 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0

Arcelor Mital 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68

Željezara Ilijaš 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7

KTK Visoko 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Željeznice FBiH 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0

Željeznice RS (b.s.) 23,4 23,6 23,8 24,1 24,3 24,6 24,9 25,1 25,4 25,7

Željeznice RS (v.s.) 23,7 23,9 24,2 24,4 24,7 25,0 25,2 25,5 25,8 26,1

Željeznice RS (n.s.) 23,0 23,3 23,5 23,8 24,0 24,3 24,5 24,8 25,0 25,3

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.) 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142

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


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


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

Rudnik Arcelor Mital 26,33 26,33 26,33 26,33 26,33 26,33 26,33 26,33 26,33 26,33

R-S Silicon d.o.o.Mrkonjić Grad 210,24 210,24 210,24 210,24 210,24 210,24 210,24 210,24 210,24 210,24

28

Tabela 6.18.- Maksimalne snage (MW) na prenosnoj mreži za period 2019.-2028.godina-bazni scenario

Korisnik 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028Aluminij d.d.

Mostar 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0

B.S.I. d.o.o. Jajce 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27Cementara Kakanj 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3

Arcelor Mital 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0Željezara Ilijaš 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6Željeznice RS 12,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0Alumina 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

Rudnik Arcelor Mital Nisu dostavljani podaciKTK Visoko Nisu dostavljani podaci

Željeznice F BiH Nisu dostavljani podaci

6.3.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća

Podatke o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji TS 110/x kV od elektroprivrednih (distributivnih) preduzeća u Bosni i Hercegovini su u predviđenom terminu dostavile JP EP BiH, MH ERS i JP EP HZ HB. Podaci nisu dostavljeni od strane JP Komunalno Brčko, pa su korišteni podaci iz prethodnih Indikativnih planova.

Podaci o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji postojećih transformatorskih stanica 110/x kV, kao i lista prijedloga za izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kV koje je za Indikativni plan dostavila JP EP BiH, su sastavni dio Priloga [4], a detaljna obrazloženja o predloženim objektima su data u Studijama/elaboratima koji su dostavljeni Elektroprenosu BiH. JP EP BiH je za Indikativni plan dostavila podatke o potrošnji TS 110/x kV za period 2019.-2028. godina sa prosječnim rastom do 2,2 % za bazni scenario, za optimistički (viši) scenario 4 % a za pesimistički scenario 2 %, što su približno isti procenti porasta kao u prethodnoj godini. Što se tiče strukture potrošnje dostavljena je struktura potrošnje JP EP BiH u 2016. godini: Industrijska potrošnja (35 i 10 kV) 24,06 %, domaćinstva 56,31 %, ostala potrošnja (0,4 kV) 18,11 % i javna rasvjeta 1,69 %. Takođe je za svaku pojedinu TS 110/x kV dato izmjereno vršno opterećenje u 2016. godini. Svi gore navedeni podaci su dio Priloga.

U dostavljenim podacima JP EP HZ HB [5] za svaku postojeću TS 110/x kV data je prognozirana ukupna potrošnja – bazni scenario na osnovu ostvarene preuzete električne energije za 2016. godinu i godišnje stope porasta od 1% u odnosu na prethodne godine kada su uzimane stope porasta od 1,5% (2%). Stopa porasta od 1% uzeta je kao najrealnija stopa budući da posljednjih godina povećanje potrošnje nije prelazilo taj procenat. Primjenjena stopa porasta od 1,5% (2%) u prethodnim godinama preuzeta je iz Studije energetskog sektora u BiH i predstavlja godišnju stopu porasta 2020/2005 za referentni scenario (S2) razvoja potrošnje električne energije za JP EP HZ HB d.d. Mostar.

29

Procenat stope rasta – viši scenario (4%), u prethodnim godinama je za svaku trafostanicu 110/x kV preuzet iz Integralne studije razvoja JP EP HZ HB d.d. Mostar 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu. U dostavljenim podacima kao stopa rasta - viši scenario korišten je referentni scenario (S2) razvoja sa stopom od 2%. Procenat stope rasta – niži scenario, koji je korišten prošlih godina, u iznosu od 1,2 % je preuzet iz Studije energetskog sektora u BiH i predstavlja godišnju stopu porasta 2020/2005 za niži scenario sa mjerama (S3) razvoja potrošnje električne energije za JP EP HZ HB d.d. Mostar. U dostavljenim podacima kao iznos procenta stope rasta za niži scenario korišten je iznos od 0,5% budući da je promjenjena stopa rasta za bazni scenario. Podaci sistematizovani po županijama su sastavni dio Priloga. Prema Integralnoj studiji razvoja JP EP HZ HB d.d. Mostar 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu planirano je povećanje opterećenja od 2 % po svakoj prijenosnoj trafostanici 110/x kV koje je linearno raspoređeno za period 2019-2028. 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 2015. godini kao baznoj i linearno primijenjena stopa rasta od 1% po svakoj prenosnoj trafostanici 110/x kV za period 2019-2028. godina.

MH ERS je dostavila podatke o predviđenom rastu potrošnje postojećih TS 110/x kV [3] i to: za bazni scenario sa prosječnim godišnjim rastom od približno 2,3 %, za viši scenario približno 3,2 % i niži scenario 1,5 %. U Prilogu se nalaze detaljni podaci prognoze potrošnje postojećih TS 110/x kV za elektrodistribucije: ZP Elektrokrajina, ZP Elektrodoboj, ZEDP Elektrobijeljina, ZP Elektrodistribucija Pale, ZP Elektrohercegovina, i novoplaniranih transformatorskih stanica 110/x kV ZP Elektrokrajina. Prognoze rasta su različite, zavisno od elektrodistributivnog preduzeća: ZP Elektrokrajina – bazni scenario 2,5 %, viši scenario 3,5%, niži scenario 1,5 %, ZP Elektrodoboj- bazni scenario 3%, viši scenario 3,5 %, niži scenario 2,5%, ZEDP Elektrobijeljina - bazni scenario 2 %, viši scenario 3%, niži scenario 1 %, ZP Elektrodistribucija Pale- bazni scenario oko 1 %, viši scenario 1,8 %, niži scenario 0,6 %, ZP Elektrohercegovina- bazni scenario 1,5 %, viši scenario 2 %, niži scenario 0,5 %. Što se tiče strukture potrošnje, zavisno od elektrodistribucije za cijeli period je ili ostavljena ista struktura potrošnje, ili je predviđeno smanjenje udjela potrošnje domaćinstava uz povećanje udjela industrijske i ostale potrošnje.

Javno preduzeće ''Komunalno Brčko'' d.o.o. – Brčko Distrikt je dostavilo NOSBiH za Indikativni plan 2015-2024, podatke o sumarnoj potrošnji (MWh) i sumarnoj snazi (MW) za dvije trafostanice 110 kV (Brčko 1 i Brčko 2). Prosječna stopa rasta za bazni scenario iznosi 1,5 %. Predviđena stopa rasta potrošnje u višem scenariju je 2,25 %, dok je u nižem scenariju predviđen porast od 1 %.

U Tabeli 6.6. je data prognoza distributivne potrošnje po elektroprivrednim kompanijama. Prognoza je urađena na osnovu Bilansa električne energije za 2018. godinu i ostvarenja u 2017. godini (EP HZ HB) 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.

30

Na osnovu podataka dostavljenih od elektroprivrednih kompanija može se zaključiti da će distributivna potrošnja u narednom planskom periodu imati prosječan rast od oko 2% u baznom scenariju, 3,4% u višem scenariju i 1,5% u nižem scenariju.

U Indikativnom planu nije razmatrana opravdanost izgradnje novih transformatorskih stanica 110/x kV, koje su elektroprivredne kompanije predložile u svojim planovima razvoja (date u Prilogu), i ove TS nisu predmet Indikativnog plana razvoja proizvodnje.

Elektroprenos BiH će u skladu sa svojim obavezama i kriterijumima, u Dugoročnim planovima razvoja prenosne mreže razmatrati izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kV i način njihovog priključivanja na prenosnu mrežu.

Tabela 6.19. Plan bruto distributivne potrošnje u BiH (GWh)

Korisnik 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028EP HZ HB (b.s.) 1.702,5 1.719,6 1.736,8 1.754,1 1.771,7 1.789,4 1.807,3 1.825,4 1.843,6 1.862,1

EP HZ HB (v.s.) 1.736,4 1.771,2 1.806,6 1.842,7 1.879,6 1.917,2 1.955,5 1.994,6 2.034,5 2.075,2

EP HZ HB (n.s.) 1.685,7 1.694,2 1.702,6 1.711,1 1.719,7 1.728,3 1.736,9 1.745,6 1.754,4 1.763,1

ERS (b.s.) 4.987,4 5.097,1 5.209,2 5.323,8 5.440,9 5.560,6 5.683,0 5.771,1 5.860,5 5.951,4

ERS (v.s.) 3.846,5 3.934,9 4.025,5 4.118,0 4.212,8 4.309,6 4.408,8 4.510,2 4.613,9 4.720,0

ERS (n.s.) 3.880,3 4.004,5 4.132,6 4.264,9 4.401,4 4.542,2 4.687,5 4.837,5 4.992,4 5.152,1

EP BiH (b.s.) 4.987,4 5.097,1 5.209,2 5.323,8 5.440,9 5.560,6 5.683,0 5.771,1 5.860,5 5.951,4

EP BiH (v.s.) 5.074,2 5.277,1 5.488,2 5.707,7 5.936,0 6.173,5 6.420,4 6.677,2 6.944,3 7.222,1

EP BiH (n.s.) 4.976,6 5.076,1 5.177,6 5.281,2 5.386,8 5.494,5 5.604,4 5.691,3 5.779,5 5.869,1

JP ''K. Brčko'' doo (b.s.) 270,7 274,8 278,9 283,1 287,3 291,6 296,0 300,4 304,9 309,5

JP ''K. Brčko'' doo (v.s.) 272,7 278,8 285,1 291,5 298,1 304,8 311,6 318,7 325,8 333,2

JP ''K. Brčko'' doo (n.s.) 269,4 272,1 274,8 277,5 280,3 283,1 285,9 288,8 291,7 294,6

Ukupno

bazni scenario 10.827,7 11.047,3 11.271,5 11.500,6 11.734,6 11.973,5 12.217,6 12.429,9 12.646,2 12.866,5

viši scenario 10.984,4 11.352,8 11.734,2 12.129,0 12.537,7 12.960,8 13.398,8 13.852,3 14.321,8 14.807,9

niži scenario 10.768,6 10.936,7 11.107,7 11.281,7 11.458,7 11.638,8 11.822,1 11.983,3 12.146,9 12.312,9

6.3.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od Korisnika prenosne mreže

Za ovaj Indikativni plan podatke su poslala sva distributivna preduzeća, osim ''Komunalno Brčko'' d.o.o., kao i jedan dio najvećih direktnih potrošača, na osnovu kojih je urađena prognoza potrošnje na prenosnoj mreži za period 2019.-2028. godina.

Prognoza distributivne potrošnje je preuzeta iz Tabele 6.6. Što se tiče direktnih potrošača korištena je prognoza potrošnje prema Tabeli 6.4. (dostavljeni podaci za potrošače: Aluminij d.d. Mostar, BSI d.o.o. Jajce, Željeznice RS, Alumina d.o.o. Zvornik, EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o., dok su ostali direktni potrošači razmatrani sa potrošnjom prema Bilansu za 2018. godinu). Rezultati za tri scenarija prognoze potrošnje su dati u Tabeli 6.7.

31

Tabela 6.20.- Prognoza potrošnje el.en. na prenosnoj mreži BiH u GWh za period 2019.-2028. na bazi podataka dostavljenih od Korisnika prenosne mreže

Korisnik 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028Distributivna

potrošnja u BiH

(b.s.)

10.827,7 11.047,3 11.271,5 11.500,6 11.734,6 11.973,5 12.217,6 12.429,9 12.646,2 12.866,5

Direktni potrošači

(b.s.)3.133,8 3.134,3 3.134,5 3.145,8 3.134,7 3.146,3 3.146,6 3.146,8 3.147,1 3.136,4

Ukupna potrošnja

BiH (b.s.)13.961,5 14.181,5 14.406,0 14.646,4 14.869,2 15.119,8 15.364,1 15.576,7 15.793,3 16.002,9

bazni scenario (%) 1,6 1,6 1,7 1,5 1,7 1,6 1,4 1,4 1,3

Distributivna

potrošnja u BiH

(v.s.)

10.984,4 11.352,8 11.734,2 12.129,0 12.537,7 12.960,8 13.398,8 13.852,3 14.321,8 14.807,9


(v.s.)3.342,3 3.342,8 3.343,1 3.354,3 3.343,3 3.354,9 3.355,1 3.355,4 3.355,7 3.345,0

Ukupna potrošnja

BiH

(v.s.)

14.326,7 14.695,6 15.077,4 15.483,4 15.881,1 16.315,8 16.754,0 17.207,7 17.677,5 18.152,9

viši scenario (%) 2,6 2,6 2,7 2,6 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7

Distributivna

potrošnja u BiH

(n.s.)

10.768,6 10.936,7 11.107,7 11.281,7 11.458,7 11.638,8 11.822,1 11.983,3 12.146,9 12.312,9


(n.s.)3.133,3 3.133,9 3.134,1 3.145,4 3.134,3 3.145,9 3.146,1 3.146,4 3.146,6 3.135,9

Ukupna potrošnja

BiH

(n.s.)

13.901,8 14.070,5 14.241,8 14.427,1 14.593,0 14.784,7 14.968,1 15.129,7 15.293,5 15.448,7

niži scenario (%) 1,2 1,2 1,3 1,2 1,3 1,2 1,1 1,1 1,0

Prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2028.godina, na osnovu podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže je u baznom scenariju 1,5 %, višem scenariju 2,6 %, i nižem scenariju 1,2 %.

32

6.4 Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH

Prema Mrežnom kodeksu [6], tačka 4.1(6): „Indikativni plan razvoja proizvodnje sadrži tri scenarija rasta potrošnje u narednih 10 godina (niži, bazni i viši) na bazi informacija o očekivanom razvoju potrošnje električne energije koje su dostavili Korisnici i vlastitih analiza.“

Prognoza potrošnje električne energije koja se bazira na predviđenom porastu BDP je data u poglavlju 6.2, a prosječan godišnji porast iznosi 1,62%.

U poglavlju 6.3 je prezentovana prognoza potrošnje na bazi podataka koje su dostavili Korisnici prenosne mreže (Tabela 6.7.), a prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2028.godina u baznom scenariju je 1,5 %, višem scenariju 2,6% i nižem scenariju 1,2%.

S obzirom da je dio Korisnika, prema procjeni NOSBiH dostavio previsoko procijenjene prognoze, što je naročito izraženo za niži scenario, urađena je i vlastita analiza, na osnovu istorijskih podataka ostvarenja potrošnje u periodu 2001.-2017. godina. Ekstrapolacijom preko karakteristične funkcije potrošnje (kriva potencije ili stepena kriva) za razmatrani period dobije se jednačina krive koja opisuje potrošnju u obliku:

y=8800∙ x0,1126 Vrijednosti prognozirane potrošnje i godišnjih procenta porasta su date u Tabeli 6.8. (korištene su za pesimistični-niži scenario prognoze potrošnje).

Bazni scenario potrošnje je urađen usrednjavanjem vrijednosti dobijenih ekstrapolacijom i prosječnog porasta za bazni scenario prema podacima dostavljenim od Korisnika.

Viši scenario je urađen usrednjavanjem vrijednosti dobijenih prognozom preko BDP-a i prosječnog porasta za viši scenario prema podacima dostavljenim od Korisnika.

Prognozirane vrijednosti potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2028. godina za gore opisana tri scenarija i ostvarena potrošnja u periodu 2001.-2017.godina su dati u Tabeli 6.8. (na ovu potrošnju treba dodati još gubitke prenosa).

Na taj način dobiju se tri scenarija:

- Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji porast 0,2%)- Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast 0,9%)- Optimistični scenario – viši scenario (prosječni godišnji porast 2,1%)

33

Tabela 6.21. Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiHza četiri scenarija za period 2019. – 2028. godina

GodinaRealistični scenario Pesimistični

scenario Optimistički scenario

(GWh) procenatporasta (GWh) procenat

porasta (GWh) procenatporasta

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%2016 12.015 2.53%2017 12.540 4.37% 12.540 4.37% 12.540 4.37%2018 12.457 -0.67% 12.185 -2.83% 12.801 2.09%2019 12.588 1.06% 12.259 0.61% 13.072 2.11%2020 12.719 1.04% 12.330 0.58% 13.347 2.11%2021 12.849 1.03% 12.398 0.55% 13.629 2.11%2022 12.979 1.01% 12.463 0.53% 13.917 2.11%2023 13.109 1.00% 12.526 0.50% 14.210 2.11%2024 13.239 0.99% 12.586 0.48% 14.510 2.11%2025 13.369 0.98% 12.644 0.46% 14.816 2.11%2026 13.499 0.97% 12.700 0.44% 15.129 2.11%2027 13.629 0.96% 12.754 0.43% 15.448 2.11%2028 13.759 0.96% 12.807 0.41% 15.774 2.11%

Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2018.-2028. godina, za tri scenarija, i ostvarenje potrošnje u periodu 2001.-2017. godina su dati na slici 6.2.

34

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 20285,000

7,000

9,000

11,000

13,000

15,000

17,000

Realistični scenario Pesimistični scenario Optimistični scenario

GWh

Slika 6.9. Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2028. i ostvarenje potrošnje u periodu 2001.-2017.godina

Potrebno je napomenuti da je u početnoj godini prognoze uzeto ostvarenje iz 2017. godine, tako da je prognozirana potrošnja u 2018. godini, niža od potrošnje iz Bilansa za 2018. godinu. Bilans za 2018. godinu je urađen na osnovu podataka dostavljenih od Korisnika (elektroprivredne kompanije i direktni potrošači).

Prosječni procenti porasta potrošnje u svim scenarijima su niži nego u prethodnim Indikativnim planovima, a za bazni scenario (0,9%) znatno niži od prosjeka za period 2001.-2017.godina (2,1%). U 2018. godini je primjetno smanjenje potrošnje (-0,67%), što je u skladu i sa ciljevima za postizanje energetske efikasnosti.

Za planski period 2019.-2028.godina je predviđeno da na prenosnoj mreži BiH budu sljedeći direktni potrošači: Aluminij Mostar, BSI Jajce, Željeznice FBiH, Arcelor Mital Zenica, Željezara Ilijaš, Cementara Kakanj, KTK Visoko, Alumina Zvornik, Željeznice RS, EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o., Rudnik Arcelor Mital i R-S Silicon Mrkonjić Grad.

35

7. INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA

7.1 Integracija vjetroelektrana

Granična snaga priključenja vjetroelektrana na prenosnu mrežu u BiH, sa aspekta potrebne regulacione rezerve iznosi 350 MW. Raspodjela granične snage priključenja vjetroelektrana po entitetima izvršena je po principu udjela entiteta u ukupnom instalisanom kapacitetu proizvodnih jedinica u EES BiH. Shodno tome granična snaga priključenja vjetroelektrana za Federaciju BiH iznosi 230 MW, a za Republiku Srpsku 120 MW.

U skladu sa odjeljkom 4.1. Mrežnog kodeksa bilansiranje novih proizvodnih objekata vjetroelektrana se radi na osnovu:

- važećih Uslova za priključak na prenosnu mrežu i Izjave korisnika o prihvatanju Uslova, i

- odgovarajuće potvrde nadležne institucije entiteta da je elektrana unutar maksimalno moguće snage prihvata sa stanovišta mogućnosti regulacije sistema.

Navedene kriterijume za sada ispunjavaju četiri vjetroelektrane i to:

- VE Mesihovina (50,6 MW) – investitor JP EPHZHB d.d. Mostar- VE Podveležje (48 MW) – investitor JE EPBiH d.d. Sarajevo- VE na području Trusine (49,5 MW) (VE Cvjetov kuk, VE Dubac, VE Džinov do,

VE Kučajnica, VE Rupari) – investitor EOL Prvi d.o.o. Nevesinje- VE Jelovača (36 MW) – investitor FL Wind d.o.o. Tomislavgrad

Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva Republike Srpske je izdalo i potrebne saglasnosti za VE Hrgud, investitora MH ERS a.d. Trebinje, međutim do dana izrade Indikativnog plana investitor se nije obratio Elektroprenosu BiH sa zahtjevom za izdavanje Uslova za priključak.

U tabeli 7.1. dat je pregled svih potencijalnih proizvodnih objekata vjetroelektrana u BiH.

Tabela 7.1. Pregled potencijalnih prozvodnih objekata VE u BiH

Naziv korisnika / Objekta

Instalisana snaga (MW)

Izdata dokumenta Napomena

JP EPHZHB / VE Mesihovina 50,6 Uslovi za priključak

Prethodna saglasnost (FMERI)Vran Dukić d.o.o. / VE Gradina

41,6(70 – 112) Uslovi za priključak

HB Wind d.o.o. / VE Orlovača 42,9 Uslovi za priključak

Koncig d.o.o. / VE Debelo brdo 54 Uslovi za priključak

VE Ivovik d.o.o. /VE Ivovik 84 Uslovi za priključak

Balkan Energy Wind d.o.o. / VE Mučevača 59,9 Uslovi za priključak

36

Naziv korisnika / Objekta

Instalisana snaga (MW)

Izdata dokumenta Napomena

EOL Prvi d.o.o. / VE na području Trusine

49,5(5 x 9,9)

Uslovi za priključak

Upisan u registar projekata; Snaga u okviru granične snage prihvata iz neupravljivih izvora

JP EPBiH / VE Podveležje 48 Uslovi za priključak

Prethodna saglasnost (FMERI)Tomislavgrad – Kupres d.o.o. / VE Baljci

48 Uslovi za priključak

Kamen-dent d.o.o. / VP Kupres 1 48 Uslovi za priključak

Kamen-dent d.o.o. / VP Pakline I 48 Uslovi za priključak

FL Wind d.o.o. / VE Jelovača 36 Uslovi za priključak

Prethodna saglasnost (FMERI)Kamen-dent d.o.o. / VP Pakline II 48 Uslovi za priključak

TLG d.o.o. Travnik / VE Vlašić 50 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen Elaborat

TLG d.o.o. Travnik / VE Galica 50 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen Elaborat

Energy 3 d.o.o. / VE Pločno 48 Uslovi za priključak

Energy 3 d.o.o. / VE Podveležje 48 Uslovi za priključak

MH ERS a.d. Trebinje / VE Hrgud 48 -

Upisan u registar projekata; Snaga u okviru granične snage prihvata iz neupravljivih izvora

FL Wind d.o.o. / VE Tušnica 40 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen Elaborat

WBL City project d.o.o. / VE Škadimovac

110 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen Elaborat

Eberkon d.o.o. Travnik / VP Vlašić 130 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen Elaborat

Relaks d.o.o. / VE Oštrc 28,2 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen Elaborat

UKUPNO 1210,7 MW

Evidentno je da ukupna instalisana snaga potencijalnih VE višestruko prelazi odobrenu graničnu snagu od 350 MW.

Pouzdanost proizvodnje energije iz vjetrolektrana ograničena je tačnošću prognoze proizvodnje. Varijacije mogu biti znatne što se mora kompenzovati u okviru upravljanja elektroenergetskim sistemom, uključivanjem različitih vidova regulacione rezerve. Nesmotren pristup pri integraciji, sa analizama baziranim na iskustvima drugih sistema sa različitom

37

strukturom proizvodnje i potrošnje, gdje se benefiti procjenjuju samo sa strane investitora kroz utvrđene podsticajne tarife, može imati ozbiljne posljedice po EES.

S ciljem izbjegavanja ovakvih scenarija NOSBiH je u julu 2017.god. izradio Elaborat – „Procjena potrebne snage regulacione rezerve za integraciju VE u EES BiH“ gdje je na osnovu odstupanja sistema BiH i odstupanja proizvodnje VE u Hrvatskoj za period od godinu dana, dao procjenu potrebnih količina regulacione rezerve za pojedine scenarije integracije VE.

U tabeli 7.2. prikazani su potrebni iznosi regulacione rezerve za različite scenarije integracije VE i vjerovatnoću pokrivanja odstupanja.

Tabela 7.2. Iznos regulacione rezerve za različite scenarije izgradnje VE

Scenario (MW) 150 350 500 640 900

Dodatni aFRR / mFRR (98%) 28 65 93 119 167

Dodatni aFRR / mFRR ( 99%) 31 72 102 131 184

Na osnovu dobijenih rezultata urađena je i procjena troškova za dva različita pristupa u balansiranju sistema:

a) balansiranje sekundarnom regulacijom – aFRRb) balansiranje tercijarnom – mFRR i sekundarnom regulacijom – aFRR

kombinovano

U tabelama 7.3. i 7.4. prikazane su procjene ukupnih godišnjih troškova za različite scenarije integracije i gore navedene koncepte balansiranja.

Tabela 7.3. Procjena ukupnih godišnjih troškova prema cijenama iz 2016. godine.

VE (MW) 150 350 500 640 900Ukupni troškovi aFRR (98%)

(mil. KM)21,697 32,694 41,016 48,744 63,010

Ukupni troškovi mFRR (98%) (mil. KM)

12,046 12,046 12,046 12,046 12,046

Ukupni troškovi balansne energije (98%) (mil.KM)

6,307 14,716 21,023 26,909 37,841

Ukupni god. troškovi (98%) (mil.KM)

40,1 59,5 74,1 87,7 112,9

Ukupni troškovi aFRR (99%) (mil. KM)

24,075 36,261 45,177 53,796 69,549

Ukupni troškovi mFRR (99%) (mil. KM)

12,046 12,046 12,046 12,046 12,046

38

Ukupni troškovi balansne energije (99%) (mil.KM)

6,591 15,378 21,969 28,12 39,544

Ukupni god. troškovi (99%) (mil.KM)

42,7 63,7 79,2 94,0 121,1

Tabela 7.4. Procjena ukupnih godišnjih troškova sa dodatnom mFRR prema cijenama iz 2016. godine.

VE (MW) 150 350 500 640 900

Ukupni troškovi kapaciteta aFRR (98%) (mil. KM)

13,375 13,375 13,375 13,375 13,375

Dodatni troškovi kapaciteta mFRR (98%) (mil. KM)

2,548 5,916 8,464 10,830 15,199

Realizovani troškovi mFRR (iz 2016.) (98%) (mil. KM)

12,046 12,046 12,046 12,046 12,046

Ukupni troškovi balansne energije (98%) (mil. KM)

6,307 14,716 21,023 26,909 37,841

Ukupni god. troškovi (98%) (mil. KM)

34,3 46,1 54,9 63,2 78,5

Ukupni troškovi kapaciteta aFRR (99%) (mil. KM)

14,861 14,861 14,861 14,861 14,861

Dodatni troškovi kapaciteta mFRR (99%) (mil. KM)

2,821 6,553 9,283 11,922 16,746

Realizovani troškovi mFRR (iz 2016.) (99%) (mil. KM)

12,046 12,046 12,046 12,046 12,046

Ukupni troškovi balansne energije (99%) (mil. KM)

6,591 15,378 21,969 28,120 39,544

Ukupni god. troškovi (99%) (mil. KM)

36,3 48,8 58,2 66,9 83,2

Očigledno je da su troškovi balansiranja za oba navedena koncepta značajni. Takođe, sama činjenica da EESBiH u ovom trenutku ne raspolaže dovoljnim količinama regulacione rezerve za integraciju u obimu većem od odobrenog ide u prilog opreznijem pristupu.

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. 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.

Za ekspanziju izgradnje novih kapaciteta za proizvodnju električne energije iz solarnih elektrana u svijetu, bile su zaslužne značajne podsticajne mjere. Implementacija projekata

39

proizvodnje električne energije iz solarnih elektrana u BiH dijelimično će zavisiti i od podsticajnih mjera i strategije koju će država poduzeti po ovom pitanju. S druge strane, uočava se konstantan trend pada cijene tehnologije potrebne za izgradnju solarnih elektrana, te je izvjesno da će u bliskoj budućnosti cijena proizvedene električne energije iz ovih izvora biti konkurentna na slobodnom tržištu. To bi vjerovatno, uz već pomenute mjere podsticaja dovelo i do izgradnje prvih solarnih kapaciteta na prenosnoj mreži u Bosni i Hercegovini.

Treba naglasiti da do momenta izrade ovog Indikativnog plana, NOSBiH 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 planu.

Na distributivnom nivou postoje realizovani projekti solarnih elektrana (PV ćelije) malih snaga tako da se ovim planom ne razmatra njihov uticaj na prenosni sistem.

40

8. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2019. – 2028. GODINA

8.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta

Bilansi električne energije za planski period 2019.–2028. godina urađeni su za tri scenarija potrošnje: „pesimistički” – niži scenario potrošnje, „realistički” – bazni scenario potrošnje i „optimistički” – viši scenario potrošnje, opisana u odjeljku 6.

Prema Mrežnom kodeksu, tačka 4.1.(7) definiše se bilansiranje novih proizvodnih objekata:

- za vjetroelektrane i solarne elektrane: na osnovu važećih Uslova za priključak na prenosnu mrežu i Izjave Korisnika o prihvatanju Uslova, i odgovarajuće potvrde nadležne institucije entiteta da je elektrana unutar maksimalno moguće snage prihvata sa stanovišta mogućnosti regulacije sistema.

- za sve ostale nove proizvodne objekte, na osnovu Uslova za priključak na prenosnu mrežu koje je Korisnik prihvatio.

- Eventualni dodatni kriteriji za bilansiranje definišu se u Indikativnom planu razvoja proizvodnje.“

Novi proizvodni objekti su bilansirani prema Mrežnom kodeksu (na osnovu Uslova za priključak koje je Korisnik prihvatio), dok su kod vjetroelektrana uzete u obzir i potvrde nadležnih institucija entiteta. Na taj način, neki objekti koji su bili bilansirani u prethodnim Indikativnim planovima, a nemaju prihvaćene Uslove za priključak, nisu bilansno uvršteni u ovaj Indikativni plan.

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.

Godine ulaska u pogon novih proizvodnih objekta u bilansima su date prema podacima dostavljenim od Korisnika, ili na osnovu revidovanih Elaborata priključka, a za neke proizvodne objekte prema procjeni NOSBiH. Procjena NOSBiH je urađena na osnovu dostavljene dokumentacije i praćenja aktivnosti Korisnika na izgradnji proizvodnih objekata.

Tabela 8.22. Procjena godine ulaska proizvodnih objekata u pogon

Proizvodni objekat Prethodni plan Dostavljeni podaci Procjena NOSBiH

HE Mrsovo 2019 - 2022

HE Vranduk 2019 2021 2022

HE Dabar 2019 2020 2022

TE Banovići 2021 - 2024

TE Ugljevik (blok 3 i 4) 2021 - 2025

41

TE TO KTG Zenica 2024 - 2028

S obzirom na zavisnost proizvodnje HE od hidroloških prilika proizvodnja svih HE planirana je na bazi prosječne hidrološke godine, odnosno podataka koje su dostavile elektroprivredne kompanije (Tabela 8.2.).

JP Elektroprivreda Bosne i Hercegovine [4], JP Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg Bosne [5], i MH Elektroprivreda Republike Srpske [3] su za planski period dostavile podatke za sve proizvodne kapacitete, uključujući i nove bilansirane. Što se tiče izlaska iz pogona termo blokova JP Elektroprivreda BiH je dostavila sljedeće podatke:

blok 3 TE Tuzla prestaje sa radom u 2023. godini, blok 4 TE Tuzla u 2024. godini, blok 5 TE Kakanj u 2027. godini.

Vezano za ulazak u pogon novih blokova, planirana godina ulaska u pogon bloka 7 u TE Tuzla je 2022. godina, a bloka 8 u TE Kakanj 2024. godine.

U Tabeli 8.2 data je proizvodnja postojećih proizvodnih objekata na prenosnoj mreži BiH, prema podacima dostavljenim od proizvođača. Tabela 8.23.- Podaci o proizvodnji HE (GWh)

Naziv objektaOstvarena proizvodnja u 2017. godini na mreži

prenosa

Planirana proizvodnja u 2018. godini na mreži

prenosa

Čapljina 278,40 189,00

Rama 429,40 550,00

Jablanica 488,00 683,70

Grabovica 195,40 275,40

Salakovac 262,00 392,80

Mostar 175,10 240,00

Jajce I 218,10 209,00

Peć-Mlini 27,50 70,00

M.Blato 56,10 129,00

Ukupno F BiH 2.130,0 2.738,9

Višegrad 726,3 925,00

Bočac 226,80 298,30

Trebinje I 192,1 388,4

Dubrovnik G2 429,9 668,70

Ustiprača 27,3 35,00

Ukupno RS 1.602,4 2.315,40

UKUPNO BiH 3.732,4 5.054,30

42

Tabela 8.24.- Tabela Proizvodnja postojećih HE i TE na prenosnoj mreži BiH za 2019.-2028.godinu

PROIZVODNJA(GWh)

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

RAMA 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650

ČAPLJINA 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200

MOSTAR 247 247 247 247 247 247 247 247 247 247

JAJCE 1 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9

JAJCE 2 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157

PEĆ-MLINI 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82

JABLANICA 720 720 716 716 716 716 716 716 716 716

GRABOVICA 287,6 287,6 286 286 286 286 286 286 286 286

SALAKOVAC 407,6 407,6 406 406 406 406 406 406 406 406

TREBINJE 1 370 370 390 390 390 390 390 390 390 390

DUBROVNIK 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650

VIŠEGRAD 925 925 925 925 925 925 925 925 925 925

BOČAC 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4

MOSTARSKO BLATO 167 167 167 167 167 167 167 167 167 167

USTIPRAČA 35,4 35,4 35,4 35,4 35,4 35,4 35,4 35,4 35,4 35,4

UKUPNO HE 5.409,9 5.409,9 5.422,7 5.422,7 5.422,7 5.422,7 5.422,7 5.422,7 5.422,7 5.422,7

TUZLA G-3 387 376 433 82 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TUZLA G-4 1.024 934 843 672 308 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TUZLA G-5 985 970 1.104 1.104 608 484 468 468 640 640

TUZLA G-6 1.188 923 1.221 1.221 1.002 1.166 1.166 1.166 1.166 1.166

KAKANJ G-5 541 547 281 281 281 281 184 122 0,0 0,0

KAKANJ G-6 549 549 593 593 593 593 567 327 284 284

KAKANJ G-7 1.193 1.210 1.288 1.288 1.288 1.288 1.199 1.199 1.087 1.087

GACKO 1.317 1.560 1.560 1.560 1.560 1.400 1.560 1.560 1.560 1.560

UGLJEVIK 1.720 1.640 1.640 1.430 1.640 1.640 1.640 1.640 1.430 1.640

STANARI 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000

UKUPNO TE 10.903,9 10.708,4 10.963,0 10.231,0 9.280,0 8.852,0 8.784,0 8.482,0 8.167,0 8.377,0

UKUPNO POSTOJEĆI OBJEKTI 16.313,8 16.118,3 16.385,7 15.653,7 14.702,7 14.274,7 14.206,7 13.904,7 13.589,7 13.799,7

U tabelama 8.4. i 8.5 je data proizvodnja novih HE i TE na prenosnoj mreži BiH prema podacima dostavljenim od Korisnika.

43

Tabela 8.25.- Proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2028.godina

PROIZVODNJA(GWh)

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

HE DUB 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2 44,2

HE ULOG 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0

HE DABAR 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8

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

HS LJUTA (I faza) 30,4 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6

NOVE HE BILANSIRANO 44,2 44,2 159,6 647,6 647,6 647,6 647,6 647,6 647,6 647,6

Tabela 8.26.- Proizvodnja novih TE na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2028.godina

PROIZVODNJA(GWh)

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

TE TUZLA, blok 7 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0

TE KAKANJ, blok 8 1.814,0 1.814,0 1.814,0 1.814,0 1.814,0

KTG ZENICA 3.250,0

TE UGLJEVIK 3, blok

3 i 4

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

NOVE TE

BILANSIRANO

0,0 0,0 0,0 2.740,0 2.740,0 6.754,0 11.134,0 11.134,0 11.134,0 14.384,0

Što se tiče bilansiranja novih vjetroelektrana, prema Mrežnom kodeksu uslove za bilansiranje ispunjavaju četiri vjetroelektrane (Tabela 8.6), koje osim prihvaćenih Uslova za priključak posjeduju i potrebne saglasnosti od entitetskih Vlada:

VE Trusina (dopis Ministarstva industrije, energetike i rudarstva RS broj 05.05/312-146/12 od 06.03.2012. godine),

VE Podveležje (prethodna saglasnost za priključak broj 05-17-2124/14 od 11.09.2014. godine, izdata od Federalnog ministarstva energije, rudarstva i industrije),

VE Mesihovina (prethodna saglasnost za priključak broj 05-17-2686/16 od 26.12.2016. godine, izdata od Federalnog ministarstva energije, rudarstva i industrije).

44

VE Jelovača (prethodna saglasnost za priključak broj 05-17-180/18 od 30.01.2018. godine, izdata od Federalnog ministarstva energije, rudarstva i industrije).

Tabela 8.27. - Proizvodnja novih VE na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2028.godina

PROIZVODNJA(GWh)2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

VE TRUSINA 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0

VE PODVELEŽJE 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0

VE MESIHOVINA 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2

VE JELOVAČA 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3

NOVE VE BILANSIRANO 387,5 547,5 547,5 547,5 547,5 547,5 547,5 547,5 547,5 547,5

U Tabeli 8.7 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2019.-2028.godina, prema podacima proizvođača.

Tabela 8.7. Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2028.godina

POTROŠNJA

(GWh)

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028Scenario 1. (niži scenario potrošnje) 12.259 12.330 12.398 12.463 12.526 12.586 12.644 12.700 12.754 12.807

Scenario 2. (bazni scenario potrošnje) 12.588 12.719 12.849 12.979 13.109 13.239 13.369 13.499 13.629 13.759

Scenario 3. (viši scenario potrošnje) 13.072 13.347 13.629 13.917 14.210 14.510 14.816 15.129 15.448 15.774

PROIZVODNJA (GWh)Novi izvori bilansirani 431,7 431,7 547,1 3.775,1 3.775,1 7.789,1 12.169,1 12.169,1 12.169,1 15.419,1Proizvodnja bilansirano 16.745,5 16.550,0 16.932,8 19.428,8 18.477,8 22.063,8 26.375,8 26.073,8 25.758,8 29.218,8Gubici (2% u odnosu na proizvodnju)*-

334,9 314,5 321,7 369,1 351,1 419,2 501,1 495,4 489,4 555,2

Scenario 1 (n.s. potrošnje + gubici)

12.594,3 12.644,9 12.720,1 12.832,6 12.877,1 13.005,4 13.145,3 13.195,5 13.243,6 13.361,7

Scenario 2 (b.s. potrošnje + gubici)

12.922,9 13.033,3 13.171,0 13.348,6 13.460,4 13.658,4 13.870,1 13.994,2 14.118,2 14.314,1

Scenario 3 (v.s. potrošnje + gubici)

13.406,5 13.661,8 13.950,7 14.285,7 14.561,3 14.929,3 15.317,4 15.624,2 15.937,5 16.329,2

BILANS Scenario 1 4.151,2 3.905,1 4.212,7 6.596,1 5.600,7 9.058,4 13.230,5 12.878,2 12.515,1 15.857,1 BILANS Scenario 2 3.822,6 3.516,7 3.761,7 6.080,2 5.017,4 8.405,4 12.505,7 12.079,6 11.640,6 14.904,7 BILANS Scenario 3 3.339,0 2.888,2 2.982,0 5.143,1 3.916,5 7.134,5 11.058,4 10.449,5 9.821,3 12.889,6

*gubici u iznosu 2% u odnosu na proizvodnju su proračunati prema ostvarenjima iz prethodnih godina i Bilansu električne energije za 2018. godinu.

Na Slici 8.1 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2019.-2028.godina.

45

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 20280

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

Scenario 1. Niži scenario potrošnje Scenario 2. Bazni scenario potrošnje

Scenario 3. Viši scenario potrošnje Proizvodnja bilansirano

godina

GWh

Slika 8.10.– Tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih objekata za period 2019.-2028.godina

Bilansi za scenarije 1, 2 i 3 urađeni su tako da su se upoređivali viši, bazni i niži scenariji potrošnje (sa gubicima) sa proizvodnjom postojećih i novih bilansiranih kapaciteta. Provedene analize upućuju na zaključak da je za sve scenarije potrošnje i planiranu proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta, zadovoljen bilans električne energije kao i da postoje značajni viškovi (uz pretpostavku da zaista dođe do izgradnje svih planiranih proizvodnih kapaciteta). Evidentan je značajan porast proizvodnje, što je najvećim dijelom posljedica ulaska u pogon novoplaniranih termoelektrana.

U tabeli 8.8. prikazane su instalisane snage proizvodnih kapaciteta na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine, kao i snage na pragu elektrana uvažavajući planirane godine puštanja u pogon novih (Slika 8.2.) i izlazak iz pogona proizvodnih kapaciteta kojima ističe životni vijek.

46

Tabela 8.8.- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta za period 2019.-2028.godina

Novi kapaciteti 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028HE DUB 9,4 HE ULOG 35,12 HE VRANDUK 19,6

TE TUZLA, blok 7 450

(410*)

TE KAKANJ, blok 8

300

(270*)

TE-TO KTG ZENICA 387,5

(373,1*) TE UGLJEVIK 3, blok 3 i 4

600

(528*)

TE BANOVIĆI 350

(318.8*)

VE TRUSINA 49,5 HE DABAR 159,2 VE PODVELEŽJE 48 VE MESIHOVINA 50,6 HE MRSOVO 36,8 VE JELOVAČA 36HS LJUTA (I faza) 7,66 1,045Novi bilansirano: 144,0 49,5 42,8 666,6 0,0 650,0 600,0 0,0 0,0 387,5

Kumulativno novi –inst.sn. 144,0 193,5 236,3 902,9 902,9 1.552,9 2.152,9 2.152,

92.152,9 2.540,4

Postojeći objekti (bazna 2017. godina- inst.snaga)

4.169,0

4.169,0 4.169,0 4.169,0 4.069,0 3.869,0 3.869,0 3.869,0

3.751,0 3.751,0

Postojeći objekti (bazna 2017. godina- snaga na pragu)

3.968,0 3.968,0 3.968,0 3.968,0 3.878,0 3.698,0 3.698,0 3.698,

0 3.598,0 3.598,0

UKUPNO BILANS- inst.snaga

4.313,0

4.362,5 4.405,3 5.071,9 4.971,9 5.421,9 6.021,9 6.021,9

5.903,9 6.291,4

UKUPNO BILANS- snaga na pragu*

4.128,0

4.177,5 4.220,3 4.846,9 4.756,9 5.165,7 5.693,7 5.693,7

5.593,7 5.967,2

*snaga na pragu elektrane (maksimalna snaga na mreži prenosa)

Na Slici 8.2 data je dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih kapaciteta prema podacima dostavljenim od proizvođača, odnosno procjeni NOSBiH (KTG Zenica, TE Banovići, TE Ugljevik 3, HE Mrsovo, HE Vranduk, HE Dabar).

47

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

-300

-100

100

300

500

700

900

HE Dub

blok 8 TE Kakanj

TE Banovići TE Ugljevik 3

HE MrsovoHE VrandukHE DabarHS Ljuta

Tuzla G3

godina

(MW)

VE MesihovinaVE PodveležjeVE Jelovača

blok 7 TE Tuzla KTG Zenica

HE UlogHS LjutaVE Trusina

Tuzla G4Kakanj G5

Slika 8.11.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta

i izlaska iz pogona postojećih kapaciteta

U Tabelama 8.9, 8.10. i na Slikama 8.4. i 8.5. je data proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH i instalisana snaga po izvorima: termoelektrane (TE), obnovljivi izvori (HE+VE), i PHE.

Tabela 8.9. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora

PROIZVODNJA

(GWh)2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

TE 10.903,9 10.708,4 10.963,0 12.971,0 12.020,0 15.606,0 19.918,0 19.616,0 19.301,0 22.761,0

PHE ČAPLJINA 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

OBNOVLJIVI IZVORI

5.641,6 5.641,6 5.769,8 6.257,8 6.257,8 6.257,8 6.257,8 6.257,8 6.257,8 6.257,8

PROIZVODNJA UKUPNO

16.745,5 16.550,0 16.932,8 19.428,8 18.477,8 22.063,8 26.375,8 26.073,8 25.758,8 29.218,8

48

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 20280

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

Proizvodnja ukupnoTEPHE ČAPLJINAOBNOVLJIVI IZVORI

godina

GW

h

Slika 8.12. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period 2019.-2028. godina

Tabela 8.10. Instalisane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH

(MW) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

TE 2.073,0 2.073,0 2.073,0 2.523,0 2.423,0 2.873,0 3.473,0 3.473,0 3.355,0 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 1.800 1.850 1.912 2.109 2.109 2.109 2.109 2.109 2.109 2.109

UKUPNO 4.313 4.363 4.425 5.072 4.972 5.422 6.022 6.022 5.904 6.291

49

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 20280

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

TE PHE ČAPLJINA OBNOVLJIVI IZVORI UKUPNO godina

(MW

)

Slika 8.13. Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora

8.2 Procjena konzuma na prenosnoj mreži

Sa aspekta zadovoljenja bilansa snaga, prema kriterijima ENTSO-E, kao referentni vremenski presjeci smatraju se treća srijeda u januaru u 11:00 i 19:00 sati i treća srijeda u julu u 11:00 sati (CET).

U skladu s tim, a na bazi raspoloživih podataka EES BiH, postignuta satna opterećenja konzuma BiH na prenosnoj mreži za 2016. i 2017. godinu su:

(MWh/h)

Januar 2016.11:00 1.787

19:00 1.829

Juli 2016. 11:00 1.413

Januar 2017.11:00 1.891

19:00 1.989

Juli 2017 11:00 1.446

Maksimum za 2017. godinu od 2.189 MWh/h postignut je 11. januara u 18 sati (osamnaesti sat), što je za oko 10% više od ''treće srijede u januaru''.

50

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.

Tabela 8.11. Maksimalne jednovremene snage konzuma

Godina 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

31.12.2016.18-ti sat

11.01.2017.18-ti sat

Pmax (MW) 2.150 2.143 2.074 2.207 2.105 2.098 2.189% -1,06 -0,33 -3,22 6,4 -4,6 -3,3 4,3

Tabela 8.12. Minimalne jednovremene snage konzuma

Godina 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

23.05.2016.4-ti sat

02.05.2017.4-ti sat

Pmin (MW) 872 833 866 833 858 845 847% 6,86 -4,47 3,96 -3,8 3,0 -1,5 0,2

Iz gornjih tabela je očigledno da nema kontinuiteta u vrijednostima jednovremenih snaga konzuma BiH na prenosnoj mreži. Na osnovu scenarija rasta potrošnje, rast maksimalnih snaga je procijenjen na 0,9 % godišnje, a rast minimalnih snaga na 2,1 %. Kao početna vrijednost za prognozu uzeto je ostvarenje iz 2017. godine (2.189 MW).

U Tabeli 8.13. je prikazana procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na prenosnoj mreži za period 2019.-2028. godina.

Tabela 8.13. Procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na prenosnoj mreži

(MW) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži

2.209 2.229 2.249 2.269 2.289 2.310 2.331 2.352 2.373 2.394

51

9. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE (TYNDP – Ten Year Network Development Plan)

9.1 Uvodne napomene

Desetogodišnji plan razvoja ENTSO-E obuhvata scenarije koji daju detaljan pregled moguće energetske budućnosti do 2040. godine, izgrađene na realističnim i tehničkim osnovama baziranim na politikama budućnosti sa ambicijama smanjenja emisija od 80 do 95% u skladu s EU ciljevima za 2050. godinu. Ciljevi će biti upotrebljeni od strane ENTSO za gas i električnu energiju i drugih organizacija da analiziraju budućnost evropskog energetskog sistema, startujući s godišnjom srednjoročnom prognozom adekvatnosti koja je realizovana u jesen 2017. godine i desetogodišnjeg plana razvoja za gas i električnu energiju koji treba da bude završen u 2018. godini.

9.2 Nova platforma za studiju budućnosti gasa i električne energije

Prvi put ENTSO za gas i za električnu energiju su udružili napore i ekspertizu da obezbjede jedan zajednički skup scenarija, koji će u budućnosti dozvoljavati odluke o investicijama u Evropi koje se baziraju na uporednim analizama između sektora. Predstavnici svih strana energetskog sektora, potrošača i asocijacija za okolinu, vlada i regulatora su izradili novi skup razgovora sa ENTSO. Zajedno su opisani različiti i ambiciozni putevi prema obezbjeđivanju budućih evropskih ciljeva emisije. Oni su dopunjeni sa jednim eksternim scenarijom za 2030. godinu. Scenariji definišu okvir za dostizanje opsega indikatora koji uključuju makroekonomske trendove, upotrebu energije u različitim sektorima, tehnološki ulazne pretpostavke i proizvodnju električne energije po tipovima goriva. Ovaj jedinstven zajednički pristup je doveo do budućeg izgleda scenarija. Ekspertiza za gas i električnu energiju, operatorima sistema takođe osiguravaju da su scenariji široko tehnički izvodljivi, kao npr. održavanje energetskog balansa u svakom trenutku u jednoj zemlji. Ovo je ključno za testiranje potreba i karakteristika moguće buduće infrastrukture u izazovnoj ali realističnoj situaciji.

9.3 Scenariji

TYNDP 2018 scenariji pokrivaju period od 2020. do 2040. godine. Period od 2020. i 2025. godine je označen kao najbolje procjenjeni scenarij zbog manjeg nivoa neizvjestnosti. Pošto se neizvjesnosti povećavaju sa povećanjem vremenskog horizonta, scenariji za 2030. i 2040. godinu su dizajnirani s evropskim ciljevima 2050. Analiza osjetljivosti koja se odnosi na prioritet uglja i gasa u energetskom sektoru je uključena za 2025. godinu prateći ulaze zainteresovanih strana koji se odnose na neizvjesnosti cijena. Ovo je opisano kao 2025 CBG (coal before gas) i 2025 GBC (gas before coal).

52

Slika 9.14. Scenariji za TYNDP 2018. s udjelom raspodjele potrošnje električne energije i gasa

Scenariji za 2030. i 2040. godinu su sljedeći:

9.3.1 Održiva tranzicija

Održiva tranzicija traži brzo i ekonomsko održivo smanjenje emisije CO2 zamjenom uglja i lignita s gasom u elektrosektoru. Takođe gas mijenja upotrebu nafte u teškim transportima i brodovima. Elektrifikacija grijanja i transporta se razvija sporijim tempom od drugih scenarija. U ovom scenariju, dostizanje EU cilja (80-95% smanjenja CO2 do 2050) zahtjeva brzi razvoj u toku 2040-tih.

9.3.2 Distribuirana proizvodnja

Prosumersi (istovremeno proizvođači i potrošači) su u centru – mali proizvođači, baterije i društva za prebacivanje vrste goriva su angažovani i osnaženi. Ovo predstavlja decentralizovaniji razvoj s fokusom na tehnologije krajnjeg korisnika. Smart tehnologija i uređaji sa dualnim gorivom kao što su hibridne toplotne pumpe dozvoljavaju prebacivanje energetskih zavisnosti na tržišne uslove. Ovdje se vidi visok stepen upotrebe električnih vozila zajedno sa PV ćelijama i baterijama rasprostranjenim po zgradama. Ovaj razvoj vodi do visokih nivoa raspoloživosti odziva od strane potrošača.

9.3.3 Globalna klimatska akcija

Potpuna globalna dekarbonizacija, veća razmjera razvoja obnovljivih izvora u oba sektora (električna energija i gas). Ovdje se naglašava veća razmjera upotrebe obnovljivih izvora, čak i nuklearne enrgije u elektrosektoru. Zagrijavanja domaćinstava i preduzeća postaje sve više na bazi električne energije dok se potrošnja gasa stabilno smanjuje. Dekarbonizacija transporta se dostiže upotrebom kako električnih vozila tako i vozila na gas. Energetska efikasnost utiče na sve sektore, dok se predviđa ekspanzija proizvodnih gasnih kapaciteta.

53

9.3.4 Eksterni scenario baziran na EUCO (European Council) 30

EUCO 30 je glavni scenario politike Evropske komisije. Scenario modeluje dostignuća klimatskih i energetskih ciljeva za 2030. godinu kao što je dogovoreno s Evropskom komisijom u 2014. godini, uključujući cilj energetske efikasnosti od 30%.

9.3.5 Interkonektivni dalekovodi – izvod iz Plana

Izgradnja interkonektivnih dalekovoda i pojačanje prenosne preže u planu se navode kao projekti. Izgradnja pojedini interkonektivnih dalekovoda koji su navedeni u planu je neizvjesna ili tek treba da predstoje dogovori uključenih strana. Veoma često se pojedini dalekovodi koji su navedeni u TYNDP ne razmatraju u toku izrade narednih planova.

Lista projekata iz TYNDP 2018, koji obuhvaćaju interkonektivne dalekovode između EES BiH i EES susjednih zemalja, kao i projekti koji imaju značaj za BiH, su sljedeći:

54

Projekat 343*

Opis projekta: Projekat doprinosi povećanju prekograničnog prenosnog kapaciteta koji podržava integraciju obnovljivih izvora, kao i pojačanje prenosne mreže u Hrvatskoj dozvoljavajući prenos energije iz sadašnjih i budućih obnovljivih izvora u Hrvatskoj i BiH.

Elemenat Trenutni status Očekivana godina puštanja u pogon

Evolucija od TYNDP 2016 Opis

DV 400 kV Banja Luka (BA) – Lika (HR)

Planirano, nisu obezbjeđene dozvole

2030Investicija pomjerena s 2022. Novi interkonektivni vod

DV 400 kV Lika (HR) – Melina (HR)

Planirano,nisu obezbjeđene dozvole

2030Investicija pomjerena s 2022. Zamjena postojećeg 220 kV voda

DV 400 kV Lika (HR) – Konjsko (HR)

Planirano,nisu obezbjeđene dozvole

2030Investicija pomjerena s 2022. Zamjena postojećeg 220 kV voda

TS Lika (HR) 400/110 kVPlanirano,nisu obezbjeđene dozvole

2029Investicija pomjerena s 2022. Nova TS

* Napomena. U toku je izrada studije izvodljivosti DV 400 kV Banja Luka –Lika.

55

Projekat 227

Opis projekta: Cilj projekta je povećanje prenosnog kapaciteta unutar regije i olakšanje razmjene energije između sjeveroistočnog i jugozapadnog dijela Evrope. Projektu je pripojen projekat 146 iz TYNDP 2016.

Elemenat Trenutni status

Očekivana godina

puštanja u pogon


DV 400 kV Višegrad (BA)– Bajina Bašta (RS) (dvije faze)

Obezbjeđivanje dozvole 2024 Investicija

pomjerena s 2022.Interkonektivni DV (2x400kV od TS Višegrad do Vardišta, granice sa Srbijom)

DV 400 kV Bajina Bašta (RS) – Obrenovac (RS)


pomjerena s 2022. Pojačanje prenosne mreže u Srbiji

DV 400 kV Bajina Bašta (RS) – Pljevlja (ME)


pomjerena s 2022. Interkonektivni DV

TS 400 kV Bajina Bašta (RS)Obezbjeđivanje dozvole 2024 Investicija

pomjerena s 2022.Nadogradnja postojeće TS 220 kV na 400 kV nivo

DV 400 kV Lastva (ME) – Pljevlja (ME) U fazi izgradnje 2019 Pojačanje prenosne mreže u Crnoj Gori

zbog izgradnje kabla prema Italiji

DV 400 kV Kragujevac (RS) –Kraljevo (RS) U fazi izgradnje 2020 Pojačanje prenosne mreže u Srbiji

56

Projekat 241

Opis projekta: Cilj projekta je zamjena postojećih interkonektivnih vodova sa 220 kV na 400 kV. Projekat, kao novi projekat je predložen da bude procijenjen u TYNDP 2016 na osnovu rezultata studije urađene u CSE regionu u toku priprema regionalnih investicionih planova za 2015. Projekt je u fazi razmatranja i postoji potreba za prefizibiliti studiju.

Elemenat Trenutni statusOčekivana

godina puštanja u pogon


DV 400 kV TE Tuzla – Đakovo (HR) U razmatranju 2032 Investicija

pomjerena s 2030.Zamjena postojećeg 220 kV interkonektivnog voda.

DV 400 kV Gradačac – Đakovo (HR) U razmatranju 2032

Investicija pomjerena s 2030.

Zamjena postojećeg 220 kV interkonektivnog voda.

DV 400 kV Gradačac – TE Tuzla U razmatranju 2032 Nova investicija Zamjena postojećeg 220 kV voda.

TS Gradačac 400/x kV U razmatranju 2032 Nova investicija Podizanje postojeće TS 220 kV na 400 kV

TS Đakovo 400/x kV U razmatranju 2032Investicija pomjerena s 2030. Podizanje postojeće TS 220 kV na 400 kV

DV 2 x 400 kV Đakovo (HR) – Razbojište (HR) U razmatranju 2032

Investicija pomjerena s 2030.

57

9.3.6 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 regulativama 714/2009 i 2015/1222 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.

Za proračun prekograničnih prenosnih kapaciteta korišten je SECI model, zimski maksimalni režim, za 2025. godinu. Ovaj model uključuje sve modele EES-a zemalja jugoistočne Evrope i ekvivalentirane djelove EES-a Slovačke i Ukrajine. Isti je prilagođen za bilans snaga EES-a BiH, iz poglavlja 8. ovog materijala. Pretpostavljena razmjena, izvoz EES-a BiH je 800 MW. Prilikom proračuna prekograničnih prenosnih kapaciteta predviđena je izgradnja i ulazak u pogon (do 2028. godine) novih interkonekcija u skladu sa poglavljem 9.3.5. ovog materijala.

U odnosu na prethodni IPRP 2018. – 2027., u poglavlju 9.3.5. došlo je do izmjena vezano za Projekat 343. Očekivana godina puštanja interkonektivnog voda 400 kV Banja Luka – Lika pomjerena je na 2030. godinu. Dakle, interkonekcije: DV 400 kV Banja Luka – Lika, DV 400 kV Višegrad – RHE Bistrica, DV 400 kV TE Tuzla – Đakovo i DV 400 kV Gradačac – Đakovo nisu uzeti u obzir prilikom proračuna prekograničnih prenosnih kapaciteta. Treba istaći da su proračuni prekograničnih prenosnih kapaciteta rađeni pod pretpostavkom da će do 2028. godine biti u pogonu i transformacija 400/110 kV ili u TS(TE) Stanarima ili u TS Jelah, te je uzet u obzir uticaj 110 kV mreže kao i navedene transformacije 400/110 kV na proračune prekograničnih prenosnih kapaciteta. Aproksimativne vrijednosti ukupnih prekograničnih prenosnih kapaciteta za 2028. godinu su date u Tabeli 9.1. U Tabeli 9.1. date su i indikativne maksimalne mjesečne vrijednosti ukupnih (TTC) i neto (NTC) prenosnih kapaciteta za 2018. godinu.

Tabela 9.28.- Prekogranični prenosni kapacitet (MW)

Smjer2018. 2028.

TTC NTC TTC

BA > HR1.150 1.000

1.200

HR > BA 1.200

BA > RS700 600

1.530

RS > BA 1.470

BA > ME600 500

1.050

ME > BA 1.025

U skladu sa pomenutim regulativama, 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 tražene zahtjeve na granicama sa HOPS (HR) i CGES (ME), te se dodjela kapaciteta vrši putem zajedničkih aukcija preko aukcijske kuće u Podgorici (SEE CAO). 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.

9.4 ENTSO-E Mrežni kodeksi

ENTSO-E je završio izradu mrežnih kodeksa koji, nakon što su usvojeni od strane Evropske unije, predstavljaju osnovu za operatore sistema da izvrše dopune i usaglašavanje svojih mrežnih kodeksa. Mrežni kodeksi sa nazivima i brojem regulative nakon usvajanja od strane Evropske unije su date u sljedećoj tabeli.

Tabela 9.2.- Pregled mrežnih kodeksa

R.b. Naziv kodeksa Originalni naziv Broj regulative

1. Dodjela kapaciteta i upravljanje zagušenjima

CACM – Capacity Allocation and Congestion Manegament

(EU) 2015/1222

24.07.2015

2. Zahtjevi za generatore RFG – Requirements for Generator

(EU) 2016/631

14.04.2016

3. Priključak potrošača DCC – Demand Connection Code

(EU) 2016/1388

17.08.2016.

4. Priključak VN jednosmjernih sistema HVDC Connection

(EU) 2016/1447

26.08.2016.

5. Rad sistema SO – System Operations(EU) 2017/1485

2.8.2017

6. Dodjela kapaciteta unaprijed

FCA – Forward Capacity Allocation

(EU) 2016/1719

26.09.2016.

7. Balansiranje električne energije EB – Electricity Balancing

(EU) 2017/2195

23.11.2017.

8. Havarijske situacije i restauracija sistema

E&R – Emergency and Restoration

(EU) 2017/2196

24.11.2017.

59

http://www.nosbih.ba/

http://www.ems.rs/

http://www.seecao.com/

10. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE

Analiza podataka koje su dostavili korisnici prenosnog sistema Bosne i Hercegovine i rezultata Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2019.-2028. godina, upućuje na sljedeće zaključke i sugestije:

1. Prognoza potrošnje u ovom Indikativnom planu urađena je na bazi podataka dostavljenih od Korisnika i vlastitih analiza (prognoza prema bruto društvenom proizvodu i ekstrapolacija preko karakteristične funkcije potrošnje), što je detaljno opisano u poglavlju 6.4. Prosječni godišnji porast potrošnje za niži scenario iznosi 0,2%, bazni scenario 0,9% i viši scenario 2,1%.

Za početnu godinu prognoze uzeto je ostvarenje iz 2017. godine, tako da je prognozirana potrošnja u 2018. godini, niža od potrošnje prema Bilansu za 2018. godinu. Takođe, prosječni procenti porasta potrošnje u svim scenarijima su niži nego u prethodnim Indikativnim planovima, a za bazni scenario (1,2%) niži i od prosjeka za period 2001-2017 godina (1,8%).

2. Novi proizvodni objekti su u skladu sa Mrežnim kodeksom, bilansirani na osnovu Uslova za priključak koje je Korisnik prihvatio, dok su kod vjetroelektrana uzete u obzir i potvrde nadležnih institucija entiteta. Neki objekti koji su bili bilansirani u prethodnim Indikativnim planovima, a nemaju prihvaćene Uslove za priključak, nisu bilansno uvršteni u ovaj Indikativni plan. 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.

3. 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). Značajan porast proizvodnje je najvećim dijelom posljedica ulaska u pogon novoplaniranih termoelektrana, što nije u skladu sa trendovima u Evropi i svijetu. Jedan od ključnih ciljeva evropske energetske politike smanjenje emisije stakleničkih plinova, što podrazumijeva smanjenje proizvodnje iz elektrana na fosilna goriva.

4. Evidentan je interes investitora za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta, u prvom redu obnovljivih izvora kao što su hidroelektrane i vjetroelektrane. NOSBiH procjenjuje da je za najveći broj prijavljenih proizvodnih kapaciteta planirana izgradnja i godina ulaska u pogon upitna, najčešće zbog nepostojanja jasne finansijske konstrukcije ali i zbog problema sa ishođenjem odgovarajućih dozvola. 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 Mrežnim kodeksom i Pravilnikom o priključku.

5. 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

60

pokrivaju. Indikativni plan proizvodnje predstavlja osnovu za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne mreže.

6. U Plan je uključen pregled projekata iz TYNDP 2018 koji se odnose na pojačanje mreže koji uključuju i interkonektivne vodove naponskog nivoa 400 i 220 kV između BiH i susjednih operatora sistema. TYNDP 2018 ne tretira naponski nivo 110 kV, ali je bitno napomenuti da postoji i plan za izgradnju interkonektivnog dalekovoda 110 kV Srebrenica – Ljubovija, kao rezultat međudržavnog sporazuma između BiH i Srbije.

61

11. LITERATURA

1. Indikativni plan razvoja proizvodnje 2018-2027, NOS BiH, 2017. godina

2. „Izvještaj o tokovima električne energije u BiH u 2017. godini“ – NOSBiH, Sarajevo, 2017. godina

3. Mješoviti Holding Elektroprivreda Republike Srpske Trebinje, Matično preduzeće, akcionarsko društvo Trebinje, ''Podaci za Indikativni plan razvoja proizvodnje 2019.-2028.'', decembar 2017.

4. Javno preduzeće Elektroprivreda Bosne i Hercegovine d.d. „Podaci za Indikativni plan razvoja proizvodnje 2019-2028“, Sarajevo, decembar 2017.

5. Elektroprivreda Hrvatske Zajednice Herceg Bosne d.d. Mostar „Podaci za Indikativni plan razvoja proizvodnje 2019-2028'', Mostar, prosinac 2017.

6. Mrežni kodeks, NOSBiH.

7. „Bilans električne energije na mreži prenosa za 2018. godinu“, NOSBiH, Sarajevo, 2017. godina

8. www.entsoe.eu

62

Documents

Indikativni plan razvoja proizvodnje 2019-2028 plan razvoja... · Web viewTreba naglasiti da je prema popisu stanovništva iz 1991. godine, na području Bosne i Hercegovine registrovano