IPRP 2014-2023 - Finalna Verzija

Sarajevo, april 2013

INDIKATIVNI PLAN RAZVOJA PROIZVODNJE 2014-2023.

2

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

2. OSVRT NA ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA (TYNDP 2012) .............................................................. 5

2.2. Interkonektivni dalekovodi ......................................................................................................................... 9

2.1.1. Prekogranični prenosni kapaciteti ..................................................................................................... 12

3. INFORMACIJE O STANJU ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA ............................................................................. 16

3.1. Stanje integracije vjetroelektrana u elektroenergetski sistem BiH ........................................................... 16

3.2. KTG Zenica ................................................................................................................................................ 17

3.3. Integracija obnovljivih izvora na distributivnoj mreži ............................................................................... 17

3.4. Pregled broja i snage prijavljenih planiranih kapaciteta ........................................................................... 17

4. OSTVARENJE ELEKTROENERGETSKOG BILANSA U 2012. GODINI ..................................................................... 20

5. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BOSNI I HERCEGOVINI U PROTEKLOM PERIODU ........ 27

6. ENERGETSKI BILANS I TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA ....................................................... 31

7. PROGNOZA POTROŠNJE 2014.-2023. GODINA ................................................................................................. 37

7.1. Statistički podaci relevatni za planiranje potrošnje .................................................................................. 37

7.2. Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim proizvodom .......... 38

7.3. Izvještaji i predviđanja ENTSO-E ............................................................................................................... 40

7.4. Prognoza potrošnje na bazi predviđanja studija i strategija energetskog sektora u BiH .......................... 42

7.4.1. Procjena Studije energetskog sektora u BiH ..................................................................................... 42

7.4.2. Procjene Studija strategija razvoja energetike u FBiH i RS ................................................................ 43

7.4.3. Prognoza potrošnje na bazi Studije energetskog sektora u BiH i Strategija razvoja energetike u FBiH

i RS ............................................................................................................................................................... 43

7.5. Prognoza potrošnje na bazi podataka dostavljenih od strane korisnika prenosne mreže ..................... 43

7.5.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca ..................................................................................... 44

7.5.2. Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća .............................................. 46

7.6. Efekti ekonomske krize na potrošnju električne energije i analiza kretanja potrošnje u proteklom

petogodišnjem periodu.................................................................................................................................... 46

7.7. Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2013-2023. godina ............... 50

8. BILANSI SNAGA I ENERGIJA NA PRENOSNOJ MREŽI ZA PERIOD 2014. – 2023. GODINA ................................. 53

9. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE ...................................................................................................................................... 64

10. LITERATURA .................................................................................................................................................... 66

PRILOG 1 : SPISAK PRIJAVLJENIH PROIZVODNIH KAPACITETA P1-1

PRILOG 2-5: OPTEREĆENJA TS 110/x kV (EP HZHB, ERS, EPBIH, BRČKO) P2-1

PRILOG 6: PRILOG – NOVE TS 110/x KV P6-1

3

1. UVOD U skladu sa važećom legislativom, Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini (NOSBiH) je

pripremio već osmi Indikativni plan razvoja proizvodnje. Ovaj Plan obuhvata period 2014.-2023.

godina i vremenski obuhvat je prilagođen potrebama za izradu Plana razvoja prenosne mreže u

skladu sa važećim Mrežnim kodeksom.

Osnove za izradu Indikativnog plana razvoja proizvodnje definisane su:

Članom 3.1. Zakona o Prenosu, Regulatoru i Operatoru sistema električne energije u Bosni i Hercegovini (Službeni glasnik BiH br. 07/02 i 13.03) definisano je da ''U pogledu elektroprenosnog sistema u Bosni i Hercegovini regulaciju će vršiti Državna regulatorna komisija za električnu energiju (DERK), vođenje sistema vršiće Nezavisni operator sistema (NOSBiH), upravljanje prenosnom mrežom i sredstvima obavljaće elektroprenosna kompanija (Elektroprenos Bosne i Hercegovine) i kreiranje politike, u skladu sa ovim zakonom, vršiće Ministarstvo vanjske trgovine i ekonomskih odnosa (Ministarstvo)''. Na osnovu ovog Zakona, Zakona o osnivanju Nezavisnog Operatora Sistema za prenosni sistem u Bosni i Hercegovini'' (Službeni glasnik BiH br. 35/04), ''Mrežnog kodeksa'' kao i ''Licence za obavljanje djelatnosti nezavisnog operatora sistema'' prema Odluci Državne regulatorne komisije br. 05-28-12-30-21/12 od 03. jula 2012. godine, Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini je dužan da pripremi Indikativni razvojni plan proizvodnje.

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.’’.

Direktivom 2009/72/EZ EVROPSKOG PARLAMENTA I VIJEĆA od 13. jula 2009. godine – Poglavlje V, članovi 17-23.

U skladu sa odjeljkom 4.1. Mrežnog kodeksa [1], cilj desetogodišnjeg Indikativnog plana razvoja

proizvodnje je da da informaciju o najavljenim projektima izgradnje novih proizvodnih kapaciteta.

Indikativni plan razvoja proizvodnje treba da prioritetno ukaže na zadovoljenje potreba BiH u

električnoj energiji i snazi na bazi korištenja vlastitih resursa, uvažavajući sljedeće elemente

planiranja:

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

Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za zadovoljenje potreba za električnom energijom distributera i direktno priključenih kupaca na prenosnoj mreži; rezerve u snazi i energiji i mogući deficiti;

Potrebne rezerve u snazi i energiji;

Bilansni suficiti i deficiti sa komentarom o mogućim vrijednostima NTC-a.

4

U pripremnoj fazi realizacije Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2014.-2023. godina, u

skladu sa tačkom 4.1.7. Mrežnog kodeksa u kojoj se definišu obaveze korisnika prenosne mreže da

svoje planove dostave do kraja decembra tekuće godine, NOSBiH je krajem oktobra 2012. godine

preduzeo sljedeće aktivnosti:

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

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

U sredstvima javnog informisanja (Oslobođenje, Nezavisne novine i Dnevni list, 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 potršnje;

U registar ovog Indikativnog plana uključene su sve prijave pristigle do 31.12.2012. godine. Osim

toga, u ovom Indikativnom planu razvoja proizvodnje naveden je kratki osvrt na aktivnosti ENTSO-E

sa aspekta desetogodišnjeg razvoja EES-a na području zemalja članica [2]. Ovaj plan 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. Za Bosnu i Hercegovinu korišten je Indikativni plan

razvoja proizvodnje za period 2013.-2022. sa podlogama o proizvodnji i potrošnji, ali bez dugoročnog

plana razvoja prenosne mreže.

Krajem 2011. godine završena je studija o integraciji vjetroelektrana u EES BiH, a rezultati te studije

su omogućili da NOSBiH početkom 2012. godine procjeni graničnu snagu za vjetroelektrane.

Ostali elementi Indikativnog plana imaju standardnu formu i sadržaj uz konstataciju da se

proizvodnja i potrošnja na prenosnoj mreži odvija prema predviđanjima NOSBiH. Međutim, veoma je

važna činjenica da se ne ostvaruju planovi izgradnje proizvodnih kapaciteta, rokovi se prolongiraju iz

godine u godinu, tako da je i planirana dinamika navedena u ovom planu, upitna, odnosno nema

realnih pokazatelja da će se planirana dinamika ulaska u pogon novih, pa i zamjenskih, proizvodnih

kapaciteta ostvariti. Ove okolnosti mogu značajno da poremete planirani elektroenergetski bilans za

narednih 10 godina.

Na kraju Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2014.-2023. godina navode se Zaključci sa

preporukama za što efikasniju realizaciju plana kako bi se u narednom periodu izbjegao uvoz

električne energije i poboljšala ukupna energetska i privredna situacija u Bosni i Hercegovini.

5

2. OSVRT NA ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA (TYNDP

2012) Evropsko udruženje operatora prenosnih sistema (ENTSO-E) u skladu sa uredbom 2009/714, na bazi

6 regionalnih planova, svake dvije godine utvrđuje sveobuhvatnu viziju razvoja prenosne mreže na

području članica udruženja za predstojećih 10 godina – Ten Year Network Development Plan

(TYNDP). U ovom dokumentu definisani su projekti od zajedničkog, panevropskog interesa, uz

mogućnost pristupa i za zemlje koje nisu članice udruženja ENTSO-E. Opravdanost svakog projekta

ocjenjivana je na bazi različitih kriterija kao što su potrebne investicije, povećanje prenosnog

kapaciteta, društvena i ekonomska dobrobit, integracija obnovljivih izvora, povećanje sigurnosti

napajanja, smanjenje emisije stakleničkih plinova, smanjenje gubitaka i sl.

TYNDP 2012 [2] bazira se na dva scenarija: Scenariju EU 202020 koji se temelji na nacionalnim

planovima izgradnje obnovljivih izvora (planira se izgradnja 250 GW što predstavlja 25% sadašnje

instalisane snage) i Scenariju B koji se bazira na prognozi dovoljnosti sistema (SAF-System Adequacy

Forecast). Osim proizvodnih kapaciteta koji se gase zbog isteka životne dobi, oba scenarija uključuju

povećanje vršnog opterećenja u januaru za 8% u posmatranom desetogodišnjem periodu, veliku

ekspanziju obnovljivih izvora, u prvom redu vjetroelektrana (VE) i solarnih elektrana (PV) tako da će

(scenario 2020) potrošnja iz obnovljivih izvora iznosi oko 38% uz smanjenje proizvodnje CO2 za 26%-

57%. To će prouzrokovati promjenu strukture proizvodnih kapaciteta i lokacije u sistemu, čemu će se

morati prilagođavati prenosna mreža.

Na bazi ovih procjena, tržišne studije upućuju na zaključak da će Velika Britanija, Poljska, Italija i

baltičke zemlje i dalje biti značajni uvoznici, a Francuska i skandinavske zemlje veliki izvoznici

električne energije. Bilans Njemačke, Španije i Portugala će biti izbalansiran sa visokim nivoom

razmjene u centralnoj Evropi kako je to prikazano na slici 2.1. To znači da treba očekivati značajno

povećanje tranzita energije sa sjevera na jug, naročito iz Skandinavije prema Italiji, između centralne

Evrope i Pirinejskog poluostrva i Velike Britanije, te u pravcu istok – jug i zapad na Balkanskom

poluostrvu.

6

Slika 2.1.- Razmjene snage u 2020. godini između država ENTSO-E

U cilju eliminacije zagušenja u narednoj dekadi, evidentirano je 112 projekata prenosne mreže od

panevropskog značaja, od čega se oko 40% odnosi na interkonekcije. Među ovim projektima nalaze

se i tri nove interkonektivne veze iz Bosne i Hercegovine prema susjednim državama:

- Projekat br. 27: Investicija br. 27.227 – novi 400 kV DV Banja Luka (BA)-Lika (HR)

- Projekat br. 28: Investicija br. 28.232- novi 400 kV DV Višegrad (BA)- Pljevlja (ME)

- Projekat br. 28: Investicija br. 28.A109- novi 400 kV DV Višegrad (BA)- Bajina Bašta (RS)

Na slici 2.2. grafički je prikazan plan pojačanja prenosne mreže za narednih 10 godina, podijeljen u

dva podperioda od 5 godina.

7

Slika 2.2.- Plan pojačanja prenosne mreže

Potrebna pojačanja mreže se određuju mrežnim studijama baziranim na pretpostavljenim tržišnim

transakcijama i uz uvažavanje kriterija sigurnosti (n-1), uključujući različite varijante proizvodnje i

potrošnje. Operatori sistema su obavezni da ENTSO-E dostave podatke o angažovanju proizvodnih

kapaciteta i opterećenjima za presječne godine u zimskom i ljetnjem periodu, bazirane na tržišnim

analizama. Na osnovu ovih podataka formiraće se panevropski model (PSMs - pan-European Power

Systems Models). Tržišne studije, sa mogućim transakcijama i pojednostavljenim modelom mreže i

mrežne studije sa detaljnim modelom sistema, daće konačan odgovor na potrebne investicije.

U procesu izrade desetogodišnjeg plana, ENTSO-E je formirao radnu grupu za koordinaciju izrade

plana i tri ekspertne grupe koje su definisale metodologiju i standarde za planiranje, scenarije za

tržišne studije i modele sistema. Na bazi ovih metodologija, standarda i kriterija, operatori sistema,

podijeljeni u šest regionalnih grupa, definisali su potrebna pojačanja na svom području, uključujući i

interkonekcije, iz čega je proistekao zajednički ENTSO-E desetogodišnji plan.

Potrebne investicije po pojedinim projektima kreću se u širokom dijapazonu, od onih čija je

vrijednost manja od 50 miliona € do onih preko jedne milijarde €, pri čemu 40% projekata košta

manje od 300 miliona €, a 23% projekata košta više od 1 milijarde €. Ukupan iznos investicija za

projekte od panevropskog značaja za ukupno 52.500 km novih prenosnih vodova iznosi 104 milijardi

€, a od tog iznosa 23 milijarde € se odnosi na podmorske kablove. Uz manja odstupanja, investicije

su u korelaciji sa veličinom države i brojem stanovnika. Predviđene investicije predstavljaju značajnu

vrijednost za sve operatore sistema. Međutim, one iznose svega 1,5-2 €/MWh, odnosno povećavaju

za manje od 1% troškove za utrošenu električnu energiju.

8

U narednoj tabeli prikazane su očekivane investicije po pojedinim zemljama – članicama ENTSO-E:

Tabela 2.1.– Očekivane investicije po zemljama [2]

Milijarda €

Austrija 1,1 Belgija 1,9 Bosna i Hercegovina 0,0

Bugarska 0,2 Hrvatska 0,2 Češka Republika 1,7

Kipar 0,0 Danska 1,4 Irska 3,9

Estonija 0,3 Finska 0,8 Francuska 8,8

Makedonija 0,1 Njemačka 30,1 Grčka 0,3

Mađarska 0,1 Italija 7,1 Island 0,0

Latvia 0,4 Litvanija 0,7 Luksemburg 0,3

Crna Gora 0,4 Holandija 3,3 Norveška 6,5

Poljska 2,9 Portugal 1,5 Rumunija 0,7

Srbija 0,2 Slovačka 0,3 Slovenija 0,3

Španija 4,8 Švajcarska 1,7 Švedska 2,0

Velika Britanija 19,0

Ukupno 104,0 Sa aspekta adekvatnosti prenosnog sistema postoje određene neizvjesnosti kao što je mogućnost

transporta bez zagušenja u pravcu sjever – jug, u centralnoj i južnoj Evropi, pogotovo zbog mogućeg

napuštanja njemačkog nuklearnog programa. U jugoistočnoj Evropi ove neizvjesnosti uzrokovane su

povezivanjem balkanskih zemalja i Italije podmorskim kablovima, povezivanjem Ukrajine i Turske na

evropsku mrežu i velikom planiranom izgradnjom obnovljivih izvora, u prvom redu vjetroelektrana.

TYNDP 2012 je prvi put na području ENTSO-E zemalja baziran na rezultatima „cost-benefit“

koordinisanih tržišnih i mrežnih studija.

ENTSO-E je već pokrenuo praćenje realizacije projekata iz TYNDP 2012, kao i prikupljanje podataka

za novi desetogodišnji plan TYNDP 2014. Baze podataka za novi TYNDP 2014 (PEMDB 2014)

obuhvataju i dva scenarija za 2030. godinu: Vizija 1- Usporeni napredak (eng. Slow progres) i Vizija 3

-Zelena tranzicija (eng. Green transition). Ove baze sadrže detaljne podatke o postojećim i novim

proizvodnim objektima, prognozi opterećenja, NTC vrijednostima, rezervama, itd. U narednom

periodu predviđeno je prikupljanje podataka za još dva dodatna scenarija za 2030. godinu: Vizija 2-

Nedovoljna finansijska sredstva (eng. Money rules) i Vizija 4- Zelena revolucija (eng. Green

revolution).

U cilju harmonizacije planova ENTSO-E je razvio kriterije za planiranje prenosne mreže kojih se

trebaju pridržavati svi operatori sistema, uvažavajući i specifične uslove u pojedinim nacionalnim

sistemima. Važno je napomenuti da se svi potencijalni projekti rangiraju prema sljedećim kriterijima:

projekti koji imaju uticaj na razmjenu između operatora sistema (interkonekcije) i koji će biti

vrednovani prema ENTSO-E kriterijima za planiranje;

projekti u internom sistemu koji imaju uticaj na susjedne sisteme i koji će biti podložni

planskim i internim standardima;

projekti od uticaja samo na internu mrežu, koji podliježu internim standardima i nisu

predmet zajedničkog planiranja.

9

Plan razvoja prenosnog sistema bazira se na dugoročnoj prognozi potreba za pojačanjem i

proširenjem. Proces planiranja treba da sadrži sve scenarije vezane za povećanje proizvodnih

kapaciteta zavisno od lokacije, njihovo dispečiranje, povećanje potrošnje, razmjene sa susjednim

sistemima i sl. Rezultat ovog multikriterijalnog procesa, prikazanog na sljedećem dijagramu je

identifikacija potrebnih pojačanja prenosnog sistema.

Slika 2.3.- Šematski prikaz planiranja

Planske studije zahtijevaju značajan skup pretpostavki kao što su scenariji sa različitim tehničkim i

ekonomskim uslovima i njihovim interakcijama, ekonomski rast i energetska politika države, broj i

vrsta novih proizvodnih kapaciteta, cijene goriva, cijena CO2, rast opterećenja i sl. U slučajevima

veće raspoloživosti proizvodnih kapaciteta od potrošnje, oni trebaju biti rangirani prema varijabilnoj

cijeni proizvodnje (''merit order'') pri čemu neupravljivi proizvodni objekti kao vjetroelektrane,

elektrane na sunčanu energiju (PV) i proizvodni kapaciteti sa najnižom cijenom treba da budu u

temelju dijagrama potrošnje. Tipični scenariji uzimaju u obzir dva vremenska horizonta, srednji (5

godina) i dugoročni (10 godina), za zimski i ljetni period, pri različitim vremenskim uslovima (sušna,

vlažna i prosječna hidrologija, temperatura, vjetar, insolacija).

Tehnički kriteriji za planiranje zasnivaju se na determinističkom pristupu i baziraju se na sljedećem:

Analiza trenutne topološke strukture,

Analiza ispada pojedinih elemenata prenosne mreže ili generatora uzimajući u obzir i vjerovatnoću događaja.

Plan prenosne mreže na bazi tehničkih kriterija treba da se bazira na sljedećim indikatorima:

ispadi elemenata prenosne mreže, uključujući i mogući kaskadni ispad,

preopterećenja (zagušenja) i naponske prilike,

ispad generatora ili velike potrošnje;

nivo struja kratkog spoja;

statička i tranzijentna stabilnost.

2.2. Interkonektivni dalekovodi Izgradnja podmorskog kabla (HVDC) Crna Gora - Italija i njegovo puštanje u rad, koje se očekuje

2015. godine (dodatne informacije potvrđuju da je ova godina ulaska u pogon preoptimistična),

planirano otvaranje tržišta te formiranje regionalnog tržišta električne energije i regionalnog

balansnog tržišta kao i planirane investicije u izgradnju obnovljivih izvora (vjetroelektrane) u regionu,

zahtjevaju znatna ulaganja u pojačanje i promjenu konfiguracije prenosne mreže. Otvaranje tržišta u

Evropi i djelimično na Balkanu prouzrokovalo je pojavu stvaranja tranzitnih pravaca čiji je smjer

uslovljen cijenama električne energije i veoma često je promjenljiv u toku godine. Upravo ova

10

činjenica je uzrok pojave zagušenja u prenosnim sistemima u susjednim zemljama koji imaju uticaj i

na EES BiH, što se ponajviše odražava na smanjene iznose prekograničnih kapaciteta, iako se može

reći da prenosni sistem BiH nije značajno opterećen. Navedeni razlozi predstavljaju osnovu za izradu

planova razvoja prenosnih sistema, kako unutar pojedinih zemalja, tako i regionalnih planova. Jedan

od takvih planova jeste Plan razvoja prenosne mreže na nivou jugoistične Evrope koji se bazira na

lokalnim planovima razvoja. Nažalost, u BiH plan razvoja prenosne mreže ne postoji, ali dogovori o

izgradnji interkonektivnih dalekovoda prave se u suradnji sa susjednim operatorima sistema.

Do 2016. godine, CGES zbog izgradnje HVDC-a sa Italijom planira uvođenje DV 400 kV TS Trebinje –

TS Podgorica u TS Lastva 400 kV. U TS Brezna planirana je konekcija vjetroparka. U drugom koraku

planira se izgradnja DV 400 kV TS Lastva – TS Brezna – Pljevlja. CGES predlaže izgradnju

interkonektivnog DV 400 kV Pljevlja – HE Višegrad ili Brezna – Buk Bijela. U toku je izrada studije

izvodljivosti povezivanja BiH, Crne Gore i Srbije koju finansira EBRD i koja treba da pokaže

ekonomsku isplativost izgradnje spomenutih interkonekcija. Zbog problema oko održavanja voda

Višegrad – Pljevlja, koji bi najvećim dijelom išao preko teritorije Srbije, izglednija opcija je DV 400 kV

Brezna – Buk Bijela.

Slika 2.4.- Plan izgradnje DV u Crnoj Gori

11

Nakon 2016. godine EMS, zbog problema pojave zagušenja u zapadnom dijelu Srbije, planira

podizanje TS 220 kV Bajina Bašta na 400 kV i podizanje DV 220 kV Bajina Bašta - Obrenovac na 400

kV nivo. Zbog problema rada koji donosi sadašnji spoj u krutu tačku 220 kV DV Višegrad – Bajina

Bašta – Požega – Pljevlja u Vardištu, planira se uklanjanje krute tačke Vardište podizanjem na 400 kV

DV Višegrad – Bajina Bašta i Bajina Bašta – Pljevlja.

Slika 2.5.- DV 400 kV Višegrad – Bajina Bašta

Iza 2020. godine HEP OPS, zbog izgradnje vjetroparkova ukupne instalisane snage oko 400 MW u

području Dalmacije, planira izgradnju 400 kV postrojenja TS Lika. Takođe planira podizanje

postojećeg DV 220 kV DV Brinje – Mraclin na 400 kV nivo ili izgradnju novog DV 400 kV TS Lika –

Tumbri. Umjesto dosadašnjeg plana izgradnje 400 kV DV Banja Luka – Tumbri HEP OPS predlaže

izgradnju DV 400 kV Banja Luka – Bihać – TS Lika.

Slika 2.6.- DV 400 kV Banja Luka – TS Lika

12

NOSBiH je kandidirao tri projekta u okviru „Projects of Energy Community Interest“ (PECI) pod

pokroviteljstvom Energetske zajednice, i to:

400 kV interkonekcija BiH – Crna Gora (Višegrad-Pljevlja ili Buk Bijela – Brezna, a tačna trasa

će biti određena nakon završteka odgovarajuće studije)

400 kV interkonekcija Višegrad (BiH) – Bajina Bašta (Srbija)

400 kV interkonekcija Banja Luka (BiH) – Lika (Hrvatska)

Bitno je napomenuti da su iste projekte podržali i susjedni operatori sistema.

2.1.1. Prekogranični prenosni kapaciteti

Izgradnja planiranih dalekovoda u susjednim EES kao i interkonekcija navedenih u prethodnom

poglavlju za period do 2016. godine uticaće na iznose prekograničnih prenosnih kapaciteta. U skladu

sa planovima puštanja u pogon dalekovoda u sljedećoj tabeli prikazani su procijenjeni iznosi ukupnih

prekograničnih prenosnih kapaciteta (TTC) na granici sa Crnom Gorom i Srbijom prema slj.

scenarijima:

Scenario A: Podizanje DV 220 kV Višegrad – Vardište na 400 kV nivo, odnosno puštanje u rad DV 400

kV Višegrad – Bajina Bašta (Višegrad – Bistrica - Pljevlja), DV 400 kV Bajina Bašta – Pljevlja, kao i

uvođenje DV 400 kV Trebinje – Podgorica u TS Lastvu. Nije razmatrano puštanje HVDC kabla i DV 400

kV Lastva – Pljevlja u rad.

Scenario B: Scenariju A je dodato opetrećenje HVDC kabla od 500 MW.

Scenario C: Scenariju A je dodato opetrećenje HVDC kabla od 1000 MW i uključen je DV 400 kV

Lastva – Pljevlja.

Na granici sa Hrvatskom nisu prikazani kapaciteti jer je izgradnja DV 400 kV Banja Luka – Lika

planirana za period nakon 2022. godine.

Tabela 2.2.- Ukupni prekogranični prenosni kapacitet.

Smjer 2013. A. B. C.

BA->RS 700 1000 650 550

RS->BA 700 900 900 800

BA->ME 600 850 550 450

ME->BA 600 800 250 250

13

Slika 2.7.- Ukupni prekogranični prenosni kapacitet.

Iz tabele i slike jasno je uočljivo da se stavljanjem pod opterećenje HVDC kabla prekogranični

kapaciteti smanjuju na granici prema Crnoj Gori. Ovo je naročito izraženo kod punog opterećenja

kabla (1000 MW) gdje vrijednosti prekograničnih kapaciteta padaju ispod sadašnjih vrijednosti.

Izgradnjom i puštanjem u rad HVDC kabla postaje upitna sigurnost izvoza električne energije iz BiH

prema Crnoj Gori, uvažavajući planove izgradnje proizvodnih objekata nakon 2016. godine. Posebnu

pažnju treba posvetiti izgradnji interkonekcija, DV 400 kV HE Višegrad – Bistrica - Pljevlja ili DV 400

kV Buk Bijela – Brezna, čime bi se otklonila spomenuta zagušenja i omogućio izvoz električne energije

iz BiH u Italiju.

Na slikama 2.8 i 2.9 prezentirani su tokovi snaga i naponske prilike na 400 kV mreži EES-a BiH u

maksimalnom režimu 2023. godine, za dva razmatrana scenarija razmjene:

- Scenario 1: BiH uvozi 167 MW

- Scenario 2: BiH izvozi 750 MW

0

200

400

600

800

1000

1200

BA->RS RS->BA BA->ME ME->BA

2013 A. B. C.

14

Slika 2.8 – Očekivani tokovi snaga u EES BiH – Režim maksimalnog opterećenja 2023.(Scenario 1: BiH uvozi 167 MW)

15

Slika 2.9 – Očekivani tokovi snaga u EES BiH – Režim maksimalnog opterećenja 2023.(Scenario 2: BiH izvozi 750 MW

3. INFORMACIJE O STANJU ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA

3.1. Stanje integracije vjetroelektrana u elektroenergetski sistem BiH Na osnovu Indikativnog plana razvoja proizvodnje i rezultata studije „Analiza integracije

vjetroelektrana u elektroenergetski sistem i tržišna pravila“ i provedene rasprave, Nezavisni operator

sistema u BiH je izradio, a DERK prihvatio i odobrio, procjenu granične snage priključenja

vjetroelektrana na prenosnu mrežu prema kojoj je, sa aspekta potrebne regulacione snage, u

zavisnosti od instalisanih vjetroelektrana za priključak na prenosnu mrežu BiH odobren iznos

instalisane snage vjetroelektrana do 350 MW.

U skladu sa predloženim i prihvaćenim principom da se raspodjela procijenjene granične snage

vjetroelektrana između entiteta bazira na proporcionalnom udjelu instalisanih kapaciteta entiteta u

ukupnoj instalisanoj snazi elektroenergetskog sistema BiH, definisano je da taj udio za Federaciju BiH

iznosi do 230 MW, odnosno za Republiku Srpsku do 120 MW.

Federalno ministarstvo energije i rudarstva i industrije je dopisom 05-17-2760/12 od 02.10.2012.

godine dostavilo listu investitora sa kojima treba provesti proceduru priključenja vjetroelektrana na

mrežu:

1. Koncig d.o.o. Posušje VE Debelo Brdo (54,6 MW),

2. JP Elektroprivreda HZ HB d.d. Mostar – VE Mesihovina (55 MW),

3. JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo – VE Podveležje (48 MW),

4. Vran-Dukić d.o.o., Tomislavgrad – VE Gradina – prva faza do kraja 2014. God (26 MW),

5. HB Wind d.o.o., Livno – VE Orlovača (42 MW).

Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva Republike Srpske je dopisom 05.05/312-146/12 od

06.03.2012. godine, dostavilo listu investitora koji će, na prostoru RS do kraja 2020. godine priključiti

vjetroelektrane na VN mrežu BiH:

1. Elektroprivrede Republike Srpske snage 50 MW(tačna lokacija će biti naknadno definisana),

2. EOL Prvi d.o.o. , VE Trusina (51 MW).

Ubrzo potom, Elektroprenos a.d. Banja Luka je izdalo načelne saglasnosti za šest vjetroelektrana,

nakon čega su izdati projektni zadaci za izradu elaborata o priključku za sljedeće objekte;

1. Koncig d.o.o. Posušje VE Debelo Brdo (54,6 MW),

2. JP Elektroprivreda HZ HB d.d. Mostar – VE Mesihovina (55 MW),

3. JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo – VE Podveležje (48 MW),

4. Vran-Dukić d.o.o., Tomislavgrad – VE Gradina – prva faza do kraja 2014. god (26 MW),

5. HB Wind d.o.o., Livno – VE Orlovača (42 MW),

6. EOL Prvi d.o.o. , VE Trusina (51 MW).

Prema dostavljenim podacima, i projektnim zadacima, godina ulaska u pogon za sve vjetroelektrane

je 2014.

17

3.2. KTG Zenica Investitor KTG Zenica d.o.o. predao je na reviziju Elaborat tehničkog rješenja priključka

termoelektrane-toplane KTG Zenica na prenosnu mrežu, a koji je napravljen na osnovu Projektnog

zadatka NOSBiH broj 06-2293/12 od 09.08.2012. godine za presječnu godinu 2014. (godina ulaska u

pogon). TE-TO KTG Zenica ima instalisanu snagu 387,5 MW, a kao pogonsko gorivo će koristiti plin.

Kombi postrojenje će se sastojati od dvije plinske turbine snage 2x126 MW i jedne parne turbine

snage 135,5 MW.

S obzirom da do dana objavljivanja Indikativnog plana razvoja proizvodnje 2014-2023. nije

usaglašena finalna verzija Elaborata, u skladu sa članom 4.1.3. Mrežnog kodeksa, objekat TE-TO KTG

Zenica nije bilansiran u ovom planu.

3.3. Integracija obnovljivih izvora na distributivnoj mreži NOSBIH je od entitetskih regulatornih komisija i elektroprivreda zatražio podatke o izvorima priključenim na distributivnu mrežu, u cilju prezentacije što realnije slike elektroenergetskog sistema Bosne i Hercegovine, te radi sumiranja navedenih podataka na jedno mjesto. S obzirom da su samo elektroprivrede dostavile podatke, u nastavku dat je pregled osnovnih karakteristika distribuiranih izvora. Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg Bosne na svojoj distributivnoj mreži ima priključenih 5 malih hidroelektrana ukupne instalisane snage 3,92 MW koje su u 2011. godini proizvele 6,3 GWh, dok je plan za 2012.godinu iznosio 10,6 GWh. Elektroprivreda Bosne i Hercegovine, na svoju distributivnu mrežu, ima priključeno blizu 104 MW. Odnosno, oko 40 malih hidroelektrana ukupne instalisane snage 42,73 MW, 8 elektrane na sunčevu energiju ukupne instalisane snage 476 kW, te tri energane čija instalirana snaga iznosi 60,78 MW (realni vrhovi snage su znatno manji). Nadalje, prema podacima koje je dostavila Elektroprivreda BiH, u predstojećem periodu (2013-2014.), na distributivnu mrežu EP BiH treba biti priključeno 58,86 MW. Na distributivnu mrežu Elektroprivrede Republike Srpske priključeno je oko 10 malih hidroelektrana ukupne instalisane snage 28 MW, koje u 2013. godini planiraju proizvesti 109,33 GWh. Dakle, na distributivnu elektroenergetsku mrežu BiH priključeno je 75 MW obnovljivih izvora (mHE, VE, SE). Osim toga, priključene su dvije veće hidroelektrane; HE Trebinje 2 - snage 8 MW (ERS), te HE Jajce 2 - snage 30 MW (EP HZHB), tj. ukupno 113 MW.

3.4. Pregled broja i snage prijavljenih planiranih kapaciteta Prvi Indikativni plan razvoja proizvodnje objavljen je u novembru 2006. godine, a do objavljivanja

ovog plana, svih sedam dosadašnjih planova odobrio je DERK. Svaki indikativni planu sadrži listu

novih prijavljenih kapaciteta sa osnovnim karakteristikama (broj agregata, snaga agregata,

instalirana snaga, godišnja proizvodnja, godinu ulaska u pogon, te listu saglasnosti nadležnih organa).

U ovom poglavlju dat je uvid u dosadašnje registre novih objekata (2006-2013).

Bilansirani kapaciteti su elektroenergetski objekti koji su zadovoljili kriterije bilansiranja propisane

Mrežnim kodeksom, odnosno objekti koji imaju;

18

1. prihvaćen (revidiran) elaborat o priključku na prenosnu mrežu, te

2. ugovor o koncesiji.

Nebilansirani kapaciteti predstavljaju objekte koji ne zadovoljavaju oba navedena kriterija, te su na

izvjestan način lista zainteresiranih investitora i investicija.

Tablela 3.1. i Slika 3.1.daju prikaz zbirne snage svih prijavljenih objekata (bilansiranih i nebilansiranih)

po vrsti elektrane iz dosadašnjih IPRP. Poglavlje 8 daje detaljniju analizu bilansiranih kapaciteta.

Tabela 3.1. – Pregled instaliranih snaga prijavljenih objekata u prethodnim indikativnim planovima razvoja proizvodnje razvrstanih po vrsti objekta (MW)

2007- 2016

2008- 2017

2009- 2018

2010- 2019

2011- 2020

2012- 2021

2013- 2022

2014- 2023

Termoelektrane 2830 2830 3665 3775 2240 2800 3248 3548

Hidroelektrane 1716 1742 1888 2024 1941 2557 2221 2099

Vjetroelektrane 610 610 740 1271 3015 2559 2804 2714

Elektrane na biomasu 0 0 0 0 10 10 10 21

Elektrane na sunčevu energiju 0 0 0 0 0 0 10 10

Slika 3.1 – Ukupna instalisana snaga prijavljenih projekata termoelektrana, hidroelektrana i vjetroelektrana iz dosadašnjih IPRP (objavljenim u periodu 2006 – 2013)

Slika 3.2. daje prikaz ukupne prijavljene instalisane snage, odnosno broja prijavljenih projekata

vjetroelektrana u Bosni i Hercegovini. Vrijedi napomenuti da do danas nije bilansirana nijedna

vjetroelektrana.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

TE

HE

VE

19

Slika 3.2 – Ukupna instalisana snaga i broj prijavljenih projekata vjetroelektrana iz dosadašnjih IPRP (objavljenim u periodu 2006 – 2013.)

0

10

20

30

40

50

60

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2007-2016 2008-2017 2009-2018 2010-2019 2011-2020 2012-2021 2013-2022 2014-2023

Ukupna instalisana snaga VE (MW) Broj prijavljenih projekata

20

4. OSTVARENJE ELEKTROENERGETSKOG BILANSA U 2012. GODINI U Tabelama 4.1, 4.2. i 4.3. prikazani su relevantni podaci o ostvarenju elektroenergetskog bilansa u

2012. godini po mjesecima na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine.

U odnosu na ostvarenje bilansa 2009. 2010. i 2011. godine, ostvarenje bilansa 2012. godine na

prenosnoj mreži [3] pokazuje slijedeće:

Postignut je pad proizvodnje na prenosnoj mreži EES BiH u odnosu na prethodnu godinu za daljnjih

10,7% i podbačaj plana proizvodnje za 2012.godinu u iznosu od 8,6%;

Proizvodnja HE u 2012. godini u odnosu na 2011. godinu je ponovo smanjena i to za 11,2%, a to

smanjenje proizvodnje u HE 2011/2010. je bilo 45,5%. Proizvodnja HE u 2010. godini, u odnosu na

2009. godinu, bila je veća za 32,1%, sličan je bio porast 2009. u odnosu na 2008. godinu u iznosu od

30% što je rezultiralo ukupnom dvogodišnjem povećanju proizvodnje od 70,5%. Ovo ponovo ukazuje

na značajne hidrološke oscilacije;

Proizvodnja TE u 2012. godini u odnosu na 2011. godinu je takodje manja i to za 10,4%. Ako se uzme

u obzir da je proizvodnja TE u 2011. godini u odnosu na 2010. godinu bila značajno veća i to za 22,4%

može se zaključiti da su TE značajno doprinjele energetskom bilansu u BiH.

Suficit električne energije na prenosnoj mreži u 2012. godini je iznosio samo 6.618 MWh. 2011.

godine se suficit smanjio na 1.491 GWh (u prethodnim godinama se kretao izmedju 605,8 u 2007

godini i 4084,6 GWh u 2010. godini. Interesantan je bilans električne energije po mjesecima: 2010.

godine bilans EES BiH je bio negativan u dva mjeseca (juli, avgust), 2011. godine je negativan u tri

mjeseca (septembar, novembar i decembar), a ove godine u sedam mjeseci;;

U ostvarenju elektroenergetskog bilansa u 2012. godini bilježi se minimalno povećanje potrošnje

električne energije za 0,1%. Najveće smanjenje potrošnje je bilo u 2009. godini u iznosu od 4,87%,

dok je 2011. godine zabilježeno povećanje potrošnje za 3,6%. Za razliku od prošle godine kada su

direktno priključeni potrošači imali porast potrošnje i to izmedju 10 – 12% po elektroprivredama, ove

godine je zabilježena stagnacija. Generalno, potrošnja u predhodnih pet godina, uz neke oscilacije,

ima blagi porast da bi se ove godine zadržala na nivou potrošnje za 2011. godinu. Sagledavajući

potrošnju prema planu za 2012. Godinu, ona predstavlja 95,5% planirane potrošnje.

Vršna satna snaga konzuma na prenosnoj mreži u 2012. godini iznosila je 2143 MW što je

zanemarivo smanjenje u odnosu na 2011. godinu (7 MW), a smanjenje za 1,4% u odnosu na 2010.

godinu (2173 MW), kada je vršna satna snaga bila najveća u dosadašnjem periodu.

Na osnovu ostvarenog bilansa elektroenergetskog sistema BiH 2012. godine i dalje se može

konstatovati smanjenje proizvodnje električne energije, kao 2007. godine – oba puta uzrokovano

nepovoljnim hidrološkim uslovima. Potrošnja 2012. godine stagnira u odnosu na predhodne dvije

godine kada se bilježio blagi porast te je dostignuta vrijednost iz 1990. Godine, međutim s naglašeno

drugačijom raspodjelom potrošača – u ovim godinama glavni potrošači su domaćinstva.

21

Tabela 4.1.- Bilans električne energije na prenosnoj mreži

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2012 2012/2011

Proizvodnja električne energije na prijenosnoj mreži

(1) HE 274,905 287,495 315,917 586,914 461,234 301,988 202,084 185,168 146,759 200,234 303,864 541,375 3,807,936 88.8%

(2) TE 863,041 731,755 770,872 582,143 659,556 640,702 651,754 671,572 719,051 740,650 652,457 742,177 8,425,730 89.6%

(3) Proizvodnja UKUPNO (1+2) 1,137,946 1,019,250 1,086,788 1,169,057 1,120,791 942,690 853,838 856,740 865,809 940,884 956,320 1,283,553 12,233,666 89.3%

(4) Enegija primljena iz distributivne mreže 952 1,096 4,407 6,579 9,164 3,323 1,136 1,256 611 601 3,619 4,829 37,573 189.8%

Potrošnja električne energije sa prijenosne mreže

(5) Ditsributivne kompanije 907,018 906,844 778,791 717,903 693,980 677,560 731,508 734,216 680,627 749,075 767,517 901,387 9,246,427 100.1%

(6) Direktno priključeni potrošači *

222,168 198,208 222,500 221,487 227,077 218,988 220,561 222,691 216,626 216,680 205,331 214,196 2,606,514 98.7%

(7) Prijenosni gubici 32,910 32,465 23,166 24,267 21,925 19,956 24,664 27,374 24,426 25,048 23,472 28,464 308,138 95.1%

(8) Pumpni rad 34,094 31,877 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 65,970 308.2%

(9) Potrošnja UKUPNO (5+6+7+8) 1,196,190 1,169,394 1,024,457 963,657 942,982 916,504 976,733 984,281 921,679 990,803 996,320 1,144,047 12,227,049

Bilans električne energije na prijenosnoj mreži

(10) Bilans (3-9) -58,245 -150,144 62,331 205,399 177,808 26,186 -122,895 -127,540 -55,870 -49,919 -40,000 139,506 6,618

* Uključujući potrošnju kvalifikovanih kupaca

%MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh

22

Tabela 4.2.- Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži


MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh %

HE Jablanica 32,368 26,110 32,650 100,590 70,329 49,250 34,123 35,346 33,383 35,869 45,936 55,984 551,938 92.22%

HE Grabovica 14,017 12,150 14,436 39,577 24,940 17,316 12,216 11,738 12,172 14,360 18,951 22,641 214,514 96.85%

HE Salakovac 16,445 13,617 20,837 66,068 39,458 20,627 11,269 10,295 10,797 23,000 34,493 40,794 307,702 109.28%

HE Višegrad 41,652 58,348 107,826 163,858 133,466 76,958 42,636 29,718 15,008 35,966 46,084 106,324 857,844 119.58%

HE Trebinje 1 22,484 17,057 11,968 5,406 33,650 7,694 20,418 23,822 17,522 5,643 36,891 56,244 258,799 68.40%

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

HE Dubrovnik (G2) 49,668 53,390 24,942 26,601 43,303 0 0 0 0 0 0 0 197,904 36.53%

HE Bočac 10,540 9,204 28,660 31,302 36,871 18,796 9,963 8,184 6,914 10,772 11,080 26,269 208,556 119.54%

HE Rama 30,438 31,568 22,233 37,745 7,580 67,122 45,370 43,744 29,747 32,920 11,145 8,726 368,339 51.73%

HE Mostar 11,762 9,746 14,875 35,228 23,595 13,694 8,985 8,063 8,248 15,262 21,313 25,014 195,783 107.35%

HE Jajce 1 11,474 7,786 23,951 28,691 28,769 20,479 11,561 7,149 6,814 9,782 15,693 28,284 200,432 117.79%

HE Jajce 2* 4,801 4,144 8,303 9,474 9,836 6,978 4,850 4,226 4,082 4,527 4,860 8,210 74,290 103.68%

PHE Čapljina 28,834 42,508 1,288 25,671 306 1,536 556 2,884 2,072 9,911 48,054 124,387 288,007 175.78%

HE Peć-Mlini 420 1,868 3,947 8,592 5,348 1,443 138 0 0 828 3,210 13,766 39,561 94.45%

HE Mostarsko Blato** 0 0 0 8,111 3,785 95 0 0 0 1,392 6,154 24,732 44,268 127.63%

HIDROELEKTRANE 274,905 287,495 315,917 586,914 461,234 301,988 202,084 185,168 146,759 200,234 303,864 541,375 3,807,936 88.76%

TE Tuzla 334,984 246,592 239,723 248,071 227,985 159,966 217,914 256,383 208,068 228,254 156,180 183,904 2,708,025 72.43%

TE Kakanj 184,828 164,376 204,916 96,414 228,189 223,861 251,254 245,287 266,787 172,735 212,933 214,425 2,466,005 111.27%

TE Ugljevik 187,274 170,764 168,372 90,112 49,032 150,854 182,586 169,902 179,960 167,832 139,984 180,382 1,837,054 100.05%

TE Gacko 155,955 150,023 157,860 147,546 154,350 106,022 0 0 64,235 171,829 143,359 163,467 1,414,645 87.67%

TERMOELEKTRANE 863,041 731,755 770,872 582,143 659,556 640,702 651,754 671,572 719,051 740,650 652,457 742,177 8,425,730 89.59%

PROIZVODNJA 1,137,946 1,019,250 1,086,788 1,169,057 1,120,791 942,690 853,838 856,740 865,809 940,884 956,320 1,283,553 12,233,666 89.33%

*Energija se isporučuje na distributivnu mrežu

**Energija proizvedena u testnom radu

PROIZVODNJA

23

Slika 4.1 - Struktura proizvodnje po mjesecima u 2012. godini

24

Tabela 4.3.- Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži


MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh %

Elektrokrajina 181.193 189.042 156.390 141.540 133.593 129.781 136.049 133.051 125.853 144.654 152.924 183.758 1.807.828 100,7%

Elektrodoboj 56.769 56.804 48.777 45.208 48.899 48.423 51.782 51.575 47.878 51.949 48.375 52.016 608.454 97,8%

Elektrobijeljina 63.115 63.298 54.935 50.419 48.594 48.117 52.271 53.028 47.732 55.060 56.043 61.232 653.844 98,7%

Elektrodistribucija Pale 32.625 32.274 27.795 23.525 21.407 20.525 21.728 22.504 22.387 24.786 25.540 29.740 304.837 98,7%

Elektrohercegovina 21.090 19.553 17.557 16.164 14.722 13.828 14.896 15.074 13.681 14.923 15.830 17.436 194.754 97,9%

RiTE ERS (Ugljevik i Gacko) 704 719 943 1.090 1.082 1.327 988 1.096 1.985 604 1.495 456 12.489 87,8%

ERS 355.496 361.690 306.396 277.946 268.297 262.000 277.716 276.328 259.516 291.976 300.208 344.638 3.582.206 99,4%

ED Sarajevo 132.800 130.599 117.167 106.214 102.190 98.799 103.752 103.082 99.536 109.136 115.230 135.774 1.354.279 100,8%

ED Tuzla 95.610 91.487 87.192 83.317 87.558 77.109 85.188 84.899 80.021 86.373 83.718 93.051 1.035.524 103,4%

ED Zenica 85.632 82.705 76.809 71.821 72.074 69.957 73.274 73.765 71.718 77.886 78.330 90.628 924.600 99,3%

ED Mostar 20.997 19.560 16.487 15.082 14.191 15.597 17.864 17.799 14.945 15.889 17.108 20.375 205.896 100,7%

ED Bihac 38.926 40.377 35.081 34.613 33.534 33.658 38.609 39.577 35.022 37.323 34.495 39.588 440.803 97,0%

Direktni potrošači 34.255 28.456 37.332 40.976 40.372 40.048 38.427 40.870 40.094 35.979 34.884 37.507 449.201 106,8%

EPBiH 408.221 393.184 370.068 352.023 349.919 335.169 357.114 359.993 341.336 362.587 363.766 416.924 4.410.303 101,3%

ED Hercegovačko-Neretvanska 55.940 56.565 40.726 38.811 33.419 36.488 42.739 43.455 35.583 35.670 39.779 55.487 514.661 103,0%

ED Zapadnohercegovačka 32.847 32.471 26.984 25.955 22.597 23.648 25.478 26.621 22.252 24.442 26.136 32.012 321.443 101,1%

ED Herceg Bosanska 14.986 14.615 12.609 12.039 11.451 11.006 11.909 12.198 10.880 11.751 12.336 15.005 150.786 98,9%

ED Srednja Bosna 32.168 32.243 27.022 22.600 21.795 23.497 26.409 27.377 25.760 27.746 27.742 30.571 324.931 95,9%

ED Posavska 10.035 10.469 8.736 9.269 8.071 8.090 8.842 9.220 7.858 8.673 9.389 10.751 109.403 103,9%

Direktni potrošači 112.809 96.554 95.065 93.021 111.223 105.613 106.746 106.325 102.547 105.597 96.951 101.833 1.234.283 92,9%

EPHZHB 258.785 242.917 211.142 201.695 208.555 208.342 222.123 225.195 204.880 213.879 212.333 245.660 2.655.507 96,8%

Aluminij (kvalifikovani kupac) 74.400 72.480 89.160 86.400 74.400 72.000 74.400 74.400 72.000 74.500 72.000 74.400 910.540 103,9%

BSI Jajce (kvalifikovani kupac) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0%

Distrikt Brčko 32.284 34.782 24.525 21.327 19.886 19.036 20.716 20.992 19.522 22.812 24.541 33.961 294.384 97,2%

Potrošnja na prijenosnoj mreži 1.129.186 1.105.052 1.001.291 939.390 921.057 896.548 952.069 956.907 897.253 965.755 972.848 1.115.583 11.852.941 103,3%

Pumpni rad PHE Čapljina 34.094 31.877 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 65.970 308,2%

Preuzimanje sa prijenosne mreže 1.163.280 1.136.929 1.001.291 939.390 921.057 896.548 952.069 956.907 897.253 965.755 972.848 1.115.583 11.918.911 100,1%

POTROŠNJA

25

U Tabeli 4.4. prikazani su podaci o mjesečnim maksimalnim i minimalnim dnevnim potrošnjama

električne energije u 2012. godini.

Tabela 4.4.- Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u 2012. godini

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

Januar 2,028 17.01.2012. 17 1,108 23.01.2012. 4 40,726 31.01.2012. 36,023 01.01.2012.

Februar 2,143 10.02.2012. 18 1,110 26.02.2012. 4 44,044 10.02.2012. 36,260 26.02.2012.

Mart 1,861 07.03.2012. 19 952 26.03.2012. 3 36,733 09.03.2012. 29,710 25.03.2012.

April 1,752 10.04.2012. 20 897 30.04.2012. 3 34,594 14.04.2012. 29,493 29.04.2012.

Maj 1,670 16.05.2012. 20 871 02.05.2012. 3 33,626 17.05.2012. 29,020 06.05.2012.

Juni 1,655 21.06.2012. 14 833 03.06.2012. 5 33,771 21.06.2012. 28,788 03.06.2012.

Juli 1,660 09.07.2012. 14 957 23.07.2012. 4 33,597 20.07.2012. 30,363 22.07.2012.

August 1,718 18.08.2012. 20 938 20.08.2012. 4 34,218 18.08.2012. 29,640 19.08.2012.

Septembar 1,692 26.09.2012. 19 938 03.09.2012. 3 32,303 13.09.2012. 30,047 09.09.2012.

Oktobar 1,897 25.10.2012. 19 912 08.10.2012. 3 36,045 30.10.2012. 29,802 07.10.2012.

Novembar 1,860 11.11.2012. 18 949 05.11.2012. 3 35,488 20.11.2012. 32,066 04.11.2012.

Decembar 2,054 13.12.2012. 17 996 02.12.2012. 3 40,789 13.12.2012. 33,785 02.12.2012.

MAX SATNA POTROŠNJA MIN SATNA POTROŠNJAMAX DNEVNA

POTROŠNJA

MIN DNEVNA

POTROŠNJA

Slika 4.2.- Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u 2012. godini

U Tabeli 4.5. i pripadajućim dijagramima prikazani su dnevni izvještaji za 10.02.2012. godine kao

dan u kome je postignuta vršna satna snaga konzuma na prenosnoj mreži, i dnevni izvještaj za

03.06.2012. godine kada je postignuto minimalno satno opterećenje konzuma na prenosnoj

mreži. Može se konstatovati da i dalje postoji relativno nepovoljan odnos maksimalnih i

minimalnih satnih vrijednosti opterećenja konzuma BiH na prenosnoj mreži i to ne samo između

sezonskih vrijednosti, već i između satnih vrijednosti u toku jednog dana.

U danu kada je postignuto vršno opterećenje konzuma, odnos satnog maksimalnog i minimalnog

opterećenja iznosi 1,53 (2143/1399). U danu u kome je postignuto minimalno opterećenje ovaj

odnos je 1,80 (1496/833).

26

Ista tabela sa pripadajućim dijagramima daje i pregled Max. i Min. dnevnog opterećenja u

2012.godini.

Tabela 4.5.- Karakteristične potrošnje električne energije u 2012. godini

MWh Dan Sat MWh Dan Sat MWh Dan MWh Dan

2,143 10.02.2012. 18:00 833 03.06.2012. 5:00 44,044 10.02.2012. 26,879 01.05.2012.

Max satna potrošnja Min satna potrošnja Max dnevna Min dnevna

Slika 4.3.- Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2012. godini

Max opterećenje Max potrošnja Min opterećenje Min potrošnja

1.399MW 1.399 MW

2.143 MW 2.143MW

1.496 MW 1.399 MW

833 MW 895 MW

MW

27

5. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BOSNI I

HERCEGOVINI U PROTEKLOM PERIODU U Tabeli 5.1. prikazani su podaci o proizvodnji i potrošnji električne energije, a Tabeli 5.2. bilansi

snaga za maksimalno satno opterećenje konzuma BiH u periodu 2002-2012. godina prema

godišnjim izvještajima koje je pripremio NOSBiH (do jula 2005. godine ZEKC).

Izgled tabela je prilagođen potrebama Indikativnog plana razvoja proizvodnje, jer u proteklom

periodu za neke godine NOSBiH (ZEKC) nije raspolagao detaljnim statističkim podacima o

ukupnoj potrošnji pojedinih kategorija potrošača (to je i sada vezano za potrošače u kategoriji

„javna rasvjeta“). Potrebno je napomenuti da je uključivo sa 2012. godinom rubrika obnovljivih

izvora priključenih na mrežu prenosa ostala prazna.

U Tabeli 5.3. za prenosni sistem Bosne i Hercegovine prikazani su karakteristični godišnji

pokazatelji za period 2002 – 2012. god.

Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2012. godina na

godišnjem nivou, prema izvještajima NOSBiH-a, prikazana je na dijagramu Slika 5.1.

28

Tabela 5.1.

R.b. Godina

Pozicija

Ostvareno

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

1 Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (MWh) 9,147,770 9,734,965 10,140,892 10,662,510 10,796,667 10,870,500 11,338,800 10,786,500 11,468,900 11,879,700 11,852,941

2 Godišnji stopa rasta potrošnje (%) -0.39 6.42 4.17 5.14 1.26 0.68 4.31 -4.87 6.33 3.58 -0,25

3 Industrijska potrošnja (%) 38.1 32.1 35.9

4 Transport (%) 0.9 1.0 1.3

5 Ostala potrošnja (%)

17.6 19.0 19.1

6 Domaćinstva (%)

43.4 48.0 43.9

7 Javna rasvjeta (%)

8 Proizvodnja iz obnovljivih izvora na VN (MWh)

9 Proizvodnja na distributivnoj mreži (MWh) 311,000 247,300 299,500 324,700 349,749 361,000 526,900 87,800 84,300 19,791 37,573

10 Proizvodnja na prenosnoj mreži (MWh) 10,473,820 10,992,488 12,415,287 12,393,225 13,277,084 11,800,400 13,270,200 13,994,900 15,553,500 13,694,919 12,233,666

11 Ukupna proizvodnja (MWh) 10,784,820 11,239,788 12,714,787 12,717,925 13,626,833 12,161,400 13,797,100 14,082,700 15,637,800 13,714,710 12,271,239

12 Gubici na prenosnoj mreži (MWh) 267,850 294,844 321,292 383,705 311,071 312,000 326,500 306,100 337,900 324,169 308,138

13 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (1) (%) 2.93 3.03 3.17 3.60 2.88 2.87 2.88 2.84 2.95 2.73 2,60

14 Pumpni rad 12,400 0.00 0.00 2,200.00 21,403.00 65,970

15 Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži (1+12+14) 9,415,620 10,029,809 10,462,184 11,046,215 11,107,738 11,194,900 11,665,300 11,092,600 11,809,000 12,203,869 12,227,048

16 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (10) (%) 2.56 2.68 2.59 3.10 2.34 2.64 2.46 2.19 2.17 2.37 2,52

17 BILANS NA PRENOSNOJ MREŽI (10-15) (MWh) 1,058,200 962,679 1,953,103 1,347,010 2,169,346 605,500 1,604,900 2,902,300 3,744,500 1,491,050 6,618

29

Tabela 5.2

R.b. Godina

Pozicija

Ostvareno

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

18 Vršna snaga konzuma na prenosnij mreži (MW) 1741 1854 1879 2005 2019 2078 2117 2033 2173 2150 2143

19 Angažovana snaga izvora na mreži prenosa (MW)* 2141 2074 2598 2446 1707 2206 2435 2273 2870 1956 1820

20 Potrebna snaga primarne rezerve (MW)** 12 12 12 13 13 14 14 14 14 14 14

21 Potrebna snaga sekundarne rezerve (MW)** 50 53 53 56 57 58 59 57 59 59 59

22 Potrebna snaga tercijerne rezerve (MW)** 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

23 BILANS (19-18) (MW) 400 220 719 441 -312 128 318 240 697 -194 -323

* - u vrijeme postizanja vršne snage konzuma

** - za integrisani sistem (do septembra 2004. godine, sistem BiH radio je u dvije sinhrone zone)

Tabela 5.3

R.b. Godina

Pozicija

Ostvareno

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

24 Faktor godišnjeg opterećenja konzuma BiH - mg 0.60 0.60 0.61 0.61 0.61 0.60 0.61 0.61 0.61 0.63 0.63

25 Vrijeme iskorištenja maks. god. opterećenja Tg(h) 5254 5251 5397 5318 5348 5231 5356 5306 5277 5526 5531

26 Srednje godišnje opterećenje Pg (MW) 1044 1111 1154 1217 1232 1241 1291 1231 1309 1356 1353

30

Slika 5.1.- Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2012. godina na godišnjem nivou

31

6. ENERGETSKI BILANS I TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH

KAPACITETA U Tabelama 6.1. i 6.2. prikazani su tehnički parametri elektroenergetskih izvora priključenih na

prenosnu mrežu, a u tabelama 6.3., 6.4. i 6.5. planski bilansi električne energije za 2013. godinu [4].

Planirana proizvodnja na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine u 2013. godini iznosi 13.836,9 GWh i

manja je za 1.603,20 GWh u odnosu na realizovanu proizvodnju u 2012. godini, odnosno, predviđa se

smanjenje proizvodnje za 13,1% u odnosu na ostvarenje u protekloj godini.

Tabela 6.1.- Hidroelektrane

Sliv Naziv

objekta

Br.

agr

.

Instalisana

snaga

agregata

Max snaga

na mreži

prenosa

Protok Kote Akumulacij

a SGP

Planirana

proizvodnj

a u 2013.

na mreži

prenosa

(MW) (MW) (m3/s) (m) (GWh/hm3) (GWh) (GWh)

Trebišnjica

Trebinje I 3 2x54+1x63 171 3x70 352-402

1010,7/107

4,6

370-

420 368.3

Dubrovnik* 2 2x108 108 2x48,5 288-295 8,02/9,30 1168 531.3

Čapljina 2 2x220 440 2x112,5 224-231,5 3,43/6.47 400 183.5

Neretva

Rama 2 2x80 160 2x32 536-595 530,8/466 731 497.0

Jablanica 6 6x30 180 2x30+4x

35 235-270 127,7/288 792 704.5

Grabovica 2 2x57 114 2x190 154,5-159,5 2,9/5 342 282.2

Salakovac 3 3x70 210 3x180 118,5-123 5,3/16 593 401.2

Mostar 3 3x24 72 3x120 74-76,5 0,4/6 310 238.0

Vrbas Jajce I 2 2x30 60 2x30 425,8-427,1 2 247 218.2

Bočac 2 2x55 110 2x120 254-282 5,09/42,9 307 273.9

Drina Višegrad 3 3x105 315 3x270 330,5-336 10,0/101,0 1108 909.2

Lištica Mostarsko

blato 2 2x30 60 2x18

86.0

Tihaljina Peć-Mlini 2 2x15,3 30.6 2x15 249-252 0,2/0,74 72-80 72.0

2030.6

4.765.3 *) – Bilansira se samo G2

Tabela 6.2.- Termoelektrane

Naziv

objekta

Oznaka

bloka

Instalisan

a snaga

agregata

Maksimaln

a snaga na

mreži

prenosa*)

Tehnički

minimu

m

Prividna

snaga Vrsta

uglja

Specifična

potrošnja*)

Moguća

proizvodnja**)

Planirana

proizvodnj

a u 2013.

na mreži

prenosa

(MW) (MW) (MW) (MVA) (kJ/kWh) (GWh) (GWh)

Tuzla 2 G3 100 85 60 118 LM 14,400 462.00

Tuzla 3 G4 200 175 125 235 LM 12,150 1078.00

Tuzla 4 G5 200 180 125 235 LM 12,200 1078.00

Tuzla 5 G6 215 190 115 253 M 11,810 1103.00

TUZLA 715 630

921

3721.00 3.439.1

Kakanj 3 G5 110 95 60 125 M 11,700 627.00

Kakanj 4 G6 110 85 55 137.5 M 14,433 478.00

Kakanj 5 G7 230 205 140 270.5 M 12,260 1227.00

KAKANJ 450 385

693

2332.00 2386.1

GACKO G1 300 276 180 353 L 11,520 1149.40 1.646.4

UGLJEVIK G1 300 279 155 353 M 11,470 1457.70 1.600.0

1560

8660.10 9.071.6 *) - ''Studija elektroenergetskog sektora u BiH'' - Modul 3 **) - Za F BiH ''Strateški plan i program razvoja energetskog sektora F BiH (Vlada F BiH), za RS ostvarenje 2007.

32

Tabela 6.3.- Proizvodnja na mreži prenosa

(GWh) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII UKUPNO

HE Rama 40,0 40,0 40,0 25,0 25,0 42,0 55,0 45,0 45,0 55,0 45,0 40,0 497,0

HE Mostar 25,0 21,0 27,0 30,0 20,0 12,0 10,0 9,0 12,0 20,0 25,0 27,0 238,0

CHE Čapljina 28,0 28,0 26,0 20,0 7,5 3,0 0,0 0,0 0,0 15,0 26,0 30,0 183,5

HE Peć-Mlini 11,0 11,0 10,0 9,0 5,0 2,0 1,0 1,0 1,0 2,0 7,0 12,0 72,0

HE Jajce 1 20,0 19,0 23,0 29,0 25,0 15,2 12,0 10,0 10,0 14,0 18,0 23,0 218,2

HE Mostarsko blato 15,0 14,0 12,0 12,0 9,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,0 6,0 15,0 86,0

Ukupno EP HZ HB 139,0 133,0 138,0 125,0 91,5 74,2 78,0 65,0 68,0 109,0 127,0 147,0 1.294,7

HE Jablanica 71,9 66,8 70,7 90,2 68,4 42,3 34,3 35,2 39,1 63,1 54,7 67,7 704,5

HE Grabovica 28,4 26,8 28,5 35,6 27,6 16,6 12,9 13,0 14,6 24,8 24,4 29,1 282,2

HE Salakovac 41,3 39,1 42,3 54,6 43,3 22,8 14,1 13,2 16,1 32,4 36,9 45,2 401,2

Ukupno HE 141,6 132,7 141,4 180,4 139,2 81,7 61,3 61,4 69,8 120,3 116,0 142,0 1.387,9

TE Tuzla 272,6 276,3 232,9 235,4 243,2 321,8 312,2 333,3 230,0 292,4 340,7 348,3 3.439,1

TE Kakanj 234,0 211,3 180,2 177,5 180,2 107,1 196,0 224,5 221,9 204,6 211,7 237,2 2.386,1

Ukupno TE 506,6 487,7 413,2 412,8 423,4 428,9 508,2 557,8 451,8 497,0 552,3 585,5 5.825,2

Ukupno EP BiH 648,2 620,4 554,6 593,2 562,7 510,6 569,5 619,2 521,6 617,3 668,4 727,5 7.213,1

HE Trebinje 1 19,7 39,0 44,2 43,7 47,7 7,9 23,3 22,0 6,9 40,0 35,6 38,3 368,3

HE Dubrovnik 38,5 65,0 72,0 70,0 71,8 0,0 0,0 0,0 0,0 72,0 70,0 72,0 531,3

HE Višegrad 95,0 86,0 120,0 124,0 100,0 64,8 41,6 29,6 30,6 40,6 80,0 97,0 909,2

HE Bočac 24,1 25,1 30,1 38,1 33,1 23,1 17,1 12,1 13,1 15,1 19,1 24,1 273,9

Ukupno HE 177,3 215,1 266,3 275,8 252,6 95,8 82,0 63,7 50,6 167,6 204,7 231,4 2.082,7

TE Gacko 149,2 149,2 143,6 159,8 149,2 159,8 143,9 165,2 143,9 0,0 138,8 143,9 1.646,4

TE Ugljevik 167,5 135,0 103,0 0,0 42,0 163,0 168,5 168,5 147,0 178,0 163,0 164,5 1.600,0

Ukupno TE 316,7 284,2 246,6 159,8 191,2 322,8 312,4 333,7 290,9 178,0 301,8 308,4 3.246,4

Ukupno ERS 494,0 499,3 512,9 435,6 443,8 418,6 394,4 397,3 341,4 345,6 506,4 539,8 5.329,0

Ukupno HE u BiH 457,9 480,8 545,7 581,1 483,3 251,7 221,3 190,1 188,3 396,9 447,7 520,5 4.765,3

Ukupno TE u BiH 823,2 771,8 659,8 572,7 614,6 751,7 820,6 891,5 742,7 675,0 854,1 893,8 9.071,6

Ukupno 1.281,1 1.252,6 1.205,5 1.153,8 1.097,9 1.003,5 1.041,8 1.081,5 931,0 1.071,9 1.301,8 1.414,3 13.836,9

33

Tabela 6.4.- Potrošnja na mreži prenosa

Tabela 6.4a. Bruto distributivna potrošnja


EP HZ HB 150,00 129,20 123,20 106,90 98,50 95,20 102,80 104,80 100,30 104,90 124,00 142,40 1.382,20

EP BiH 423,80 392,53 395,10 354,61 355,62 346,54 354,55 364,81 363,70 380,72 390,95 421,05 4.543,98

ERS 344,05 320,72 303,35 268,62 261,83 258,80 268,46 262,37 271,87 295,70 316,42 351,64 3.523,83

Distrikt Brčko 33,75 32,58 26,30 22,23 20,72 19,43 21,02 21,75 21,52 24,82 31,43 33,90 309,43

Ukupno Bruto Distr.

Potrošnja 951,60 875,04 847,95 752,36 736,66 719,97 746,83 753,72 757,38 806,14 862,80 948,98 9.759,44

Tabela 6.4b. Direktni kupci (kvalifikovani i tarifni)


Aluminij Mostar (kval. dio) 74,40 67,20 74,30 72,00 74,40 72,00 74,40 74,40 72,00 74,50 72,00 74,40 876,00

Ukupno kvalif. kupci 74,40 67,20 74,30 72,00 74,40 72,00 74,40 74,40 72,00 74,50 72,00 74,40 876,00

Steelmin 0 0 0 0 0 0 16,40 22,70 22,70 22,70 22,70 22,70 129,90

B.S.I. Jajce 14,10 18,10 20,10 19,40 20,10 19,40 20,10 20,10 19,40 20,10 19,40 20,10 230,40

Aluminij Mostar (tarifni dio) 93,00 84,00 92,90 90,00 93,00 90,00 93,00 93,00 90,00 93,10 90,00 93,00 1.095,00

Željeznica FBiH 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 6,00

EP HZ HB 107,60 102,60 113,50 109,90 113,60 109,90 130,00 136,30 132,60 136,40 132,60 136,30 1.461,30

Mittal Steel Zenica 31,59 30,69 31,70 31,70 31,79 31,79 31,79 31,79 31,80 31,79 31,80 31,80 380,00

Željeznice FBiH 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 43,06

Željezara Ilijaš 0,36 0,34 0,37 0,36 0,36 0,35 0,37 0,38 0,40 0,40 0,39 0,36 4,43

Cementara Kakanj 0,83 4,35 7,13 7,43 4,14 6,02 7,73 5,85 3,80 3,35 2,83 0,75 54,22

KTK Visoko 0,05 0,05 0,06 0,05 0,05 0,04 0,03 0,03 0,03 0,05 0,05 0,04 0,55

EP BiH 36,43 39,03 42,85 43,13 39,92 41,79 43,49 41,64 39,61 39,18 38,65 36,54 482,26

Glinica Zvornik 6,62 6,22 7,52 7,12 7,52 7,12 7,52 7,52 7,12 7,52 7,32 6,62 85,74

Željeznica RS 1,91 1,69 2,19 1,87 1,95 1,74 1,81 1,99 1,96 1,95 2,15 2,03 23,24

Novi rudnici Ljubija 2,24 1,99 3,37 2,91 2,08 2,52 2,31 2,20 2,29 2,38 2,47 2,60 29,37

34

Potrošnja HE, R i TE 1,32 1,26 1,49 1,44 1,43 1,18 1,28 1,11 1,19 2,03 1,21 1,35 16,29

ERS 12,09 11,15 14,56 13,34 12,99 12,56 12,92 12,82 12,56 13,88 13,16 12,60 154,64

Ukupno tarifni kupci 156,12 152,78 170,91 166,37 166,51 164,25 186,42 190,76 184,77 189,46 184,41 185,44 2.098,20

Ukupno direktni kupci 230,52 219,98 245,21 238,37 240,91 236,25 260,82 265,16 256,77 263,96 256,41 259,84 2.974,20

Tabela 6.4c. Ukupna potrošnja u BiH


EP HZ HB 257,60 231,80 236,70 216,80 212,10 205,10 232,80 241,10 232,90 241,30 256,60 278,70 2.843,50

EP BiH 460,23 431,56 437,95 397,74 395,54 388,33 398,04 406,44 403,31 419,90 429,60 457,59 5.026,24

ERS 356,14 331,88 317,91 281,96 274,82 271,36 281,38 275,19 284,43 309,58 329,58 364,24 3.678,47

Distrikt Brčko 33,75 32,58 26,30 22,23 20,72 19,43 21,02 21,75 21,52 24,82 31,43 33,90 309,43

Kvalifikovani kupci 74,40 67,20 74,30 72,00 74,40 72,00 74,40 74,40 72,00 74,50 72,00 74,40 876,00

Ukupna potrošnja u BiH 1.182,12 1.095,02 1.093,16 990,73 977,57 956,22 1.007,65 1.018,88 1.014,16 1.070,10 1.119,21 1.208,82 12.733,65

35

Tabela 6.5.- Planirani bilans električne energije za 2013. godinu


Bruto distrib. potrošnja 150,0 129,2 123,2 106,9 98,5 95,2 102,8 104,8 100,3 104,9 124,0 142,4 1.382,2

Direktni tarifni kupci 107,6 102,6 113,5 109,9 113,6 109,9 130,0 136,3 132,6 136,4 132,6 136,3 1.461,3

Proizvodnja na mreži prenosa 139,0 133,0 138,0 125,0 91,5 74,2 78,0 65,0 68,0 109,0 127,0 147,0 1.294,7

DHE, MHE i ITE 17,5 16,5 18,5 20,0 19,0 15,0 10,5 8,5 9,0 10,5 11,5 17,5 174,0

UKUPNA Potrošnja 257,6 231,8 236,7 216,8 212,1 205,1 232,8 241,1 232,9 241,3 256,6 278,7 2.843,5

UKUPNA Proizvodnja 156,5 149,5 156,5 145,0 110,5 89,2 88,5 73,5 77,0 119,5 138,5 164,5 1.468,7

Bilans EP HZ HB -101,1 -82,3 -80,2 -71,8 -101,6 -115,9 -144,3 -167,6 -155,9 -121,8 -118,1 -114,2 -1.374,8


Direktni tarifni kupci 36,4 39,0 42,8 43,1 39,9 41,8 43,5 41,6 39,6 39,2 38,7 36,5 482,3


DHE, MHE i ITE 36,5 33,6 41,9 44,0 46,0 38,7 34,1 31,1 31,0 34,7 37,1 40,7 449,2



Bilans EP BiH 224,4 222,4 158,5 239,5 213,1 161,0 205,6 243,8 149,3 232,1 275,9 310,5 2.636,1


Direktni tarifni kupci 12,1 11,2 14,6 13,3 13,0 12,6 12,9 12,8 12,6 13,9 13,2 12,6 154,6


DHE, MHE i ITE 10,1 9,6 12,5 13,0 11,7 8,2 5,9 4,0 5,0 5,8 8,3 11,1 105,1



Bilans ERS 147,9 177,0 207,5 166,7 180,7 155,4 118,8 126,1 62,0 41,8 185,1 186,6 1.755,6

Distrikt Brčko 33,7 32,6 26,3 22,2 20,7 19,4 21,0 21,7 21,5 24,8 31,4 33,9 309,4

Bruto distr. potrošnja 951,6 875,0 847,9 752,4 736,7 720,0 746,8 753,7 757,4 806,1 862,8 949,0 9.759,4

Direktni tarifni kupci 156,1 152,8 170,9 166,4 166,5 164,2 186,4 190,8 184,8 189,5 184,4 185,4 2.098,2

Direktni kvalifikovani kupci 74,4 67,2 74,3 72,0 74,4 72,0 74,4 74,4 72,0 74,5 72,0 74,4 876,0

Direktni Kupci 230,5 220,0 245,2 238,4 240,9 236,2 260,8 265,2 256,8 264,0 256,4 259,8 2.974,2

Proizvodnja na mreži prenosa 1.281,1 1.252,6 1.205,5 1.153,8 1.097,9 1.003,5 1.041,8 1.081,5 931,0 1.071,9 1.301,8 1.414,3 13.836,9

Proizvodnja DHE, MHE i ITE 64,1 59,7 72,8 77,0 76,7 61,9 50,5 43,5 45,0 51,0 56,9 69,2 728,3

Gubici prenosa 33,5 29,6 29,0 25,9 25,3 22,3 26,0 27,5 22,3 25,3 29,5 34,2 330,5

Isporuka sa mreže prenosa 1.111,0 1.028,6 1.014,3 908,3 895,5 889,2 952,1 970,2 963,8 1.013,2 1.056,0 1.132,5 11.934,7

Ukupna potrošnja u BiH 1.182,1 1.095,0 1.093,2 990,7 977,6 956,2 1.007,7 1.018,9 1.014,2 1.070,1 1.119,2 1.208,8 12.733,6

Ukupno proizvodnja u BiH 1.345,2 1.312,3 1.278,3 1.230,8 1.174,6 1.065,3 1.092,3 1.125,1 976,0 1.122,9 1.358,7 1.483,5 14.565,2

Bilans BiH (Proizv.-potrošnja-gubici) 136,7 194,5 162,2 219,6 177,2 91,9 63,7 83,8 -55,1 33,5 216,2 247,6 1.501,0

36

Iz finalne Tabele 6.5 vidi se da je u 2013. godini planiran suficit električne energije od 1.501 GWh,

odnosno 10,3% u odnosu na ukupnu planiranu proizvodnju, uključujući i MHE i distributivne

elektrane. Potrebno je konstatovati da se samo u jednom mjesecu očekuje negativan bilans na nivou

Bosne i Hercegovine, te da iskustva ukazuju na veliku osjetljivost bilansa na hidrološke prilike.

Negativan bilans registrovan je u sedam mjeseci 2012. godine, tri mjeseca 2011. i u dva ljetna

mjeseca 2010. godine.

Sa aspekta raspoloživosti prenosnih kapaciteta, u 2012. godini ne očekuju se ograničenja u isporuci

električne energije kupcima u Bosni i Hercegovini. Od 01.01.2008. godine svi kupci električne energije

u Bosni i Hercegovini, osim domaćinstava, imaju pravo sticanja statusa ''kvalifikovanog kupca'', ali bez

obaveze da to pravo i ostvare. Ovu mogućnost je, za sada, samo djelimično iskoristio Aluminij

Mostar, dok su svi ostali kupci deklarisani kao ''tarifni kupci''.

NOSBiH mjesečno sa susjednim operatorima sistema sklapa ugovore u kojima su definisane

vrijednosti NTC-a (Net Transfer Capacity) za svaku granicu i oba smjera, i koje su osnov za

odobravanje razmjene (uvoz, izvoz, tranziti) na interkonektivnim vodovima. Pravo korištenja

definisanih vrijednosti NTC-a se po pravilu raspoređuju na jednake dijelove između operatora

susjednih sistema, odnosno NOSBiH raspolaže pravom da koristi 50% NTC-a.

Za ilustraciju, u Tabeli 6.6. prikazane su mjesečne maksimalne vrijednosti NTC-a sa susjednim

sistemima za 2012. godinu.

Tabela 6.6.- Maksimalne „NTC“ vrijednosti u 2012. godini

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

HRVATSKA uvoz 500 450 650 600 450 550 550 600 600 470 400 530

izvoz 700 700 550 650 650 650 650 650 650 650 550 700

SRBIJA uvoz 500 500 450 550 400 350 400 400 400 350 350 400

izvoz 550 500 450 450 300 400 400 450 450 400 400 450

CRNA GORA uvoz 450 400 400 400 400 400 450 460 450 300 450 450

izvoz 550 450 500 500 450 550 480 450 500 250 500 400

37

7. PROGNOZA POTROŠNJE 2014.-2023. GODINA

7.1. Statistički podaci relevatni za planiranje potrošnje

Zvanični nosioci statističkih aktivnosti u Bosni i Hercegovini su: Agencija za statistiku Bosne i

Hercegovine, Zavod za statistiku Federacije Bosne i Hercegovine, Republički zavod za statistiku

Republike Srpske i Statistički biro Distrikta Brčko, koji je prema Zakonu o statistici BiH ispostava

Agencije za statistiku BiH.

U Tabeli 7.1. dat je pregled potrošnje električne energije na prenosnoj mreži [3] i dostupnih

podataka o osnovnim indikatorima za Bosnu i Hercegovinu, za period 2001-2012. godina, prema

podacima zvaničnih statističkih organizacija (www.bhas.ba).

Tabela 7.1.- Pregled potrošnje električne energije i osnovnih indikatora za Bosnu i Hercegovinu

2001. 2002. 2003. 2004. 2005. 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012.

Procjena

ukupnog

prisutnog

stanovn.hilj.

3.798 3.828 3.832 3.842 3.843 3.843 3.842 3.842 3.843 3.843 3.840 -

Broj st./km2 74 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 -

BDP u mil.

KM

12.641

13.946

14.689

15.946

17.218

19.333

21.836

24.759

24.051

24.584

25.474

(*)

-

BDP/stan. u

KM 4.328 3.643 3.833 4.150 4.480 5.031 5.683 6.444 6.258 6.397 6.634 -

BDP/stan. u

EUR*** 1.698 1.859 1.956 2.118 2.291 2.572 2.906 3.295 3.200 3.271 3.392

-

Porast BDP

(%) 6,75 9,46 5,22 8,27 7,97 12,28 12,95 13,39 -2,86 2,22 3,62 -

Potrošnja

el.energije

GWh**

9.185 9.147 9.734 10.141 10.663 10.797 10.871 11.338 10.787 11.469 11.880 11.853

Porast

potrošnje

(%)

3,5 -0,41 6,42 4,18 5,14 1,26 0,69 4,2 -4,9 6,3 3,6 -0,2

*Prvi podaci, **Potrošnja električne energije na mreži prenosa (podaci NOSBIH-a), ***obračunato po prosječnom godišnjem kursu

eura CB BiH

Treba naglasiti da je posljednji popis broja stanovnika u BiH obavljen 1991. godine, kada je na

području Bosne i Hercegovine registrovano 4.377.033 stanovnika. Podaci koji su dati u Tabeli

7.1. predstavljaju procjenu broja stanovnika koje su izvršile statističke organizacije. Planirani

38

popis stanovništva koji će biti proveden u 2013. godini će dati tačan broj prisutnog stanovništva

u BiH.

Podaci o bruto društvenom proizvodu za 2001-2011. godinu su preuzeti iz [5] i [6]. U Bosni i

Hercegovini je u periodu 1992-1995. došlo do drastičnog pada bruto društvenog proizvoda

(BDP), a neposredno nakon rata, BDP u Bosni i Hercegovini je pao na oko 20% predratnog nivoa.

Od 1995. godine BiH je ostvarila visoke stope ekonomskog rasta. Kao rezultat, BDP po

stanovniku je u proteklih 13 godina porastao za više od 7 puta, sa oko 900 KM krajem 1995.

godine na 6.634 KM u 2011. godini, što je premašilo predratnu vrijednost koja je iznosila oko

5.000 KM.

Sa vrlo visokih nivoa (oko 75% u 1996. i 35% u 1997. godini) realna stopa ekonomskog rasta je

pala na 6 - 14% u periodu 2000-2008. U 2009. godini je prvi put došlo do pada BDP za 2,9% što je

posljedica svjetske ekonomske krize i recesije, da bi u 2010. i 2011. godini ponovo bio ostvaren

porast od 2,2% i 3,6%.

Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008-2011.

godina koju objavljuje Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine u svojim saopštenjima

„Statistika energije“ [7], [8], [9] i [10] je data u Tabeli 7.2. Iznos finalne potrošnje je nešto manji

(cca 10%) od egzaktnih podataka o potrošnji električne energije na prenosnoj mreži koje

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 2011. godini domaćinstva učestvuju sa 42,1%, industrija

sa 38,3%, a ostali potrošači uključujući građevinarstvo, saobraćaj i poljoprivredu učestvuju sa

19,6%.

Najveće učešće u potrošnji električne energije u 2011. godini u industrijskom sektoru ima

industrija proizvodnje metala bez željeza sa 51%, dok industrija željeza i čelika učestvuje sa

16,4% [10].

Tabela 7.2.– Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008.-2011. godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH)

GWh 2008 2009 2010 2011

Industrija željeza i čelika Hemijska (uklj. i petrohemijsku) Metali bez željeza Nemetalni mineralni proizvodi Transportna oprema Mašine Rudarstvo i kamenolomi Prerada hrane, pića i duhana Celuloza, papir i štampanje Drvo i drveni proizvodi

472 93 2027 200 23 210 58 268 197 113

351 72 1596 177 19 187 65 164 174 94

595 81 1884 181 23 224 80 190 177 115

678 89 2106 189 24 230 84 202 192 137

39

Tekstil i koža Nespecificirano (industrija)

37 102

41 93

47 95

88 112

Industrija ukupno 3800 3033 3692 4131

Industrija (%) 38,1% 32,1% 35,9% 38,3%

Saobraćaj 94 98 136 139

Saobraćaj (%) 0,9% 1,0% 1,3% 1,3%

Domaćinstva 4335 4539 4542 4541

Domaćinstva (%) 43,4% 48% 43,9% 42,1%

Građevinarstvo 94 99 127 84

Poljoprivreda 53 67 89 94

Ostali potrošači 1608 1627 1761 1799

Ostala potrošnja ukupno 1755 1793 1977 1977

Ostala potrošnja ukupno (%) 17,6% 19% 19,1% 18,3%

FINALNA POTROŠNJA 9974 9463 10347 10788

7.2. Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa

bruto društvenim proizvodom

Teoretski model prognoziranja potrošnje električne energije, na bazi korelacije sa bruto

društvenim proizvodom, bazira se 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. Da

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%.

Što se tiče Bosne i Hercegovine, kako je već naglašeno BDP i dalje zadržava relativno visoku

stopu rasta posebno upoređujući stagnaciju uz blagi porast potrošnje električne energije u

prethodnih šest godina, izuzev pada potrošnje u 2009. godini. Na slici 7.1. je prikazan uporedni

dijagram kretanja BDP (mil.KM) i potrošnje (GWh) za period 2000-2011 (2012). godina.

Ovakva kretanja se direktno odražavaju i na koeficijent elastičnosti koji je za 2005-tu godinu

iznosio 0,62, u 2006. godini 0,56, u 2007. godini 0,5, u 2008. 0,46, u 2009. 0,45, u 2010. 0,46,

dok je u 2011. godini iznosio 0,47. Proračunati srednji koeficijent elastičnosti za period 2005.-

2011. godina iznosi 0,5.

40

Slika 7.1. Bruto društveni proizvod i potrošnja el.energije u BiH za period 2000-2011

(2012). godina

U prethodnom Indikativnom planu za period 2011-2015. je pretpostavljen porast BDP-a od 5,3%

(zasnovano na procjenama Svjetske banke [11]), a u periodu nakon 2016. godine na osnovu

opštih ekonomskih kretanja u BiH i regionu predviđen je porast 5%.

Gornje prognozirane vrijednosti rasta BDP-a zadržane su i u ovom Indikativnom planu- Tabela

7.3.

Uz pretpostavljeni rast BDP od 5,3% do 2015. godine, odnosno 5% za period do 2023. godine i

prethodno proračunati koeficijent elastičnosti 0,5 dobijemo poraste potrošnje električne

energije od 2,65% do 2015. godine, odnosno 2,5% za period od 2015. do 2023. godine.

Tabela 7.3.- Prognoza potrošnje električne energije u BiH na bazi korelacije sa BDP-om za period 2013-2023.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

GWh, mil.KM

Potrošnja (GWh) BDP (mil.KM)

Godina Realan porast BDP

(reformski scenario)

Porast potrošnje

električne energije

2013 5,3% 2,65 %

2014 5,3% 2,65%

2015 5,3% 2,65%

2016 5,3% 2,5%

2017 5,0% 2,5%

2018 5,0% 2,5%

2019 5,0% 2,5%

2020 5,0% 2,5%

2021 5,0% 2,5%

2022 5,0% 2,5%

2023 5,0% 2,5%

41

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.

7.3. Izvještaji i predviđanja ENTSO-E Izvještaj “Scenario Outlook and Adequacy Forecast 2012 – 2030” [12] je godišnja publikacija

ENTSO-E koja je korištena kao osnova za desetogodišnji panevropski plan (Ten-Year Network

Development Plan – TYNDP 2012) i Regionalne planove investicija (Regional Investment Plans-

RgIP).

Prema ovom Izvještaju u dijelu koji se bavi predviđanjem potrošnje za period od 2012 – 2020.

godine, Bosna i Hercegovina je svrstana u grupu zemalja sa najvećim rastom potrošnje (veći od

1,5%) - Slika 7.2.

Kod predviđanja porasta opterećenja za period 2012- 2015. godina Bosna i Hercegovina je

svrstana u grupu zemalja sa porastom opterećenja većim od 1,6%, odnosno za period 2015-

2020. godina porastom većim od 1,2% - Slika 7.3.

Slika 7.2.- Prognoza potrošnje električne energije ENTSO-E za period 2012. - 2020. godina

42

Slika 7.3.- Prognoza godišnjeg porasta opterećenja ENTSO-E za period 2012. – 2020. godina

7.4. Prognoza potrošnje na bazi predviđanja studija i strategija

energetskog sektora u BiH

7.4.1. Procjena Studije Energetskog Sektora u BiH

„Studija Energetskog Sektora u BiH za period od 2005. – 2020. godine“ koju je uradio konzorcij:

Energetski Institut Hrvoje Požar, Hrvatska; Soluziona, Španjolska; Ekonomski Institut Banja Luka,

BiH; Rudarski Institut Tuzla, BiH [13] razmatrala je potrošnju električne energije u tri scenarija

(Slika 7.4). Za referentni scenario je odabran scenario S2 koji na nivou Bosne i Hercegovine

predviđa povećanje potrošnje električne energije u periodu 2005.–2020. godine od 64% ili u

prosjeku oko 3,4%/god. Istovremeno u tom periodu se predviđa rast BDP-a za 2,5 puta. Ova dva

podatka rezultiraju koeficijentom elastičnosti potrošnje električne energije 0,53 uz konstataciju

da je isti primjeren zemljama u tranziciji.

43

Slika 7.4. Studija energetskog sektora u BiH – za tri razmatrana scenarija

7.4.2. Procjene Studija strategija razvoja energetike u FBiH i RS

U proteklom periodu u oba entiteta su rađene prognoze potrošnje električne energije kroz

izradu studija strateškog razvoja energetike u FBiH i RS.

U dokumentu „Strateški plan i program razvoja energetskog sektora Federacije BiH“ [14], na

osnovu strukture i rasta potrošnje u prostorima balansnih odgovornosti elektroprivreda za

period do 2020. godine, konstatuje se porast potrošnje u EP HZ HB od 3,24%, a u EP BiH od

4,43%. Iz toga proizilazi stopa porasta potrošnje za Federaciju Bosne i Hercegovine u

posmatranom periodu od 4% godišnje.

Dokument „Strategija razvoja energetike Republike Srpske“ [15] predviđa tri scenarija razvoja

potrošnje električne energije u periodu 2010-2030. godina: scenario niski BDP (S3), scenario

visoki BDP s mjerama (S2) i scenario visoki BDP (S1).

Prosječan porast potrošnje električne energije na mreži prenosa za područje RS za srednji

scenario (S2- visoki BDP sa mjerama) u periodu 2010-2015 . je 3,5%, a u periodu 2015-2021. je

3,8% i u periodu 2020-2025. je 2,8%.

Na osnovu ovih dokumenata, sumarno gledajući prognozu potrošnje za cijelu Bosnu i

Hercegovinu, došlo se do godišnjeg porasta od cca 3,75% za period 2013-2015. godina, cca 3,9%

za period 2015-2020. godina i cca 3,4% za period 2020-2023. godina.

7.4.3. Prognoza potrošnje na bazi Studije energetskog sektora u BiH i strategija

razvoja energetike u FBiH i RS

Uzimanjem u obzir prognoza potrošnje iz poglavlja 7.4.1 i 7.4.2 dobivena je tabela 7.4., u kojoj

su dati procentualni porasti potrošnje za period 2013-2023. godina na bazi Studije energetskog

44

sektora u BiH i strategija razvoja energetike u FBiH i RS. Posljednja kolona u Tabeli 7.4. dobijena

je kao srednja vrijednost prethodne dvije kolone.

Tabela 7.4.- Prognoza potrošnje na bazi Studije energetskog sektora u BiH i strategija razvoja energetike u FBiH i RS

Godina

Prognoza prema

Studiji

Energetskog

Sektora u BiH

Prognoza prema

Strategijama

Razvoja Energetskih

Sektora u FBiH i RS

Prognoza potrošnje

na bazi Studije

energetskog

sektora u BiH

i Strategija razvoja

energetike u FBiH i

RS

2013 3,36% 3,75% 3,56%

2014 3,37% 3,75% 3,56%

2015 3,38% 3,75% 3,57%

2016 2,91% 3,90% 3,41%

2017 2,93% 3,90% 3,42%

2018 2,94% 3,90% 3,42%

2019 2,95% 3,90% 3,43%

2020 2,95% 3,90% 3,43%

2021 2,95% 3,40% 3,18%

2022 2,95% 3,40% 3,18%

2023 2,95% 3,40% 3,18%

7.5. Prognoza potrošnje na bazi podataka koje su dostavili korisnici

prenosne mreže

Kao što je već u Uvodu navedeno, NOSBiH je blagovremeno pripremio sve potrebne elemente

kako bi korisnicima prenosne mreže omogućio pravovremeno informisanje o njihovim

obavezama u dostavljanju planskih podataka u skladu sa Zakonom i Mrežnim kodeksom.

7.5.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca

U Tabeli 7.5. prikazani su dostavljeni podaci o potrošnji korisnika koji su direktno priključeni na

prenosnu mrežu, a u Tabeli 7.6. maksimalne snage na prenosnoj mreži za period 2014-2023.

godina. Podatke su do utvrđenog roka dostavili Aluminij Mostar i Fabrika glinice Birač. Takođe,

Elektroprivreda RS je dostavila podatke za potrošača Željeznice RS i Fabriku glinice Birač. Za

ostale direktno priključene kupce korišteni su podaci iz prethodnog Indikativnog plana, uz

pretpostavku da je potrošnja u 2023. godini jednaka potrošnji u prethodne tri godine.

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

podataka NOSBiH.

45

Tabela 7.5-. Plan potrošnje direktno priključenih kupaca za period 2014-2023. godina

(GWh)

Korisnik 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Aluminijski kombinat bazni

scenario

2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010

Aluminijski kombinat viši

scenario

2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211

Aluminijski kombinat niži

scenario

2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010

B.S.I. Jajce bazni scenario (korišteni podaci iz prethodnog IPRP)

225,2 225,2 237,2 225,5 225,2 225,2 237,2 225,5 225,2 225,2

B.S.I. Jajce viši scenario (korišteni podaci iz prethodnog IPRP)

225,2 225,2 237,2 225,5 225,2 225,2 237,2 225,5 225,2 225,2

B.S.I. Jajce niži scenario (korišteni podaci iz prethodnog IPRP)

225,2 225,2 237,2 225,5 225,2 225,2 237,2 225,5 225,2 225,2

Željeznice F BiH

Kakanj Cement bazni

scenario

74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5 74,5

Kakanj Cement viši scenario 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5 84,5

Kakanj Cement niži scenario 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5

Mittal Steel Zenica

Željezara Ilijaš

bazni scenario

5,28 5,52 5,76 6,00 6,24 6,48 6,84 7,2 7,2 7,2

Željezara Ilijaš

viši scenario

6,6 6,9 7,2 7,5 7,8 8,0 8,55 9,0 9,0 9,0

Željezara Ilijaš

niži scenario

3,96 4,14 4,32 4,50 4,68 4,86 5,13 5,40 5,40 5,40

Polihem Tuzla

KTK Visoko

Željeznice RS bazni scenario 22,24 22,45 22,67 22,90 23,13 23,37 23,61 23,85 24,17 24,35

Željeznice RS viši scenario 22,54 22,77 23,00 23,23 23,47 23,71 23,95 24,20 24,45 24,71

Željeznice RS niži scenario 21,95 22,17 22,38 22,61 22,83 23,06 23,29 23,53 23,77 24,01

Novi rudnici Ljubija

Alumina Zvornik bazni

scenario

105 105 105 105 105 105 105 105 105 105

Alumina Zvornik viši

scenario

115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5 115,5

Alumina Zvornik niži

scenario

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

Prijedor Cement Company

d.o.o.- bazni sc.

150 150 150 150 150 150 150


d.o.o.- viši sc.

180 180 180 180 180 180 180


d.o.o.- niži sc.

120 120 120 120 120 120 120

46

Tabela 7.6.- Maksimalne snage na prenosnoj mreži za period 2014-2023. godina

(MW)

Korisnik 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Aluminijski

kombinat bazni

scenario

234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0

B.S.I. Jajce bazni

scenario (korišteni podaci iz

prethodnog IPRP)

27 27 27 27 27 27 27 27 27 27

Željeznice F BiH

Kakanj Cement

bazni scenario. 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3

Kakanj Cement

viši scenario 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6

Mittal Steel

Zenica

Željezara Ilijaš 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6

Polihem Tuzla

KTK Visoko

Novi rudnici

Ljubija

Željeznice RS 8,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0

Alumina Zvornik

bazni scenario 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0

Prijedor Cement

Company d.o.o. 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0

7.5.2. 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,

JP EP HZ HB i MH EP RS, dok su za Distrikt Brčko korišteni podaci iz prethodnih Indikativnih

planova.

47

Podaci o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji postojećih transformatorskih stanica 110/x kV,

kao i podaci o novim planiranim transformatorskim stanicama 110/x kV koje je za Indikativni

plan dostavila JP EP BiH, su sastavni dio Priloga. Podaci su podijeljeni po elektrodistribucijama:

ED Sarajevo, ED Tuzla, ED Zenica, ED Bihać i ED Mostar.

JP EP BiH je za Indikativni plan dostavila podatke o potrošnji TS 110/x kV za period 2014-2023.

godina sa prosječnim rastom od oko 4% za bazni scenario, za optimistički (viši) scenario oko

4,8%, a za pesimistički scenario oko 3,1%. Što se tiče prognoze strukture potrošnje generalno se

predviđa smanjenje udjela potrošnje domaćinstava uz povećanje udjela industrijskih kupaca i

ostale potrošnje.

U dostavljenim podacima JP EP HZ HB je za svaku postojeću TS 110/x kV prognozirana ukupna

potrošnja – bazni scenarij temeljem ostvarene preuzete električne energije za 2011. godinu i

godišnje stope porasta od 1,5% (prema Studiji energetskog sektora u BiH, referentni scenarij S2).

Iznos postotka stope rasta – viši scenarij je za svaku TS 110/x kV preuzet iz Integralne studije

razvoja JP EP HZ HB 2006 – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu i iznosi prosječno 2%.

Iznos postotka stope rasta – niži scenarij u iznosu od 1,2% je preuzet iz Studije energetskog

sektora u BiH i predstavlja godišnju stopu porasta 2020/2005 za niži scenarij sa mjerama (S3)

razvoja potrošnje električne energije za JP EP HZ HB. Ovi podaci sistematizovani po županijama

su sastavni dio Priloga. Prema Integralnoj studiji razvoja JP EP HZ HB 2006–2010. godina sa

projekcijom na 2020. godinu [16] planirano je povećanje opterećenja od 2% po svakoj TS 110/x

kV koje je linearno raspoređeno za period 2014-2023. godina. Što se tiče prognoze strukture

potrošnje za referentni scenarij (S2) u Studiji energetskog sektora u BiH predviđa se smanjenje

udjela potrošnje domaćinstava sa 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 TS 110/x kV navedena je ostvarena struktura potrošnje u 2010. godini.

Dostavljeni su i podaci o planiranoj izgradnji novih distributivnih čvorišta prema Integralnoj

studiji razvoja JP EP HZ HB, koji se nalaze u Prilogu.

MH EP RS je dostavila podatke o predviđenom rastu potrošnje postojećih TS 110/x kV i to za

bazni scenario sa prosječnim godišnjim rastom od oko 3,2%, za viši scenario oko 3,5% i niži

scenario oko 0,9%. U Prilogu se nalaze detaljni podaci prognoze potrošnje postojećih TS 110/x

kV za elektrodistribucije: ZP Elektrokrajina, ZP Elektrodoboj, ZEDP Elektrobijeljina, ZP ED Pale,

ZP Elektrohercegovina, i novoplaniranih transformatorskih stanica 110/x kV ZP Elektrokrajina.

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 NOSBiH-u za Indikativni plan

2010-2019. dostavilo podatke o sumarnoj potrošnji (MWh) i sumarnoj snazi (MW) na dvije

trafostanice 110 kV (Brčko 1 i Brčko 2). Prosječna stopa rasta za bazni scenario je iznosila 2,5%. S

obzirom da nisu dostavljeni inovirani podaci ovaj procenat porasta je zadržan za period 2014.-

2023. godina, a kao bazna godina uzeto je ostvarenje iz 2012. godine.

48

U Tabeli 7.7 sistematizovani su podaci dobijeni od elektroprivrednih (distributivnih) kompanija.

U tabeli su navedeni sumarni podaci po elektroprivredama za bazni, viši i niži scenario, prognoze

potrošnje postojećih TS 110/x kV koje napajaju distributivnu mrežu.

Na osnovu ovih podataka može se zaključiti da će distributivna potrošnja u narednom planskom

periodu imati prosječan rast od oko 3,3% u baznom 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 pravima i obavezama, u dugoročnim planovima razvoja

prenosne mreže razmatrati izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kv i način njihovog

priključivanja na prenosnu mrežu.

Tabela 7.7.- Plan potrošnje distribucije

(GWh)

Korisnik 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

EP HZ H-B bazni scenario 1,479.0 1,501.2 1,523.7 1,546.5 1,569.7 1,593.3 1,617.2 1,641.5 1,666.1 1,691.1

bazni scenario (%) 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50% 1.50%

EP HZ H-B viši scenario 1,501.0 1,531.0 1,561.6 1,592.8 1,624.7 1,657.2 1,690.3 1,724.1 1,758.6 1.793,8

viši scenario (%) 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00%

EP HZ H-B niži scenario 1,466.8 1,484.7 1,502.8 1,521.1 1,539.7 1,558.5 1,577.5 1,596.7 1,616.2 1.635,9

niži scenario (%) 1.20% 1.20% 1.20% 1.20% 1.20% 1.20% 1.20% 1.20% 1.20% 1.20%

ERS - bazni scenario 4,298.5 4,436.7 4,579.8 4,727.8 4,879.5 5,039.8 5,204.1 5,370.6 5,542.9 5,720.4

bazni scenario (%) 3.22% 3.22% 3.23% 3.23% 3.21% 3.29% 3.26% 3.20% 3.21% 3.20%

ERS - viši scenario 4,309.5 4,459.5 4,614.7 4,775.3 4,941.5 5,113.4 5,291.4 5,475.5 5,666.0 5,863.17

viši scenario (%) 3.48% 3.48% 3.48% 3.48% 3.48% 3.48% 3.48% 3.48% 3.48% 3.48%

ERS -niži scenario 3,996.4 4,032.7 4,069.4 4,106.4 4,143.8 4,181.5 4,219.6 4,258.0 4,296.7 4,338.8

niži scenario (%) 0.91% 0.91% 0.91% 0.91% 0.91% 0.91% 0.91% 0.91% 0.91% 0.91%

EP BiH - bazni scenario 4,519.7 4,698.1 4,883.6 5,076.6 5,277.4 5,486.2 5,703.2 5,928.9 6,163.5 6,407.6

bazni scenario (%) 3.94% 3.95% 3.95% 3.95% 3.95% 3.96% 3.96% 3.96% 3.96% 3.96%

EP BiH - viši scenario 4,706.9 4,932.1 5,168.2 5,415.6 5,675.0 5,946.9 6,231.8 6,530.4 6,843.2 7,171.0

viši scenario (%) 4.78% 4.78% 4.79% 4.79% 4.79% 4.79% 4.79% 4.79% 4.79% 4.79%

EP BiH - niži scenario 4,341.5 4,476.1 4,614.8 4,757.9 4,905.4 5,057.4 5,214.2 5,375.8 5,542.4 5,714.2

niži scenario (%) 3.10% 3.10% 3.10% 3.10% 3.10% 3.10% 3.10% 3.10% 3.10% 3.10%

JP ''K. Brčko'' doo -bazni sc. 309.3 317.0 325.0 331.1 341.4 349.9 358.7 367.7 376.9 386.3

bazni scenario (%) 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 2.50% 2.50%

JP ''K. Brčko'' doo-viši sc.

JP ''K. Brčko'' doo-niži sc.

Ukupno

bazni sc. 10,275.4 10,953.0 11,312.1 11,682.0 12,068.0 12,469.2 12,883.2 13,308.7 13,749.4 14,205.4

viši sc.

niži sc.

49

7.6. Efekti ekonomske krize na potrošnju električne energije i analiza kretanja

potrošnje u proteklom petogodišnjem periodu

Svjetska ekonomska kriza i recesija koje su vrhunac dostigle u 2009. godini, odrazile su se i na

potrošnju električne energije u Bosni i Hercegovini, pa je u 2009. godini zabilježen pad potrošnje

na prenosnoj mreži za 4,9%.

Ovaj pad je prvenstveno bio uzrokovan padom potrošnje direktno priključenih kupaca (Aluminij,

Mittal Steel Zenica, BSI Jajce). Takođe, u 2009. godini je u odnosu na 2008. godinu zabilježen i

pad bruto društvenog proizvoda od 2,91%.

U 2010. godini, ovaj negativni trend nije nastavljen, već je došlo do izvjesnog oporavka privrede i

porasta potrošnje, što je rezultiralo rastom potrošnje direktno priključenih potrošača. U Bosni i

Hercegovini je, u 2010. godini, porast potrošnje na prenosnoj mreži u odnosu na 2009. godinu,

iznosio 6,3% ili u apsolutnom iznosu 682 GWh. Pri tome je distributivna potrošnja porasla za

1,6%, a potrošnja direktno priključenih potrošača povećana je za 28,7%.

Ostvareni porast potrošnje u 2011. godini u odnosu na 2010. godinu je 3,6%, ili u apsolutnom

iznosu 411 GWh.

Poređenje mjesečne potrošnje na prenosnoj mreži u 2012. godini u odnosu na 2011. godinu

pokazuje da je u prva dva mjeseca 2012. godine zabilježen porast potrošnje, što se može

povezati sa vremenskim prilikama – Slika 7.5. Naročito se izdvaja mjesec februar kada je

zabilježena najveća potrošnja u zadnjih 5 godina. U zadnjim mjesecima 2012. godine ostvarena

je manja potrošnja nego u prethodne dvije godine zbog nešto viših temperatura od prosječnih za

to doba godine, što je uticalo i na ukupnu godišnju potrošnju.

Godišnja potrošnja u 2012. godini je u konačnici bila manja od potrošnje u 2011. godini za 0,2%,

odnosno u apsolutnom iznosu za 26 GWh.

50

Slika 7.5. – Potrošnja električne energije po mjesecima u periodu 2008- 2012. godina

7.7. Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH za period

2013-2023. godina

Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži data je u Tabeli 7.8. (na ovu potrošnju treba dodati još

gubitke prenosa) prema slijedećim scenarijima:

Prvi scenario prognoze potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH je procjena, koja se

bazira na predviđenom porastu bruto društvenog proizvoda BDP -Tabela 7.3.

U drugom scenariju su uzeti procenti porasta potrošnje prema Referentnom scenariju

prognoze potrošnje iz prvog Indikativnog plana 2007 – 2016. [17], dopunjenog za 2017- 2023.

godinu, uz korekcije koje uzimaju u obzir ostvarenje potrošnje u 2006-2012. godini.

Treći scenario prognoze potrošnje se zasniva na procentualnom porastu potrošnje na bazi

Studije energetskog sektora u BiH i strategija razvoja energetike u FBiH i RS -Tabela 7.4.

Četvrti scenario je urađen prema determinističkom modelu, gdje je za analizu ostvarenja iz

prošlosti i predviđanje razvoja potrošnje korištena eksponencijalna funkcija. Razmatrana su

ostvarenja potrošnje u periodu 2000-2012. i dobivena eksponencijalna funkcija oblika:

800

900

1000

1100

1200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2008 2009 2010 2011 2012

51

Potrebno je napomenuti da je u Tabeli 7.8. data potrošnja električne energije na prenosnoj

mreži, bez prenosnih gubitaka koji se dodaju kasnije u izradi bilansa. Pošto su prvi i četvrti

scenario približno isti, konačno su definisana tri scenarija:

- prognoza prema aktueliziranom referentnom scenariju iz Indikativnog plana 2007-2016. - Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji porast 1,94%)

- prognoza prema BDP- Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast 2,54%)

- prognoza na bazi Studije energetskog sektora u BiH i strategija razvoja energetike u FBiH i RS - Optimistični scenario – viši scenario (prosječni godišnji porast 3,4%)

U 2013. godini je predviđeni porast potrošnje u odnosu na potrošnju ostvarenu u 2012. godini:

1,91% prema pesimističnom scenariju, 2,65% prema realističnom scenariju i 3,56% prema

optimističnom scenariju.

Procenti porasta u ostalim godinama su dati u Tabeli 7.8.

Tabela 7.8 - Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH, za pet scenarija za period 2013. – 2023. godina i ostvarenje potrošnje za period 1997.-2012. godina

Godina

Prognoza prema

BDP

Prognoza prema

aktualiziranom

referentnom scenariju

iz Indikativnog plana

2007-2016.

Prognoza prema Studiji EIHP i

strategijama razvoja

energetskih sektora FBIH I RS

Prognoza prema

determinističkom modelu

(eksponencijalna funkcija)

Bazni (realistični)

scenario

Niži (pesimistični)

scenario

Viši (optimistični)

scenario

(GWh) % (GWh) % (GWh) % (GWh) %

1997. 6.832 17,03% 6.832 17,03%

1998. 8.007 17,20% 8.007 17,20%

1999. 8.879 10,89% 8.879 10,89%

2000. 8.836 -0,49% 8.836 -0,49%

2001. 9.185 3,49% 9.185 3,49%

2002. 9.147 -0,41% 9.147 -0,41%

2003. 9.734 6,42% 9.734 6,42%

2004. 10.141 4,18% 10.141 4,18%

2005. 10.663 5,14% 10.663 5,14% 10.663 10.663

2006. 10.797 1,26% 10.797 1,26% 10.797 1,26% 10.797 1,26%

2007. 10.871 0,69% 10.871 0,69% 10.871 0,69% 10.871 0,69%

2008. 11.338 4,30% 11.338 4,30% 11.338 4,30% 11.338 4,30%

2009. 10.787 -4,86% 10.787 -4,86% 10.787 -4,86% 10.787 -4,86%

2010. 11.469 6,32% 11.469 6,32% 11.469 6,32% 11.469 6,32%

2011. 11.880 3,58% 11.880 3,58% 11.880 3,58% 11.880 3,58%

2012. 11.853 -0,23% 11.853 -0,23% 11.853 -0,23% 11.853 -0,23%

2013. 12.167 2,65% 12.079 1,91% 12.275 3,56% 12.191 2,85%

2014. 12.490 2,65% 12.313 1,93% 12.712 3,56% 12.501 2,54%

2015. 12.821 2,65% 12.551 1,94% 13.166 3,57% 12.819 2,54%

2016. 13.141 2,50% 12.796 1,95% 13.615 3,41% 13.145 2,54%

52

2017. 13.470 2,50% 13.046 1,95% 14.080 3,42% 13.479 2,54%

2018. 13.806 2,50% 13.300 1,95% 14.562 3,42% 13.822 2,54%

2019. 14.151 2,50% 13.559 1,95% 15.061 3,43% 14.174 2,54%

2020. 14.505 2,50% 13.824 1,95% 15.578 3,43% 14.535 2,54%

2021. 14.868 2,50% 14.093 1,95% 16.073 3,18% 14.904 2,54%

2022. 15.240 2,50% 14.368 1,95% 16.584 3,18% 15.284 2,54%

2023. 15.621 2,50% 14.648 1,95% 17.112 3,18% 15.672 2,54%

2012. 11.853 -0,23% 11.853 -0,23% 11.853 -0,23% 11.853 -0,23%

2013. 12.167 2,65% 12.079 1,91% 12.275 3,56% 12.191 2,85%

2014. 12.490 2,65% 12.313 1,93% 12.712 3,56% 12.501 2,54%

2015. 12.821 2,65% 12.551 1,94% 13.166 3,57% 12.819 2,54%

2016. 13.141 2,50% 12.796 1,95% 13.615 3,41% 13.145 2,54%

2017. 13.470 2,50% 13.046 1,95% 14.080 3,42% 13.479 2,54%

2018. 13.806 2,50% 13.300 1,95% 14.562 3,42% 13.822 2,54%

2019. 14.151 2,50% 13.559 1,95% 15.061 3,43% 14.174 2,54%

2020. 14.505 2,50% 13.824 1,95% 15.578 3,43% 14.535 2,54%

2021. 14.868 2,50% 14.093 1,95% 16.073 3,18% 14.904 2,54%

2022. 15.240 2,50% 14.368 1,95% 16.584 3,18% 15.284 2,54%

2023. 15.621 2,50% 14.648 1,95% 17.112 3,18% 15.672 2,54%

Prosječni porast potrošnje za period 2013-2023. godina prema pesimističnom scenariju je 1,94%,

prema realističnom scenariju je 2,54%, a prema optimističnom scenariju 3,4%.

Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2013-2023. godina, za tri scenarija i

ostvarenje potrošnje u periodu 2000-2012. godina su dati na slici 7.6.

Slika 7.6. Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2013-2023, za tri scenarija i

ostvarenje potrošnje u periodu 2000-2012.

5,000

7,000

9,000

11,000

13,000

15,000

17,000

19,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

GWh Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2013-2023.

godina

Realistični scenario Pesimistični scenario Optimistični scenario

53

Potrebno je napomenuti da je greška u prognozi potrošnje za 2012. godinu bila reda 2,9%, koliko

iznosi procentualna razlika u prognozi prema baznom scenariju iz Indikativnog plana za prošlu

godinu (12.201 GWh), u odnosu na ostvarenu potrošnju (11.853 GWh). Ostvarena potrošnja je

bila manja od prognozirane, zbog vremenskih prilika, odnosno nešto viših temperatura od

prosječnih u zadnjim mjesecima 2012. godine.

Što se tiče prognoze vršne snage konzuma na prenosnoj mreži, Bilansom za 2012. godinu je bila

prognozirana vršna snaga konzuma od 2133 MW. Vršna snaga konzuma u 2012. godini je iznosila

2143 MW i ostvarena je u mjesecu februaru. Ova vrijednost je nešto veća od vrijednosti

predviđene Bilansom – procentualna greška je 0,4%. Takođe je potrebno napomenuti da je

Bilansom za 2013. godinu planirana vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži 2187 MW.

54

8. BILANSI SNAGA I ENERGIJA NA PRENOSNOJ MREŽI ZA

PERIOD 2014 – 2023. GODINA Bilansi snaga i energija za planski period 2014–2023. godina urađeni su za tri scenarija potrošnje:

‘’pesimistički’’ – niži scenario potrošnje, ‘’realistički’’ – prognoza prema BDP i ‘’optimistički’’ –

viši scenario potrošnje, opisana u odjeljku 7.

Mrežnim kodeksom, maj 2011. godina, tačkom 4.1.3. definiše se da ‘’Novi proizvodni kapacitet,

za koga je investitor obezbijedio Ugovor o koncesiji i Elaborat tehničkog rješenja priključka u

skladu sa odredbama Pravilnika o priključku, biće bilansno uključen u Indikativni plan razvoja

proizvodnje’’.

U proteklom periodu, od usvajanja Pravilnika o priključku, izvršena je revizija Elaborata o

tehničkom rješenju priključka na prenosnu mrežu za devet novih elektrana. Za TE Stanari, Studija

izvodljivosti uklapanja TE Stanari u EES Bosne i Hercegovine i njena revizija je obavljena prije

definisanja i stupanja na snagu Pravilnika o priključku. U međuvremenu je redukovana

instalisana snaga elektrane sa 420 MW na 300 MW, odnosno na pragu sa 388,5 MW na 262,5

MW ili za oko 30%, a takođe je godina ulaska u pogon pomjerena na 2015. godinu. Regulatorna

komisija za energetiku Republike Srpske je svojim Rješenjem o izmjenama i dopunama Dozvole

za izgradnju TE Stanari br. 01-530-11/10 od 26.11.2010. sa rokom trajanja do 07.08.2014. godine

odobrilo izmjenu instalisane snage elektrane. Između ostaloga, ovim Rješenjem se konstatuje da

nije potrebno ponovo raditi novu Studiju izvodljivosti priključka na EES BiH, te da u Javnoj

raspravi nije bilo primjedbi ili komentara.

Podaci o planiranoj proizvodnji i snazi novih (bilansiranih) proizvodnih kapaciteta pridruženi su

postojećim proizvodnim kapacitetima, te upoređenjem sa tri scenarija potrošnje formiran je 10-

godišnji bilans energija i snaga na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine. Treba napomenuti da

nije bilansirana nijedna vjetroelektrana jer ni za jednu nije urađen revidovan Elaborat tehničkog

rješenja priključka na prenosnu mrežu.

NOSBiH je u saradnji sa Elektroprenosom BiH izdao Projektne zadatke za 6 vjetroelektrana za

koje je predviđen ulazak u pogon 2014. godine: VE Debelo brdo, VE Gradina, VE Mesihovina, VE

Podveležje, VE Trusina i VE Orlovača.

S obzirom na osjetljivost proizvodnje HE od hidroloških prilika, što se naročito odrazilo u

proteklih nekoliko godina, kao i određeni nesklad u podacima o planskim vrijednostima

proizvodnje za pojedine HE, u Tabeli 8.1. navedeni su podaci o proizvodnji iz različitih izvora

podataka. U bilansima, proizvodnja svih HE planirana je na bazi prosječne hidrološke godine,

odnosno podataka koje su dostavile elektroprivredne kompanije.

JP Elektroprivreda Bosne i Hercegovine, JP Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg Bosne i

MH Elektroprivreda Republike Srpske su za cijeli planski period dostavile podatke za sve

proizvodne kapacitete, uključujući i nove bilansirane. Za Elektroprivredu BiH su korišteni podaci

iz prethodnog Indikativnog plana za izlazak iz pogona pojedinih blokova TE, pa tako blok 3 u TE

Tuzla prestaje sa radom u 2016. godini, blok 4 u 2019. godini, a blok 5 TE Kakanj izlazi iz pogona

55

2019. godine. Vezano za ulazak u pogon novih blokova, blok 7 TE Tuzla ulazi u pogon 2018.

godine, a blok 8 TE Kakanj 2019. godine.

U Tabelama 8.2a-c. data je proizvodnja postojećih i novoplaniranih bilansiranih proizvodnih

objekata na prenosnoj mreži BiH, dok su u Tabeli 8.2d. dati bilansi električne energije za tri gore

navedena scenarija potrošnje, za period 2014-2023. godina.

Tabela 8.1.- Podaci o proizvodnji HE

Naziv objekta

Ostvarena

proizvodnja u 2012.

godini na mreži

prenosa

Planirana

proizvodnja u 2013.

na mreži prenosa

Očekivana godišnja

proizvodnja prema

Studiji EI HP

Strateški plan i

program razvoja

energetskog sektora

Vlade F BiH

(GWh) (GWh) (GWh) (GWh)

Čapljina 288,06 183,50 200,00 400,00

Rama 368,34 497,00 650,00 731,00

Jablanica 551,94 704,50 771,00 792,00

Grabovica 214,51 282,20 334,00 342,00

Salakovac 307,70 401,20 410,00 593,00

Mostar 195,78 238,00 247,00 310,00

Jajce I 200,43 218,20 233,00 247,00

Peć-Mlini 39,56 72,00 82,00 84,00

M.Blato 44,27 86,00

Ukupno F BiH 2210,6 2682,60 2927,00 3499,00

Višegrad 857,84 909,20 1038,00

Bočac 208,56 273,90 307,50

Trebinje I 258,80 368,30 535,40

Dubrovnik G2 197,90 531,30 695,60

Ukupno ERS 1523,1 2082,70 2576,50

UKUPNO BiH 3733,7 4765,30 5503,50

56

Tabela 8.2a.- Proizvodnja postojećih HE i TE na prenosnoj mreži BiH za period 2014-2023.

PROIZVODNJA (GWh)

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

RAMA 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0 650,0

HE ČAPLJINA 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

MOSTAR 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0 247,0

JAJCE1 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9

JAJCE2 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0

PEC-MLINI 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0 82,0

JABLANICA 719,0 719,0 719,0 719,0 719,0 719,0 719,0 719,0 719,0 719,0

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

SALAKOVAC 407,7 407,7 407,7 407,7 407,7 407,7 407,7 407,7 407,7 407,7

TREBINJE 1 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8 393,8

DUBROVNIK 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5 647,5

VISEGRAD 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2 909,2

BOCAC 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9 273,9

MOSTARSKO BLATO 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0 167,0

POSTOJEĆE HE

UKUPNO

5.374,6 5.374,6 5.374,6 5.374,6 5.374,6 5.374,6 5.374,6 5.374,6 5.374,6 5.374,6

TUZLA G-3 252,0 189,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TUZLA G-4 948,0 948,0 1172,0 1172,0 948,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TUZLA G-5 978,0 978,0 978,0 978,0 978,0 978,0 978,0 978,0 978,0 978,0

TUZLA G-6 1.112,0 1.112,0 1.112,0 1.112,0 1.112,0 1.112,0 1.112,0 1.112,0 1.112,0 1.112,0

KAKANJ G-5 460,0 460,0 460,0 460,0 460,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

KAKANJ G-6 468,0 468,0 468,0 468,0 468,0 468,0 468,0 468,0 468,0 468,0

KAKANJ G-7 1.274,0 1.274,0 1.274,0 1.274,0 1.274,0 1.274,0 1.274,0 1.274,0 1.274,0 1.274,0

GACKO 1.619,7 1.619,7 1.500,0 1.619,7 1.619,7 1.619,7 1.500,0 1.619,7 1.619,7 1.619,7

UGLJEVIK 1.530,0 1.775,0 1.775,0 1.775,0 1.530,0 1.775,0 1.775,0 1.775,0 1.530,0 1.775,0

POSTOJEĆE TE

UKUPNO

8.641,7 8.823,7 8.739,0 8.858,7 8.389,7 7.226,7 7.107,0 7.226,7 6.981,7 7.226,7

UKUPNO POSTOJEĆI

OBJEKTI

14.016,3 14.198,3 14.113,6 14.233,3 13.764,3 12.601,3 12.481,6 12.601,3 12.356,3 12.601,3

Tabela 8.2b.- Proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH za period 2014-2023.

PROIZVODNJA (GWh)

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

HE DUB I HE USTIPRAČA 74,4 74,4 74,4 74,4 74,4 74,4 74,4 74,4 74,4 74,4

HE ULOG 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3 82,3

MHE NA RIJECI SUTJESCI 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6 83,6

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

HE USTIKOLINA 236,8 236,8 236,8 236,8 236,8 236,8

HE VRANDUK 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4

NOVE HE BILANSIRANO 158,0 240,3 336,7 336,7 825,3 825,3 825,3 825,3 825,3 825,3

57

Tabela 8.2c.- Proizvodnja novih TE na prenosnoj mreži BiH za period 2014-2023.

PROIZVODNJA (GWh)

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

TE STANARI 1.500,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,0 2.000,

0

TE TUZLA, blok 7 1263,6 2527,2 2527,2 2527,2 2527,2 2527,2

TE KAKANJ, blok 8 1.675,1 1.675,1 1.675,1 1.652,1 1.652,

1

NOVE TE

BILANSIRANO

0,0 0,0 1.500,

0

2.000,

0

3.263,

6

6.202,

3

6.202,

3

6.202,

3

6.179,

3

6.179,

3

Tabela 8.2d.- Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2014-2023.

POTROŠNJA (GWh)

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Scenario 1. Niži

scenario

12.313 12.551 12.796 13.046 13.300 13.559 13.824 14.093 14.368 14.648

1,93% 1,93% 1,95% 1,95% 1,95% 1,95% 1,95% 1,95% 1,95% 1,95%

Scenario 2. Prognoza

prema BDP - Bazni

scenario

12.490 12.821 13.141 13.470 13.806 14.151 14.505 14.868 15.240 15.621

2,65% 2,65% 2,50% 2,50% 2,49% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50% 2,50%

Scenario 3. Prognoza

prema Studiji EIHP i

strategijama razvoja RS i

FBiH – Viši scenario

12.712 13.166 13.615 14.080 14.562 15.061 15.578 16.073 16.584 17.112

3,56% 3,57% 3,41% 3,42% 3,42% 3,43% 3,43% 3,18% 3,18% 3,18%

PROIZVODNJA (GWh)

NOVI IZVORI

BILANSIRANI

158,0 240,3 1.836,7 2.336,7 4.088,9 7.027,6 7.027,6 7.027,6 7.004,6 7.004,6

Scenario I.

Proizvodnja

bilansirano

14.174,3 14.438,6 15.950,3 16.570,0 17.853,2 19.628,9 19.509,2 19.628,9 19.360,9 19.605,9

Gubici (3% u odnosu

na proizvodnju)

425,2 433,2 478,5 497,1 535,6 588,9 585,3 588,9 580,8 588,2

Scenario 1 (Niži

scenario potrošnje +

gubici)

12.738,2 12.984,2 13.274,5 13.543,1 13.835,6 14.147,9 14.409,3 14.681,9 14.948,8 15.236,2

Scenario 2 (Bazni


gubici)

12.915,2 13.254,2 13.619,5 13.967,1 14.341,6 14.739,9 15.090,3 15.456,9 15.820,8 16.209,2

Scenario 3 (Viši


gubici)

13.137,2 13.599,2 14.093,5 14.577,1 15.097,6 15.649,9 16.163,3 16.661,9 17.164,8 17.700,2

BILANS za Scenario 1 1.436,1 1.454,5 2.675,8 3.026,9 4.017,6 5.481,0 5.099,9 4.947,0 4.412,1 4.369,7

BILANS Scenario 2 1.259,1 1.184,5 2.330,8 2.602,9 3.511,6 4.889,0 4.418,9 4.172,0 3.540,1 3.396,7

BILANS Scenario 3 1.037,1 839,5 1.856,8 1.992,9 2.755,6 3.979,0 3.345,9 2.967,0 2.196,1 1.905,7

58

Slika 8.1.– Tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta 2014-2023. 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. Međutim,

ukoliko se odmah ne započne izgradnja planiranih novih proizvodnih kapaciteta, odnosno ako se

posmatra samo proizvodnja postojećih kapaciteta može biti kritična već 2016. godina kao i

naredne godine, što znači da bi Bosna i Hercegovina mogla uvoziti električnu energiju.

U tabeli 8.3. 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.

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

22,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

GW

h

godina

TRI SCENARIJA PROGNOZE POTROŠNJE I PROIZVODNJA

ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH ZA PERIOD 2014 - 2023.

Scenario 1. Niži scenario potrošnje

Scenario 2. Bazni scenario potrošnje-prognoza prema BDP

Scenario 3. Viši scenario potrošnje

Proizvodnja bilansirano (postojeći+novi)

59

Tabela 8.3.- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta

(MW)

Novi kapaciteti 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

HE DUB I HE USTIPRAČA 17,1

HE ULOG 34,4

MHE NA RIJECI SUTJESCI 19,15

HE VRANDUK 19,6

TE STANARI

300

(262,5*)

TE TUZLA, blok 7 450

(410* )

TE KAKANJ, blok 8 300

(270*)

HE DABAR 159,9

HE USTIKOLINA 65,4

Novi bilansirano: 36,3 34,4 319,6 0,0 675,3 300,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Kumulativno novi –inst.sn. 36,3 70,7 390,3 390,3 1.065,6 1.365,6 1.365,6 1.365,6 1.365,6 1.365,6

Postojeći objekti (bazna

2012. godina- inst.snaga)

3.795,6 3.795,6 3.695,6 3.695,6 3.695,6 3.385,6 3.385,6 3.385,6 3.385,6 3.385,6

Postojeći objekti (bazna

2012. godina- snaga na

pragu*)

3.596,0 3.596,0 3.511,0 3.511,0 3.511,0 3.241,0 3.241,0 3.241,0 3.241,0 3.241,0

UKUPNO BILANS-

inst.snaga

3.831,9 3.866,3 4.085,9 4.085,9 4.761,2 4.751,2 4.751,2 4.751,2 4.751,2 4.751,2

UKUPNO BILANS- snaga na

pragu*

3.632,3 3.666,7 3.863,8 3.863,8 4.499,1 4.499,1 4.499,1 4.499,1 4.499,1 4.499,1

*snaga na pragu elektrane

Slika 8.2.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih kapaciteta

HE Sutjeska

HE Dub HE Ulog HE Vranduk

blok 7 TETuzla

blok 8 TE Kakanj

Tuzla G3

Tuzla G4

Kakanj G5

HE Dabar

HE Ustikolina

-500

-300

-100

100

300

500

700

201

4

201

5

201

6

201

7

201

8

201

9

202

0

202

1

202

2

202

3

(MW

)

godina Nove HE Nove TE Izlazak iz pogona

60

U Tabelama 8.3a, 8.3b i na Slikama 8.3a. i 8.3b. je data proizvodnja električne energije na

prenosnoj mreži BiH i instalisana snaga po izvorima: TE, obnovljivi izvori (HE), i PHE.

Tabela 8.3a.- Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period

2014-2023.

PROIZVODNJA (GWh)

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

TE 8.641,7 8.823,7 10.239,0 10.858,7 11.653,3 13.429,0 13.309,3 13.429,0 13.161,0 13.406,0

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

OBNOVLJIVI IZVORI 5332,6 5414,9 5511,3 5511,3 5999,9 5999,9 5999,9 5999,9 5999,9 5999,9

PROIZVODNJA

UKUPNO

14.174,3 14.438,6 15.950,3 16.570,0 17.853,2 19.628,9 19.509,2 19.628,9 19.360,9 19.605,9

Slika 8.3a.- Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period 2014-2023. godina

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

GW

h

godina Proizvodnja ukupno

TE

PHE ČAPLJINA

OBNOVLJIVI IZVORI (HE)

61

Tabela 8.3b.- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH

(MW)

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

TE 1765,0 1765,0 1965,0 1965,0 2415,0 2405,0 2405,0 2405,0 2405,0 2405,0

PHE ČAPLJINA 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0

OBNOVLJIVI IZVORI 1626,9 1661,3 1680,9 1680,9 1906,2 1906,2 1906,2 1906,2 1906,2 1906,2

UKUPNO 3831,9 3866,3 4085,9 4085,9 4761,2 4751,2 4751,2 4751,2 4751,2 4751,2

Slika 8.3b.- Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora za period 2014- 2023. godina

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 2012. i 2013. godinu su:

(MWh/h)

Januar 2012. 11:00 1.845

19:00 1.967

Juli 2012. 11:00 1.507

Januar 2013. 11:00 1.727

19:00 1.868

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

2500.0

3000.0

3500.0

4000.0

4500.0

5000.0

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

(MW

)

godina

Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH

za period 2014- 2023. godina

TE PHE ČAPLJINA

OBNOVLJIVI IZVORI -HE UKUPNO

62

Maksimum za 2012. godinu od 2.143 MWh/h postignut je 10. februara u 18 sati (osamnaesti

sat), što je za oko 9% više od ''treće srijede u januaru''. Međutim, kako se vrši procjena potrebne

jednovremene snage konzuma EES BiH na prenosnoj mreži, a ne jednovremena snaga ENTSO-E

konzuma, kao startna vrijednost je uzeta postignuta snaga od 2.143 MW u 2012. godini. U Tabeli

8.4a. i 8.4b. prikazane su vrijednosti maksimalnih i minimalnih jednovremenih snaga konzuma

BiH na prenosnoj mreži za posljednjih 5 godina i procentualne razlike u odnosu na prethodnu

godinu.

Tabela 8.4a.- Maksimalne jednovremene snage konzuma

Godina 31.12.2008.

18-ti sat

05.01.2009.

18-ti sat

31.12.2010.

18-ti sat

31.12.2011.

18-ti sat

10.02.2012.

18-ti sat

Pmax (MW) 2.117 2.033 2.173 2.150 2.143

% 1,88 -3,97 6,89 -1,06 -0,33

Tabela 8.4b - Minimalne jednovremene snage konzuma

Godina 21.04.2008.

4-ti sat

13.04.2009.

4-ti sat

03.05.2010.

4-ti sat

22.07.2011.

4-ti sat

21.06.2012.

5-ti sat

Pmin (MW) 870 796 816 872 833

% 2,96 -8,51 2,51 6,86 -4,47

Iz gornjih tabela je očigledno da nema kontinuiteta u vrijednostima jednovremenih snaga

konzuma BiH na prenosnoj mreži. Ipak, isključujući godine u kojima je zabilježen pad, rast

maksimalnih snaga se može procijeniti na oko 2% godišnje, a rast minimalnih snaga na oko 3%.

U skladu s tim i uzimajući baznu vrijednost od 2.143 MW, u Tabeli 8.5. prikazan je bilans

jednovremenih maksimalnih snaga na prenosnoj mreži za period 2014-2023. godina.

Tabela 8.5.- Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži

(MW)

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Vršna snaga

konzuma na

prenosnoj mreži 2.230 2.274 2.320 2.366 2.413 2.462 2.511 2.561 2.612 2.665

Potrebna snaga

primarne rezerve 15 15 16 16 16 17 17 17 17 17

Potrebna snaga

sekundarne

rezerve

64 66 67 68 70 71 73 74 74 74

Potrebna snaga

tercijerne rezerve 250 250 300 300 300 300 400 400 400 400

UKUPNO

(Konzum+rezerve) 2.559 2.605 2.703 2.750 2.799 2.850 3.001 3.052 3.103 3.156

Snaga na pragu

(postojeći + novi)

3.632 3.667 3.864 3.864 4.499 4.499 4.499 4.499 4.499 4.499

BILANS SNAGE 1.073 1.062 1.161 1.114 1.700 1.649 1.498 1.447 1.396 1.343

63

Podaci u gornjoj tabeli upućuju na zaključak da će u narednom periodu, pod pretpostavkom

planirane realizacije izgradnje novih proizvodnih kapaciteta, biti obezbijeđena dovoljna rezerva

snage u sistemu. Međutim, ukoliko dođe do pomjeranja planiranih rokova puštanja u pogon

novih proizvodnih kapaciteta, uz gašenje postojećih i eventualnu lošu hidrologiju, vrlo je realna

pojava deficita snage u toku planskog perioda.

64

9. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE Analizirajući podatke koje su dostavili korisnici prenosnog sistema Bosne i Hercegovine, a u

skladu sa zakonskim ovlaštenjima NOSBiH, Licencom za obavljanje djelatnosti Operatora

sistema, Mrežnim kodeksom i obavezama prema Energetskoj zajednici i ENTSO-E, rezultati ovog

Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2014-2023. godina, upućuju na sljedeće

zaključke i sugestije:

1. Analizirajući realizaciju prethodnih Indikativnih planova može se zaključiti da su oni bili

ambiciozni, kako sa aspekta rasta potrošnje, tako i sa aspekta izgradnje novih

proizvodnih kapaciteta. S jedne strane, nije se ostvario planirani rast potrošnje, a sa

druge strane izgradnja nijednog novog proizvodnog kapaciteta nije počela planiranom

dinamikom.

2. Bilansi snaga i energija za narednih 10 godina upućuju na zaključak da je neophodno što

prije početi sa realizacijom planirane dinamike izgradnje novih proizvodnih kapaciteta.

Ukoliko dođe do daljeg prolongiranja rokova puštanja u pogon novih proizvodnih

kapaciteta, realna je mogućnost da Bosna i Hercegovina već od 2016. godine bude

suočena sa uvozom električne energije. Takođe kritične bile bi i ostale godine do kraja

planskog perioda, čak i sa pesimističnim rastom potrošnje, pogotovo ako se ponove loši

hidrološki uslovi kao 2011. i 2012. godine. Međutim, u slučaju ispunjavanja planova

izgradnje svih novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta, bilans električne energije bi bio

zadovoljen u cijelom posmatranom periodu, uz značajne viškove.

3. Pojedini korisnici prenosne mreže ne ispunjavaju svoje obaveze u dostavljanju podataka

prema odredbama Mrežnog kodeksa, što može dovesti do određenog odstupanja u

planskim kategorijama, prvenstveno kada se radi o potrošnji distribucija i kupaca

direktno priključenih na prenosnu mrežu.

4. Razvoj potrošnje električne energije u proteklom periodu nije se odvijao kontinuirano

što uveliko otežava procjenu trenda potrošnje u narednom planskom periodu. Ako se

tome doda svjetska ekonomska kriza, koja neminovno ostavlja negativne posljedice i na

potrošnju električne energije u Bosni i Hercegovini i uz nedostatak objektivnih planova

razvoja, u narednom periodu može doći do značajnijih odstupanja planskih vrijednosti

od realizovanih. Međutim, i pored ovih neizvjesnosti i rizika, potrošnja električne

energije za period 2014–2023. bazirana je na optimističkom (pozitivnom) trendu u sva tri

scenarija.

5. Evidentan je veliki interes investitora za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta, u prvom

redu obnovljivih izvora kao što su hidroelektrane i vjetroelektrane. Na žalost, NOSBiH

procjenjuje da je za najveći broj prijavljenih proizvodnih kapaciteta planirana izgradnja i

godina ulaska u pogon upitna, uglavnom radi nepostojanja odgovarajućih dozvola

nadležnih organa. Zbog toga je neophodno da se svi investitori prije prijavljivanja za

uključenje njihovih proizvodnih kapaciteta u Indikativni plan razvoja proizvodnje

konsultuju sa nadležnim institucijama u vezi sa dobivanjem odgovarajućih saglasnosti, a

sve u skladu sa Pravilnikom o priključku.

6. Problematika stakleničkih plinova i globalno zagrijavanje nameće sve veće korištenje

obnovljivih izvora električne energije, u najvećem broju slučajeva izgradnju

65

vjetroelektrana. Međutim, vjetroelektrane kao neupravljivi izvori, negativno utiču na

regulacione performanse sistema, pa je neophodno obezbijediti povećanu sekundarnu

rezervu kako bi se kompenzovale neželjene varijacije snage uzrokovane promjenljivim

intenzitetom vjetra. Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini je pokrenuo

izradu studije koja je završena krajem 2011. godine, na osnovu koje je NOSBIH procjenio

graničnu snagu vjetroelektrana. 7. Formiranjem ENTSO-E i izradom desetogodišnjih planova razvoja evropskog i

regionalnog elektroenergetskog sistema kao jednog od najvažnijih dokumenata, snažno

je istaknuta uloga operatora sistema u pripremi adekvatnih i što realnijih planova

razvoja na području kojeg oni pokrivaju. Izmjenama i dopunama Mrežnog kodeksa, koje

je maja 2011. godine odobrio DERK, precizirani su uslovi pod kojima novi proizvodni

kapacitet može biti bilansno uključen u Indikativni plan proizvodnje, što je i signal

Elektroprenosu BiH da ove proizvodne kapacitete uključi u Dugoročni plan razvoja

prenosne mreže. Na taj način je omogućeno da se realnije, na bazi tehno-ekonomskih

analiza, planira prenosna mrežu, kako interno tako i za interkonekcije, čime bi se u isto

vrijeme NOSBiH-u omogućilo da ravnopravno, zajedno sa drugim operatorima sistema,

na regionalnom i panevropskom nivou učestvuje u planiranju i razvoju

elektroenergetskog sistema.

66

10. LITERATURA [1] „Mrežni kodeks“, maj 2011. godine

[2] „TEN-YEAR NETWORK DEVELOPMENT PLAN 2012-2022“, European Network of

Transmission System Operators for Electricity, prijedlog, januar 2012.

[3] „Izvještaj o tokovima električne energije u BiH u 2012. godini“ – NOS BiH, Sarajevo, mart

2013. godine

[4] „Bilans električne energije na mreži prenosa za 2013. godinu“ – NOSBiH, Sarajevo,

31.10.2012. godine

[5] „Bruto domaći proizvod prema proizvodnom pristupu 2005-2010“ – Agencija za

statistiku BiH, Sarajevo, decembar 2011. god.

[6] „Bruto domaći proizvod za Bosnu i Hercegovinu 2011. Proizvodni pristup, prvi rezultati“,

Agencija za statistiku BiH, Saopštenje, 25.07.2012. godine

[7] „Statistika energije“, Agencija za statistiku BiH, Saopštenje- 20.11. 2009. godine




[11] “Srednjoročna razvojna strategiji BiH, 2004-2007“- siteresources.worldbank.org

[12] “Scenario Outlook and Adequacy Forecast (SO & AF) 2012 – 2030“, www.entsoe.eu

[13] „Studija energetskog sektora u BiH za period 2005 – 2020. god.“ - konzorcij: Energetski

Institut Hrvoje Požar, Hrvatska; Soluziona, Španjolska; Ekonomski Institut Banja Luka, BiH;

Rudarski Institut Tuzla, BiH., mart 2008. god.

[14] „Strateški plan i program razvoja energetskog sektora Federacije BiH“, FMERI, 2008. god.

[15] „Strategija razvoja energetike Republike Srpske“ – Ministarstvo industrije, energetike i

rudarstva, Banja Luka, 2010. god.

[16] ''Integralna studija razvoja JP Elektroprivreda HZ H-B d.d. Mostar 2006. – 2010. godina sa

projekcijom na 2020. godinu”, Institut za elektroprivredu i energetiku d.d. Zagreb Zagreb, travanj

2007.

[17] “Indikativni plan razvoja proizvodnje 2007 – 2016. godina”, Sarajevo, oktobar 2006.

http://www.entsoe.eu/

Documents

IPRP 2014-2023 - Finalna Verzija