Indikativni plan razvoja
proizvodnje 2015-2024
April 2014.
Sadržaj
1.
UVOD .............................................................................................................................................. 2
2.
TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA ........................................................................ 4
3.
OSTVARENJE BILANSA NA MREŽI PRENOSA U PROTEKLOM PERIODU .......................................... 5
3.1
Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa u 2013. godini ............................... 5
3.1.1
Deklarisana razmjena električne energije sa susjednim sistemima ..............................11
3.1.2
Prekogranični tokovi električne energije .......................................................................11
3.2
Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa u periodu 2008.-2012. ................ 12
4.
PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU ................. 13
5.
BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2014. ................................................. 16
6.
PROGNOZA POTROŠNJE 2015.-2024. GODINA ............................................................................. 18
6.1
Statistički podaci relevatni za planiranje potrošnje .............................................................. 18
6.2
Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim
proizvodom ....................................................................................................................................... 20
6.3
Izvještaji i predviđanja ENTSO-E ............................................................................................ 21
6.4
Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže ........................................................................ 22
6.4.1
Plan potrošnje direktno priključenih kupaca.................................................................22
6.4.2
Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća..........................24
6.4.3
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od korisnika
prenosne mreže ............................................................................................................................26
6.5
7.
Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH.......................................... 27
BILANSI SNAGA I ENERGIJA NA PRENOSNOJ MREŽI 2015. – 2024. GODINA ............................... 29
7.1
Stanje obnovljivih izvora u EES BiH ....................................................................................... 38
7.2
Pregled broja i snage prijavljenih planiranih kapaciteta ....................................................... 39
8.
ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE ................................................... 42
8.1
TYNDP 2014 ........................................................................................................................... 43
8.2
Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u periodu 2020.-2030. ................. 43
8.3
Projekti od interesa za Energetsku zajednicu........................................................................ 45
8.4
Interkonektivni dalekovodi.................................................................................................... 48
8.4.1
8.5
9.
10.
Prekogranični prenosni kapaciteti .................................................................................48
ENTSO-E Mrežni kodeksi ....................................................................................................... 51
ZAKLJUČCI I SUGESTIJE ................................................................................................................. 53
LITERATURA ............................................................................................................................... 54
1
1. UVOD
U skladu sa važećom legislativom, Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini
(NOSBiH) je pripremio već deveti Indikativni plan razvoja proizvodnje. Ovaj Plan obuhvata
period 2015.-2024. godina i vremenski obuhvat je prilagođen potrebama za izradu Plana
razvoja prenosne mreže u skladu sa važećim Mrežnim kodeksom.
Osnove za izradu Indikativnog plana razvoja proizvodnje su:

Članom 7.11. Zakona o osnivanju Nezavisnog operatora sistema za prenosni sistem u
BiH (Službeni glasnik BiH br. 35/04) definisana je obaveza „Utvrđivanje indikativnog
proizvodnog razvojnog plana s podacima dostavljenim od proizvođača, distributivnih
kompanija i krajnjih korisnika koji su direktno povezani na prenosni sistem.“

Tačkom 3.18. ’’USLOVA ZA KORIŠTENJE LICENCE ZA OBAVLJANJE
DJELATNOSTI NEZAVISNOG OPERATORA SISTEMA’’ definiše se da je
’’Vlasnik licence dužan da utvrdi Indikativni razvojni plan proizvodnje za period od
10 godina sa podacima koje će prikupiti od proizvođača, distributivnih kompanija i
krajnjih kupaca koji su direktno priključeni na prenosni sistem. Plan se svake godine
nadopunjuje narednom godinom koja nije bila obuhvaćena planom. Procedura
proširenja plana je ista kao i kod njegovog donošenja. Indikativni plan razvoja
proizvodnje se dostavlja DERK-u na odobrenje do kraja aprila za narednu godinu.’’
U skladu sa odjeljkom 4.1. Mrežnog kodeksa, cilj desetogodišnjeg Indikativnog plana razvoja
proizvodnje je da da informaciju o najavljenim projektima izgradnje novih proizvodnih
kapaciteta koji će biti priključeni na prenosnu mrežu. Indikativni plan razvoja proizvodnje
treba da prioritetno ukaže na zadovoljenje potreba BiH u električnoj energiji i snazi na bazi
korištenja vlastitih resursa, uvažavajući sljedeće elemente planiranja:

Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za pokrivanje vršnog tereta EES BiH
na prenosnoj mreži;

Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za zadovoljenje potreba za
električnom energijom distributera i direktno priključenih kupaca na prenosnoj mreži;

Potrebne rezerve u snazi i energiji;

Bilansni suficiti i deficiti sa komentarom o mogućim vrijednostima NTC-a.
U pripremnoj fazi realizacije Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2015.-2024.
godina, NOSBiH je krajem oktobra 2013. godine preduzeo sljedeće aktivnosti:

Ministarstvu vanjske trgovine i ekonomskih odnosa BiH, DERK-u, Ministarstvu
energije, rudarstva i industrije FBiH, Ministarstvu industrije, energetike i rudarstva
RS, regulatornim komisijama (FERK i RERS) kao i Vladi Distrikta Brčko upućeni su
dopisi sa obavještenjem o početku procesa pripreme plana;

Svim registrovanim investitorima koji su navedeni u prethodnom planu upućeni su
pozivi da dostave svoje inovirane planove ili potvrde postojeće prijave;
2

U sredstvima javnog informisanja, kao i na internet stranici NOSBiH-a, objavljen je
Javni poziv svim korisnicima prenosne mreže da dostave svoje planove proizvodnje i
potrošnje električne energije;

Svim kupcima električne energije na prenosnoj mreži upućen je poziv da dostave
svoje planove potrošnje;
U registar ovog Indikativnog plana uključene su sve prijave pristigle do 31.12.2013. godine.
Osim toga, u ovom Indikativnom planu razvoja proizvodnje naveden je kratki osvrt na
aktivnosti ENTSO-E sa aspekta desetogodišnjeg razvoja EES-a na području zemalja članica,
koji se zasniva na kratkoročnim i dugoročnim regionalnim planovima razvoja proizvodnje i
potrošnje svake članice regije, uključujući i aspekte regionalnog tržišta električne energije.
Rezultat ovih aktivnosti su projekti prenosne mreže od evropskog značaja. Za Bosnu i
Hercegovinu korišten je Indikativni plan razvoja proizvodnje za period 2014.-2023. sa
podlogama o proizvodnji i potrošnji, ali bez dugoročnog plana razvoja prenosne mreže.
Ostali elementi Indikativnog plana imaju standardnu formu i sadržaj uz konstataciju da se
proizvodnja i potrošnja na prenosnoj mreži odvija prema predviđanjima NOSBiH. Međutim,
veoma je važna činjenica da se ne ostvaruju planovi izgradnje proizvodnih kapaciteta, rokovi
se prolongiraju iz godine u godinu, tako da je i planirana dinamika navedena u ovom planu,
upitna, odnosno nema realnih pokazatelja da će se planirana dinamika ulaska u pogon novih,
pa i zamjenskih, proizvodnih kapaciteta ostvariti. U tom cilju NOSBiH je za određene
proizvodne kapacitete koji su bilansirani u proteklim planovima, a čija godina ulaska u pogon
je upitna dao i svoje procjene mogućeg priključenja na prenosnu mrežu.
Na kraju Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2015.-2024. 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.
3
2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA
Tehnički parametri proizvodnih jedinica priključenih na prenosnoj mreži su prikazani u
Tabelama 2.1. i 2.2.
Tabela 2.1. - Hidroelektrane
Sliv
Instalisana
snaga agregata
Pmax na
mreži
prenosa
Protok
Kote
Akumulacija
SGP
(MW)
(MW)
(m3/s)
(m)
(GWh/hm3)
(GWh)
2x54+1x63
171
3x70
352-402
1010,7/1074,6
370-420
Dubrovnik*
2x108
108
2x48,5
288-295
8,02/9,30
1168
Čapljina
2x220
440
2x112,5
224-231,5
3,43/6.47
400
Rama
2x80
160
2x32
536-595
530,8/466
731
Jablanica
6x30
180
2x30+4x35
235-270
127,7/288
792
Grabovica
2x57
114
2x190
154,5-159,5
2,9/5
342
Salakovac
3x70
210
3x180
118,5-123
5,3/16
593
Mostar
3x24
72
3x120
74-76,5
0,4/6
310
Jajce I
2x30
60
2x30
425,8-427,1
2
247
Jajce II
3x10
30
3x27
322-327
0,21
157
Naziv objekta
Trebinje I
Trebišnjica
Neretva
Vrbas
Bočac
2x55
110
2x120
254-282
5,09/42,9
307
Drina
Višegrad
3x105
315
3x270
330,5-336
10,0/101,0
1108
Lištica
Mostarsko blato
2x30
60
2x18
Tihaljina
Peć-Mlini
30.6
2x15
249-252
0,2/0,74
72-80
2x15,3
Ukupno Pmax
2060.6
*Proizvodnja generatora 2 iz HE DU pripada ERS.
Tabela 2.2.- Termoelektrane
Objekat
Blok
Instalisana
snaga
agregata
Maksimalna
snaga na mreži
prenosa
Tehnički
minimum
Prividna
snaga
(MW)
(MW)
(MW)
(MVA)
Vrsta
uglja
Specifična
potrošnja
Moguća
proizvodnja
(kJ/kWh)
(GWh)
Tuzla
G3
100
85
60
118
LM
14,400
462.00
Tuzla
G4
200
175
125
235
LM
12,150
1078.00
Tuzla
G5
200
180
125
235
LM
12,200
1078.00
Tuzla
G6
215
190
115
253
M
11,810
1103.00
715
630
103
TUZLA
Kakanj
G5
118
Kakanj
G6
110
Kakanj
G7
230
KAKANJ
921
3721.00
60
134
M
11,700
85
55
137.5
M
14,433
478.00
205
140
270.5
M
12,260
1227.00
450
385
GACKO
G1
300
276
180
353
L
11,520
1149.40
UGLJEVIK
G1
300
279
155
353
M
11,470
1457.70
Total
693
627.00
1568
2332.00
8660.10
4
3. OSTVARENJE BILANSA NA MREŽI PRENOSA U PROTEKLOM
PERIODU
3.1
Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa u 2013. godini
Ukupno raspoloživa električna energija na prenosnoj mreži u 2013. godini iznosila je
18.937 GWh. Na prenosnoj mreži ukupno je proizvedeno 15.712 GWh, dok je 58 GWh u
prenosnu mrežu injektovano iz distributivne mreže.
Od ukupno raspoložive električne energije na prenosnoj mreži, distributivne kompanije su
preuzele 9.215 GWh, direktno priključeni kupci na prenosnu mrežu su preuzeli 2.517 GWh,
susjednim sistemima je isporučeno 6.862 GWh, dok su prenosni gubici iznosili 343 GWh,
odnosno 1,81 % od ukupno raspoložive energije na prenosnoj mreži. U 2013. godini
PHE Čapljina nije radila u pumpnom režimu.
Potrošnja električne energije u 2013. godini u BiH manja je za 1 % od potrošnje u 2012.
godini. Višak proizvodnje od 28,4 % u odnosu na 2012. godinu plasiran je izvan granica BiH.
Od ukupno proizvedenih 15.712 GWh električne energije na prenosnoj mreži u 2013. godini,
u hidroelektranama je proizvedeno 6.971 GWh, odnosno 44,4 % električne energije, dok je u
termoelektranama proizvedeno 8.740 GWh, odnosno 55,6 % električne energije. Povoljnije
hidrološke prilike u odnosu na izrazito nepovoljnu 2012. godinu omogućile su za 83,1 % veću
proizvodnju u hidroelektranama. U termoelektranama je proizvedeno 3,7 % više električne
energije nego prethodne godine, tako da je ukupno proizvodeno 28,4 % više energije nego u
2012. godini.
Struktura proizvodnje električne energije na prenosnoj mreži BiH po mjesecima u 2013.
godini je prikazana na Slici 3.1.
Vršna satna snaga konzuma na prenosnoj mreži u 2013. godini iznosila je 2074 MW što je
smanjenje u odnosu na 2012. godinu za 69 MW.
U Tabelama 3.1, 3.2. i 3.3. prikazani su relevantni podaci o ostvarenju elektroenergetskog
bilansa na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine u 2013. godini po mjesecima.
Potrebno je naglasiti značajno povećanje proizvodnje PHE Čapljina od 712,9 GWh što daje
indeks povećanja 2013/2012 od 247,5%. Takođe indeks povećanja 2012/2011 je bio takođe
značajan 175,8%. Ovakav indeks samo pokazuje da PHE Čapljina, kao veoma značajan
proizvodni objekat, zauzima važnu ulogu u proizvodnji električne energije i da njene
mogućnosti treba postaviti na poziciju kako je i početno dizajnirana.
5
GWh
2,000
Hidro
Termo
1,500
1,000
500
715 793 1,119
290 511 450
1,012 702 462 344 288
286
756 756 659
705 821 887 666 853 818 828
463 528
0
I
II
III
IV
V
VI
VII
Mjesec
VIII
IX
X
Slika 3.1. - Struktura proizvodnje po mjesecima u 2013. godini
6
XI
XII
Tabela 3.1.- Bilans električne energije na prenosnoj mreži
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
2013
2013/2012
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
%
Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
(1)
HE
715,241
792,783
1,119,292
1,012,218
702,294
461,629
343,570
287,554
285,510
289,870
510,965
450,375
6,971,301
183.1%
(2)
TE
755,644
755,993
659,397
463,078
527,834
705,237
821,090
886,887
666,194
853,028
817,795
828,073
8,740,250
103.7%
1,470,885
1,548,776
1,778,689
1,475,296
1,230,128
1,166,866
1,164,660
1,174,441
951,704
1,142,898
1,328,760
1,278,448 15,711,551
128.4%
5,854
8,550
12,032
12,558
8,316
4,432
1,310
634
848
850
2,340
661
58,385
155.4%
870,185
786,088
819,058
708,055
687,234
676,102
727,931
742,302
699,646
768,742
795,575
933,887
9,214,805
99.7%
213,701
201,244
220,700
213,123
217,473
208,716
214,588
208,747
198,113
207,619
208,236
204,897
2,517,157
96.6%
32,979
30,436
32,952
37,220
23,355
23,505
25,672
27,026
24,269
26,783
28,396
30,509
343,102
111.3%
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.0%
1,116,865
1,017,768
1,072,710
958,398
928,062
908,323
968,191
978,075
922,028
1,003,144
1,032,207
354,020
531,008
705,979
516,898
302,066
258,543
196,469
196,366
29,676
139,754
296,553
(3)
Proizvodnja UKUPNO (1+2)
(4)
Enegija primljena iz distributivne mreže
Potrošnja električne energije sa prenosne mreže
Distributivne kompanije
(5)
(6)
Direktno priključeni potrošači
(7)
Prenosni gubici
(8)
Pumpni rad
(9)
*
Potrošnja UKUPNO (5+6+7+8)
1,169,293 12,075,064
Bilans električne energije na prenosnoj mreži
(10)
Bilans (3-9)
*
Uključujući potrošnju kvalifikovanih kupaca
7
109,155
3,636,487
Tabela 3.2.- Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
PROIZVODNJA
HE Jablanica
HE Grabovica
HE Salakovac
HE Višegrad
HE Trebinje 1
HE Trebinje 2
HE Dubrovnik (G2)
HE Bočac
HE Rama
HE Mostar
HE Jajce 1
HE Jajce 2*
PHE Čapljina
HE Peć-Mlini
HE Mostarsko Blato**
HIDROELEKTRANE
TE Tuzla
TE Kakanj
TE Ugljevik
TE Gacko
TERMOELEKTRANE
PROIZVODNJA
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
2013
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
90,163
39,032
64,504
110,080
81,686
0
0
36,579
38,356
30,836
33,581
10,406
151,695
9,561
18,760
715,239
93,657
114,920
111,560
34,012
51,998
58,805
51,671
93,768
102,384
121,958
187,548
199,698
92,945
122,242
97,743
0
0
0
13,971
74,449
74,797
32,887
43,203
46,490
50,595
57,042
56,978
28,868
39,051
40,348
31,434
35,664
39,986
9,513
11,101
10,703
187,576
225,115
115,317
14,851
19,550
17,304
28,844
43,641
40,105
792,782 1,119,292 1,012,218
102,866
39,262
66,087
187,394
53,589
0
73,346
28,414
57,926
35,811
30,249
10,443
1,638
9,063
6,206
702,294
75,930
27,414
42,245
112,482
23,919
0
33,972
18,469
56,679
23,990
21,994
7,910
2,881
8,178
5,568
461,631
45,396
15,665
18,178
55,602
43,482
0
59,997
12,722
57,193
12,903
13,965
5,520
1,071
1,782
93
343,569
32,272
11,085
10,764
38,408
48,579
0
63,544
7,535
52,230
8,812
8,086
4,255
1,609
376
0
287,555
40,777
14,352
16,223
19,942
41,696
0
67,521
7,660
54,173
11,937
6,314
3,879
586
452
0
285,512
64,794
23,758
35,010
44,110
21,355
0
5,634
5,655
48,216
21,278
6,406
4,214
4,827
803
3,812
289,872
74,162
28,696
47,841
75,044
30,811
0
71,984
13,350
82,931
27,822
12,956
5,276
19,498
5,408
15,186
510,965
55,060
901,557
20,868
364,947
27,306
575,981
63,684
1,215,950
42,229
700,276
0
0
81,784
620,999
13,798
266,762
94,832
707,151
17,630
299,286
14,381
255,016
5,422
88,642
1,112
712,925
5,720
93,048
6,549
168,764
450,375 6,971,304
2013/12
%
163.3%
170.1%
187.2%
141.7%
270.6%
313.8%
127.9%
192.0%
152.9%
127.2%
119.3%
247.5%
235.2%
381.2%
183.1%
184,393
258,160
161,814
151,276
261,422
206,617
142,062
145,891
250,862
131,271
109,394
167,870
217,938
96,449
0
148,691
223,979
80,437
46,998
176,420
211,776
196,970
148,360
148,131
245,867
249,737
183,414
142,072
289,677
268,238
155,712
173,260
256,931
256,626
147,370
5,267
385,837
106,922
185,846
174,423
323,327
172,258
166,064
156,145
265,771
208,662
169,768
183,872
3,117,780
2,232,347
1,616,802
1,773,318
115.1%
90.5%
88.0%
125.4%
755,643
755,992
659,397
463,078
527,834
705,237
821,090
886,887
666,194
853,028
817,794
828,073
8,740,247
103.7%
951,706 1,142,900 1,328,759 1,278,448 15,711,551
128.4%
1,470,882 1,548,774 1,778,689 1,475,296 1,230,128 1,166,868 1,164,659 1,174,442
*Energija se isporučuje na distributivnu m režu
**Energija proizvedena u testnom radu
8
Tabela 3.3.- Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži
POTROŠNJA
I
II
III
Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
2013
2013/2012
MWh
%
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
MWh
Elektrokrajina
176,609
161,685
165,932
140,003
133,823
128,761
135,231
133,384
129,644
147,574
157,856
185,818
1,796,320
99.4%
Elektrodoboj
54,544
49,625
50,079
51,070
47,489
45,920
51,560
50,399
48,028
49,915
52,672
58,762
610,063
100.3%
Elektrobijeljina
60,928
53,641
57,971
48,066
47,419
47,238
50,448
51,864
50,809
57,198
59,405
71,150
656,137
100.4%
Elektrodistribucija Pale
29,153
25,993
26,612
22,246
21,475
20,994
22,588
23,103
23,124
26,050
26,143
32,033
299,514
98.3%
Elektrohercegovina
17,697
17,526
18,017
13,368
14,938
15,046
16,549
17,009
15,622
15,971
17,028
20,540
199,311
102.3%
RiTE ERS (Ugljevik i Gacko)
ERS
ED Sarajevo
1,077
522
589
1,441
1,459
970
1,071
667
2,249
590
958
525
12,118
97.0%
340,008
308,992
319,200
276,194
266,603
258,929
277,447
276,426
269,476
297,298
314,062
368,828
3,573,463
99.8%
131,285
117,877
121,806
104,748
100,645
98,656
105,384
105,923
103,872
115,540
121,420
144,843
1,371,999
101.3%
ED Tuzla
91,460
83,450
88,794
81,258
82,848
80,090
84,313
87,616
82,174
89,295
88,113
97,611
1,037,022
100.1%
ED Zenica
86,280
77,921
83,228
73,997
73,477
73,098
75,223
78,385
73,060
79,228
78,820
90,620
943,337
102.0%
ED Mostar
19,308
17,454
18,276
15,152
14,996
15,108
16,889
17,598
14,576
15,781
17,369
21,038
203,545
98.9%
ED Bihać
37,831
33,513
37,502
34,183
34,051
33,871
38,338
39,452
36,202
38,465
36,867
41,335
441,610
100.2%
Direktni potrošači
37,033
38,371
38,402
36,403
36,756
39,294
40,130
36,300
29,660
36,607
43,572
36,077
448,605
99.9%
403,197
368,586
388,008
345,741
342,773
340,117
360,277
365,274
339,544
374,916
386,161
431,524
4,446,118
100.8%
ED Hercegovačko-Neretvanska
51,842
45,555
47,471
36,195
33,458
34,691
39,284
41,925
34,573
36,336
39,946
51,460
492,736
95.7%
ED Zapadnohercegovačka
31,117
28,771
27,657
24,535
22,890
22,659
25,170
25,969
22,672
24,881
26,153
27,936
310,410
96.6%
ED Herceg Bosanska
14,080
12,330
13,180
11,363
11,272
10,605
11,812
12,295
10,939
11,856
12,092
14,060
145,884
96.7%
ED Srednja Bosna
27,642
24,799
24,898
20,882
21,303
22,585
26,707
27,906
26,815
28,775
27,419
32,478
312,209
96.1%
9,724
8,479
9,565
8,607
7,901
7,841
8,645
9,041
7,904
8,698
8,774
10,888
106,067
97.0%
101,191
95,150
107,408
103,279
104,858
96,451
98,988
97,380
94,204
86,982
91,707
93,895
1,171,493
94.9%
235,596
215,084
230,179
204,861
201,682
194,832
210,606
214,516
197,107
197,528
206,091
230,717
2,538,799
95.6%
74,400
67,200
74,300
72,000
74,400
72,000
74,400
74,400
72,000
83,440
72,000
74,400
884,940
97.2%
EPBiH
ED Posavska
Direktni potrošači
EPHZHB
Aluminij (kvalifikovani kupac)
BSI Jajce (kvalifikovani kupac)
Distrikt Brčko
Potrošnja na prenosnoj mreži
Pumpni rad PHE Čapljina
Preuzimanje sa prenosne mreže
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.0%
30,684
27,470
28,070
22,383
19,249
18,938
19,791
20,431
19,633
23,178
25,498
33,315
288,640
98.0%
987,332 1,039,757
0
0
987,332 1,039,757
921,179
0
921,179
904,707
0
904,707
884,816
0
884,816
942,521
0
942,521
951,047
0
951,047
897,760
0
897,760
976,360 1,003,812 1,138,784
0
0
0
976,360 1,003,812 1,138,784
11,731,960
0
11,731,960
99.0%
0.0%
98.4%
1,083,885
0
1,083,885
9
U Tabeli 3.4. prikazani su podaci o mjesečnim i maksimalnim i dnevnim i satnim potrošnjama
električne energije u 2013. godini.
Tabela 3.4.- Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u 2013. godini
MAX SATNA POTROŠNJA
MIN SATNA POTROŠNJA
MAX DNEVNA
POTROŠNJA
MIN DNEVNA
POTROŠNJA
MWh/h
DAN
SAT
MWh/h
DAN
SAT
MWh
DAN
MWh
DAN
Januar
1,957
17.01.2013.
18
1,041
21.01.2013.
4
38,590
18.01.2013.
34,579
01.01.2013.
Februar
1,957
21.02.2013.
19
1,047
27.02.2013.
4
38,875
13.02.2013.
34,849
03.02.2013.
Mart
1,912
26.03.2013.
20
994
10.03.2013.
4
38,301
26.03.2013.
32,054
10.03.2013.
April
1,792
03.04.2013.
21
881
22.04.2013.
4
36,220
03.04.2013.
29,314
28.04.2013.
Maj
1,615
04.05.2013.
21
866
02.05.2013.
6
31,812
23.05.2013.
27,458
01.05.2013.
Juni
1,676
19.06.2013.
15
895
30.06.2013.
6
33,721
20.06.2013.
28,888
30.06.2013.
Juli
1,716
29.07.2013.
15
898
01.07.2013.
5
34,717
29.07.2013.
29,525
07.07.2013.
August
1,760
07.08.2013.
22
965
26.08.2013.
4
35,864
07.08.2013.
30,244
25.08.2013.
Septembar
1,728
26.09.2013.
20
928
09.09.2013.
4
33,013
30.09.2013.
30,096
08.09.2013.
Oktobar
1,849
14.10.2013.
20
951
28.10.2013.
4
34,825
07.10.2013.
32,165
20.10.2013.
Novembar
1,975
30.11.2013.
18
976
04.11.2013.
3
38,912
29.11.2013.
32,122
03.11.2013.
Decembar
2,074
24.12.2013.
18
1,092
27.12.2013.
4
40,599
24.12.2013.
36,690
29.12.2013.
MWh/h
2,500
2,000
1,500
1,000
1,957 1,957 1,912
1,041 1,047 994
1,792
881
1,975 2,074
1,849
1,760
1,728
1,615 1,676 1,716
866
895
898
965
928
951
976 1,092
500
0
Slika 3.2.- Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u 2013. godini
U Tabeli 3.5. prikazana je karakteristična postrošnja za dane u kojima je postignuta
maksimalna odnosno minimalna satna snaga konzuma kao i dani sa maksimalnom i
minimalnom dnevnom ptrošnjom. Na Slici 3.3. prikazani su dijagrami opterećenja za
pomenute dane.
U danu kada je postignuto vršno opterećenje konzuma, odnos satnog maksimalnog i
minimalnog opterećenja iznosi 1,73 (2074/1197). U danu u kome je postignuto minimalno
opterećenje ovaj odnos je 1,75 (1512/866). Može se konstatovati da i dalje postoji relativno
nepovoljan odnos maksimalnih i minimalnih satnih vrijednosti opterećenja konzuma BiH na
prenosnoj mreži.
10
Tabela 3.5.- Karakteristične potrošnje električne energije u 2013. godini
Max satna potrošnja
MWh
Dan
Sat
2,074
24.12.2013. 18:00
2,500
Min satna potrošnja
MWh
Dan
Sat
866
02.05.2013. 6:00
Max dnevna
MWh
Dan
40,599
24.12.2013.
Min dnevna
MWh
Dan
27,458
01.05.2013.
MW
2.074 MW
2,000
2.074 MW
1.512 MW
1,500
1,000
1.418 MW
1.197 MW
1.197 MW
866 MW
Max opterećenje Min opterećenje
500
0
24/12/2013/
02/05/2013/
Max potrošnja
893 MW
Min potrošnja
24/12/2013/
01/05/2013/
Slika 3.3.- Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2013. godini
3.1.1 Deklarisana razmjena električne energije sa susjednim sistemima
Prema deklarisanim programima razmjene, u elektroenergetski sistem BiH je u 2013. godini
uvezeno 2.527 GWh, a iz elektroenergetskog sistema BiH izvezeno 6.242 GWh električne
energije. Od toga je u 2013. godini preko prenosne mreže BiH tranzitirano 1.145 GWh
električne energije. Saldo od 3.715 GWh izvezene električne energije predstavlja značajno
povećanje izvoza u odnosu na 33 GWh izvezene električne energije u 2012. godini. Saldo
deklarisane razmjene u 2013. godini je prikazan na Slici 3.4.
Saldo deklarisane razmjene BiH u 2013. godini
800
GWh
Uvoz
Izvoz
600
400
200
0
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Mjesec
Slika 3.4. Saldo deklarisane razmjene u 2013. godini
3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije
Ostvareni fizički tokovi električne energije na interkonektivnim dalekovodima u 2013. godini
daju saldo razmijenjene električne energije regulacionog područja BiH u iznosu od
3.695 GWh u smijeru izvoza. Iz susjednih elektroenergetskih sistema u sistem BiH
injektovano je 3.167 GWh, a u druge sisteme isporučeno 6.862 GWh električne energije.
Tokovi električne energije na granici sa susjednim sistemima su prikazani na Slici 3.5.
11
4.206 GWh
538 GWh
1.127 GWh
Hrvatska
Bosna
i
Hercegovina
1.524 GWh
Srbija
Crna
Gora
Slika 3.5. Saldo deklarisane razmjene u 2013. godini
3.2
Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa u periodu 2008.-2012.
Osnovni pokazatelji bilansa u navedenom periodu su prikazani u Tabeli 3.6. Vrijednosti su
prikazane u procentualnom iznosu za odnos ostvarenje/plan i indeks kao odnos ostvarenja u
tekućoj u odnosu na prošlu godinu.
Tabela 3.6. Ostvarenje bilansa u periodu 2008.-2012. godina
HE
TE
Ukupno
Konzum
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Ostv/Plan
91%
122%
162%
85%
76%
146%
Indeks
115%
130%
132%
55%
89%
183%
Ostv/Plan
105%
94%
93%
105%
101%
96%
Indeks
111%
93%
96%
122%
90%
104%
Ostv/Plan
100%
104%
119%
98%
91%
114%
Indeks
112%
105%
111%
88%
89%
128%
Ostv/Plan
103%
96%
98%
102%
100%
98%
Indeks
104%
95%
106%
104%
103%
99%
Iz tabele se na osnovu odnosa ostvarenje/plan za HE mogu uočiti značajne hidrološke
oscilacije u proteklom periodu, a samim tim i promjenjiv odnos proizvodnje u odnosu na
prethodnu godinu. Ovakve oscilacije proizvodnje HE izazvale su i oscilacije u proizvodnji
TE. Uočava se da je u godinama sa smanjenom hidrologijom povećana proizvodnja iz TE dok
za godine sa dobrom hidrologijom vrijedi obrnuto. Potrošnja električne energije ima najveći
pad u 2009. godini zbog uticaja ekonomske krize.
12
4. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U
PROTEKLOM PERIODU
U Tabeli 4.1. prikazani su podaci o proizvodnji i potrošnji električne energije, bilansi snaga za
maksimalno satno opterećenje konzuma BiH u periodu 2002.-2013. godina prema godišnjim
izvještajima koje je pripremio NOSBiH (do jula 2005. godine ZEKC).
Takođe u tabeli su prikazani karakteristični godišnji pokazatelji za period 2003. – 2013.
godina koji se koriste za određivanje godišnje krive trajanja opterećenja. Pokazatelji se
određuju na osnovu sljedećih formula.
-
Faktor godišnjeg opeterećenja konzuma:
-
Vrijeme iskorišćenja maksimalnog godišnjeg opterećenja:
-
Srednje godišnje opterećenje:
Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2013. godina na
godišnjem nivou, prema izvještajima NOSBiH-a, prikazana je na dijagramu na slici 4.1.
13
Tabela 4.1.Karakteristični pokazatelji za period 2003. – 2013. godina
R.b.
Godina
Pozicija
Ostvareno
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
1
Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (MWh)
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
11,731,960
2
Godišnji stopa rasta potrošnje (%)
6.42
4.17
5.14
1.26
0.68
4.31
-4.87
6.33
3.58
-0,25
-1,02
3
Proizvodnja na distributivnoj mreži (MWh)
247,300
299,500
324,700
349,749
361,000
526,900
87,800
84,300
19,791
37,573
58,385
4
Proizvodnja na prenosnoj mreži (MWh)
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
15,711,551
5
Ukupna proizvodnja (MWh)
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
15,769,936
6
Gubici na prenosnoj mreži (MWh)
294,844
321,292
383,705
311,071
312,000
326,500
306,100
337,900
324,169
308,138
343,102
7
Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (1) (%)
3.03
3.17
3.60
2.88
2.87
2.88
2.84
2.95
2.73
2,60
2,92
8
Pumpni rad
0.00
0.00
0.00
0.00
12,400
0.00
0.00
2,200.00
21,403.00
65,970
0.00
9
Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži (1+6+8)
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
12,075,065
10
Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (6) (%)
2.68
2.59
3.10
2.34
2.64
2.46
2.19
2.17
2.37
2,52
2,18
11
BILANS NA PRENOSNOJ MREŽI (10-15) (MWh)
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
3,636,486
12
Vršna snaga konzuma na prenosnij mreži (MW)
1854
1879
2005
2019
2078
2117
2033
2173
2150
2143
2074
13
Angažovana snaga izvora na mreži prenosa (MW)
2074
2598
2446
1707
2206
2435
2273
2870
1956
1820
2119
14
Potrebna snaga primarne rezerve (MW)
12
12
13
13
14
14
14
14
14
14
14
15
Potrebna snaga sekundarne rezerve (MW)
53
53
56
57
58
59
57
59
59
59
59
16
Potrebna snaga tercijerne rezerve (MW)
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
17
BILANS (13-12) (MW)
220
719
441
-312
128
318
240
697
-194
-323
45
18
Faktor godišnjeg opterećenja konzuma BiH
0.60
0.61
0.61
0.61
0.60
0.61
0.61
0.61
0.63
0.63
0.65
19
Vrijeme iskorištenja maks. god. opterećenja Tg(h)
5251
5397
5318
5348
5231
5356
5306
5277
5526
5531
5657
20
Srednje godišnje opterećenje Pg (MW)
1111
1154
1217
1232
1241
1291
1231
1309
1356
1349
1339
14
GWh
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
1990 1991
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Potrošnja EES BiH
Proizvodnja EES BiH
Slika 4.1.- Ukupna godišnja proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2013.
Pregled mjesečne potrošnje u periodu 2008-2013 je dat na slici 4.2.
1200
1100
1000
900
800
1
2
3
2008
4
5
2009
6
2010
7
2011
8
2012
9
10
11
12
2013
Slika 4.2. – Potrošnja električne energije po mjesecima u periodu 2008.-2013. godina
15
5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2014.
U tabelama 5.1. – 5.4. prikazani su planske vrijednosti proizvodnje i potrošnje električne
energije za 2014. godinu.
Tabela 5.1.- Proizvodnja na mreži prenosa
(GWh)
Tabela 5.3. Direktni kupci (kvalifikovani i
tarifni)
UKUPNO
HE Rama
HE Mostar
PHE Čapljina
HE Peć-Mlini
HE Jajce 1
HE Mostarsko blato
Ukupno EP HZ HB
665,0
245,0
192,0
73,0
220,0
132,0
1.527,0
(GWh)
HE Jablanica
HE Grabovica
HE Salakovac
Ukupno HE
TE Tuzla
TE Kakanj
Ukupno TE
Ukupno EP BiH
719,0
287,4
407,6
1.414,0
3.696,0
2.218,4
5.914,4
7.328,4
Željeznica FBiH
HE Trebinje 1
HE Dubrovnik
HE Višegrad
HE Bočac
Ukupno HE
TE Gacko
TE Ugljevik
Ukupno TE
Ukupno ERS
399,2
673,1
909,2
274,3
2.255,7
1.650,0
1.711,0
3.361,0
5.616,7
EP BiH
430,43
FG Birač Zvornik
85,37
Željeznica RS
22,65
Novi rudnici Ljubija
28,66
Potrošnja HE, R i TE
16,51
ERS
153,20
Ukupno tarifni kupci
2085,83
Ukupno direktni kupci
2961,83
Ukupno HE u BiH
Ukupno TE u BiH
5.196,7
9.275,4
Ukupno
14.472,1
UKUPNO
Aluminij Mostar (kvalif dio)
876,00
Ukupno Kvalif. kupci
876,00
Steelmin
176,10
B.S.I. Jajce
225,10
Aluminij Mostar (snab.)
1095,00
6,00
EP HZ HB
1502,20
Mittal Steel Zenica
318,21
Željeznice FBiH
45,66
Željezara Ilijaš
4,42
Cementara Kakanj
61,67
KTK Visoko
0,47
Tabela 5.4. Ukupna potrošnja u BiH
Tabela 5.2. Bruto distributivna potrošnja
(GWh)
UKUPNO
EP HZ HB
2.901,90
EP BiH
4.878,13
ERS
3.692,62
Distrikt Brčko
317,05
(GWh)
EP HZ HB
UKUPNO
1399,70
EP BiH
4447,70
ERS
3539,42
Kvalifikovani kupci
876,00
Distrikt Brčko
317,05
Ukupna potrošnja u BiH
12.665,70
Ukupno bruto distr. potrošnja
9703,87
16
Podaci iz prethodnih tabela su preuzeti iz Bilansa električne energije na mreži prenosa za
2014. godinu, koji NOS BiH izrađuje na osnovu bilansa potrošnje i proizvodnje električne
energije elektroprivreda u BiH i Distrikta Brčko. Ukupne bilansne vrijednosti su date u
sljedećoj tabeli.
Tabela 5.5. Bilans električne energije za 2014.
1.
Bruto distributivna potrošnja
9.703,87
2.
Direktni tarifni kupci
2.085,83
3.
Direktni kvalifikovani kupci
4.
Direktni kupci
5.
Proizvodnja na mreži prenosa
6.
Proizvodnja DHE, MHE, VE i ITE
721,85
7.
Gubici prenosa
325,00
8.
Isporuka sa mreže prenosa
11.891,80
9.
Ukupna potrošnja u BiH
12.665,70
876,00
2.961,83
10. Ukupna proizvodnja u BiH
Bilans BiH (10.-9.-7.)
14.472,07
15.193,92
2.203,23
17
6. PROGNOZA POTROŠNJE 2015.-2024. GODINA
6.1
Statistički podaci relevatni za planiranje potrošnje
Zvanični nosioci statističkih aktivnosti u Bosni i Hercegovini su: Agencija za statistiku Bosne
i Hercegovine, Zavod za statistiku Federacije Bosne i Hercegovine, Republički zavod za
statistiku Republike Srpske i Statistički biro Distrikta Brčko, koji je prema Zakonu o statistici
BiH ispostava Agencije za statistiku BiH.
U Tabeli 6.1. je dat pregled potrošnje električne energije na prenosnoj mreži [1] i dostupnih
podataka o osnovnim indikatorima za Bosnu i Hercegovinu, za period 2002.-2013. godina,
prema podacima zvaničnih statističkih organizacija (www.bhas.ba).
Tabela 6.1.- Pregled potrošnje električne energije i osnovnih indikatora za Bosnu i Hercegovinu
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
3.828
3.832
3.842
3.843
3.843
3.842
3.842
3.843
3.843
3.840
3.836
3.792*
Broj st./km2
75
75
75
75
75
75
75
75
75
75
75
74
BDP u mil.
13.946
14.689
15.946
17.218
19.333
21.836
24.759
24.051
24.584
25.772
25.734
3.643
3.833
4.150
4.480
5.031
5.683
6.444
6.258
6.397
6.711
6.709
1.859
1.956
2.118
2.291
2.572
2.906
3.295
3.200
3.271
3.432
3.430
9,46
5,22
8,27
7,97
12,28
12,95
13,39
-2,86
2,22
4,8
-0,15
-
9.147
9.734
10.141
10.663
10.797
10.871
11.338
10.787
11.469
11.880
11.853
11.732
-0,41
6,42
4,18
5,14
1,26
0,69
4,2
-4,9
6,3
3,6
-0,2
-1,02
Procjena
ukupnog
prisutnog
stanovn.hilj.
KM
BDP/stan. u
KM
BDP/stan. u
EUR***
Porast BDP
(%)
-
Potrošnja
el.energije
GWh**
Porast
potrošnje
(%)
*Preliminarni rezultati popisa,
**Potrošnja električne energije na mreži prenosa (podaci NOS BiH),
***obračunato po prosječnom godišnjem kursu eura CB BiH
Treba naglasiti da je posljednji popis broja stanovnika u BiH obavljen 1991. godine, kada je
na području Bosne i Hercegovine registrovano 4.377.033 stanovnika. Podaci koji su dati u
Tabeli 6.1. predstavljaju procjenu broja stanovnika koje su izvršile statističke organizacije.
Ukupan broj stanovnika u BiH prema preliminarnim rezultatima popisa je 3.791.622
stanovnika. Konačni rezultati popisa će biti sukcesivno objavljivani u periodu 2014-2016.
godina.
Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008.-2011.
godine koju objavljuje Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine u svojim saopštenjima
„Statistika energije“ je data u Tabeli 6.2. (još uvijek nisu objavljeni podaci za 2012. godinu).
18
Iznos finalne potrošnje je nešto manji (cca 10%) od egzaktnih podataka o potrošnji električne
energije na prenosnoj mreži koje publikuje NOS BiH jer nisu uračunati gubici na
distributivnoj mreži, međutim ovi izvještaji su značajni jer ukazuju na procentualnu strukturu
potrošača.
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%.
Tabela 6.2.– Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2008.2011. godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH)
GWh
Industrija željeza i čelika
Hemijska
(uklj.
i
petrohemijsku)
Metali bez željeza
Nemetalni mineralni proizvodi
Transportna oprema
Mašine
Rudarstvo i kamenolomi
Prerada hrane, pića i duhana
Celuloza, papir i štampanje
Drvo i drveni proizvodi
Tekstil i koža
Nespecificirano (industrija)
Industrija ukupno
Industrija (%)
Saobraćaj
Saobraćaj (%)
Domaćinstva
Domaćinstva (%)
Građevinarstvo
Poljoprivreda
Ostali potrošači
Ostala potrošnja ukupno
Ostala potrošnja ukupno (%)
FINALNA
POTROŠNJA
2008
472
93
2009
351
72
2010
595
81
2011
678
89
2027
200
23
210
58
268
197
113
37
102
3800
38,1%
94
0,9%
4335
43,4%
94
53
1608
1755
17,6%
1596
177
19
187
65
164
174
94
41
93
3033
32,1%
98
1,0%
4539
48%
99
67
1627
1793
19%
1884
181
23
224
80
190
177
115
47
95
3692
35,9%
136
1,3%
4542
43,9%
127
89
1761
1977
19,1%
2106
189
24
230
84
202
192
137
88
112
4131
38,3%
139
1,3%
4541
42,1%
84
94
1799
1977
18,3%
9974
9463
10347
10788
19
6.2
Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim
proizvodom
Teoretski model prognoziranja potrošnje električne energije, na bazi korelacije sa bruto
društvenim proizvodom, se bazira na linearnoj funkcionalnoj povezanosti između potrošnje
električne energije i BDP-a. To znači da je za određeni nivo BDP, potrebno utrošiti i
adekvatnu količinu električne energije.
Prema istraživanjima, postoji visok stepen korelacije između promjena bruto društvenog
proizvoda i promjena u potrošnji električne energije. Konstatovana je pozitivna korelacija, tj.
porast društvenog proizvoda dovodi do porasta potrošnje električne energije sa vrlo visokim
stepenom korelacije (između 0,95 i 0,99). Ovu tezu potvrđuje i vrlo visok stepen elastičnosti
između stope rasta bruto društvenog proizvoda i stope rasta potrošnje električne energije.
Koeficijent elastičnosti se obično kreće od 0,85 do 0,95, što znači da promjena bruto
društvenog proizvoda od 1% izaziva promjene u potrošnji od 0,85% -0,95%.
Na slici 6.1. je prikazan uporedni dijagram kretanja BDP (mil.KM) i potrošnje (GWh) u
Bosni i Hercegovini za period 2000.-2012. (2013). godina. U svim posmatranim godinama,
izuzev 2009. i 2012. godine zabilježeni su porast BDP-a i potrošnje električne energije.
Ovakva kretanja se direktno odražavaju i na koeficijent elastičnosti koji je za 2005-u godinu
iznosio 0,62, u 2006. godini 0,56, u 2007. godini 0,5, u 2008. 0,46, u 2009. 0,45, u 2010.
0,47, a u 2011. i 2012. godini iznosio je 0,47. Proračunati srednji koeficijent elastičnosti za
period 2005.-2012. godina iznosi 0,5.
GWh, mil.KM
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Potrošnja (GWh)
BDP (mil.KM)
Slika 6.1. - Bruto društveni proizvod i potrošnja električne energije u BiH
U Tabeli 6.3 je data procjena porasta BDP-a, i potrošnje električne energije u Bosni i
Hercegovini za period 2015.-2024. godina.
U 2015. godini procjenjen realni porast BDP-a je 4,5%, prema prognozama Svjetske banke
[8], dok je za period nakon 2015. godine na osnovu opštih ekonomskih kretanja u BiH i
regionu procjenjen porast od 5%.
20
Uz pretpostavljeni rast BDP od 4,5% u 2015. godini, odnosno 5% za period do 2024. godine i
prethodno proračunati koeficijent elastičnosti 0,5 dobijemo poraste potrošnje električne
energije od 2,25% u 2015. godini, odnosno 2,5% za period 2015. do 2024. godine.
Tabela 6.3.- Prognoza potrošnje električne energije u BiH na bazi korelacije sa BDP-om
Godina
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Procjenjeni realni
porast BDP-a
4,5%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
Porast potrošnje
električne energije
2,25%
2,5%
2,5%
2,5%
2,5%
2,5%
2,5%
2,5%
2,5%
2,5%
Kod prognoziranja potrošnje električne energije na osnovu korelacije sa bruto društvenim
proizvodom u BiH ima dosta nepoznanica, radi nepoznavanja tačnijih podataka o kretanju
BDP u narednom periodu, ali se gore navedene procjene mogu u kombinaciji sa drugim
metodama koristiti za određivanje okvirnog porasta potrošnje.
6.3
Izvještaji i predviđanja ENTSO-E
Izvještaj “Scenario Outlook and Adequacy Forecast (SO&AF) 2013 – 2030” [9] je godišnja
publikacija ENTSO-E, koja se koristi kao osnova za desetogodišnji pan-evropski plan (Ten
Year Network Development Plan-TYNDP) i Regionalne planove investicija (Regional
Investment Plans-RgIP). Ovaj Izvještaj je ažurirao podatake iz TYNDP 2012, koji je
objavljen 5.jula 2012. godine i priprema je za TYNDP 2014, čija finalna verzija treba biti
objavljena krajem 2014. godine.
Kod predviđanja porasta opterećenja za period 2013.- 2020. godina i 2013-2030. godina,
Bosna i Hercegovina se nalazi u grupi zemalja sa prosječnim godišnjim porastom opterećenja
većim od 2,2%- Slika 6.2.
21
Slika 6.2.- Prosječni godišnji porast opterećenja ENTSO-E za period 2013. - 2020. godina (Figure
3.1.4) i 2013. – 2030. godina (Figure 3.1.7)
6.4
Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže
Kao što je već u Uvodu navedeno, NOSBiH je blagovremeno pripremio sve potrebne
elemente kako bi korisnicima prenosne mreže omogućio pravovremeno informisanje o
njihovim obavezama u dostavljanju planskih podataka u skladu sa Zakonom i Mrežnim
kodeksom.
6.4.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca
U Tabeli 6.5. su prikazani dostavljeni podaci o potrošnji korisnika koji su direktno priključeni
na prenosnu mrežu, a u Tabeli 6.6. maksimalne snage na prenosnoj mreži za period 2015.2024. godina. Podatke su do utvrđenog roka dostavili Aluminij d.d. Mostar, Arcelor Mital
d.o.o. Zenica i novi potrošač R-S Silicon d.o.o. Mrkonjić Grad. Takođe, Elektroprivreda RS je
dostavila podatke za potrošače Željeznice RS i Alumina d.o.o. Zvornik. Za ostale direktno
priključene kupce korišteni su podaci iz prethodnog Indikativnog plana, uz pretpostavku da je
potrošnja u 2024. godini jednaka potrošnji u prethodnim godinama.
Prema podacima iz Tabele 6.4 većina direktno priključenih kupaca predviđa konstantnu
potrošnju tokom posmatranog desetogodišnjeg perioda, kao i konstantnu maksimalnu snagu
(Tabela 6.5).
Detaljne prijave u skladu sa metodologijom koje su dostavili navedeni korisnici nalaze se u
bazi podataka NOSBiH.
Tabela 6.4. Plan potrošnje direktno priključenih kupaca (GWh) za period 2015.-2024. godina
22
Korisnik
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.211
2.211
2.211
2.211
2.211
2.211
2.211
2.211
2.211
2.211
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
2.010
B.S.I. Jajce (b.s.)
Željeznice F BiH
Cementara Kakanj
(b.s.)
Cementara Kakanj
(v.s.)
Cementara Kakanj
(n.s.)
Arcelor Mital d.o.o.
Zenica (b.s.)
Arcelor Mital d.o.o.
Zenica (v.s.).
Arcelor Mital d.o.o.
Zenica (n.s.)
Željezara Ilijaš
(b.s.)
Željezara Ilijaš
(v.s.)
Željezara Ilijaš
(n.s.)
KTK Visoko
Novi rudnici
Ljubija
Željeznice RS (b.s.)
225,2
225,2
237,2
225,5
225,2
225,2
237,2
225,5
225,2
225,2
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
74,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
84,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
64,5
478,9
494,9
495,9
504,1
508,2
512,3
517,3
517,3
517,3
517,3
498,1
514,7
515,7
524,3
528,5
532,8
538,0
538,0
538,0
538,0
464,5
480,1
481,0
489,0
493,0
496,9
501,8
501,8
501,8
501,8
5,52
5,76
6,00
6,24
6,48
6,84
7,2
7,2
7,2
7,2
6,9
7,2
7,5
7,8
8,0
8,55
9,0
9,0
9,0
9,0
4,14
4,32
4,50
4,68
4,86
5,13
5,40
5,40
5,40
5,40
22,5
22,7
22,9
23,1
23,4
23,6
23,9
24,1
24,3
24,6
Željeznice RS (v.s.)
22,8
23,0
23,2
23,5
23,7
24,0
24,2
24,5
24,7
25,0
Željeznice RS (n.s.)
Alumina d.o.o.
Zvornik (b.s.)
Alumina d.o.o.
Zvornik (v.s.)
Alumina d.o.o.
Zvornik (n.s.)
Prijedor Cement
Company d.o.o.(b.s.)
Prijedor Cement
Company d.o.o.(v.s.)
Prijedor Cement
Company d.o.o.
(n.s.)
R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad
22,2
22,4
22,6
22,8
23,1
23,3
23,5
23,8
24,0
24,3
128
128
128
128
128
128
128
128
128
128
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
134,4
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
121,6
150
150
150
150
150
150
150
150
150
180
180
180
180
180
180
180
180
180
120
120
120
120
120
120
120
120
120
220
220
220
220
220
220
220
220
220
Aluminij d.d.
Mostar (b.s.)
Aluminij d.d.
Mostar (v.s.)
Aluminij d.d.
Mostar (n.s.)
Steelmin
110
Tabela 6.5.- Maksimalne snage (MW) na prenosnoj mreži za period 2015.-2024. Bazni scenario.
Korisnik
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Aluminij d.d.
Mostar
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
234,0
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
13,3
Steelmin
B.S.I. Jajce
Željeznice F BiH
Cementara
23
Kakanj
Arcelor Mital d.o.o.
Zenica
Željezara Ilijaš
KTK Visoko
Novi rudnici
Ljubija
Željeznice RS
Alumina Zvornik
Prijedor Cement
Company d.o.o.
R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
110,0
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
10,0
16,0
10,0
16,0
10,0
16,0
10,0
16,0
10,0
16,0
10,0
16,0
10,0
16,0
10,0
16,0
10,0
16,0
10,0
16,0
25,0
25,0
25,0
25,0
25,0
25,0
25,0
25,0
25,0
27,0
27,0
27,0
27,0
27,0
27,0
27,0
27,0
27,0
27,0
6.4.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća
Podatke o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji TS 110/x kV od elektroprivrednih
(distributivnih) preduzeća u Bosni i Hercegovini su u predviđenom terminu dostavile JP EP
BiH, JP EP HZ HB, MH ERS, kao i JP Komunalno Brčko.
Podaci o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji postojećih transformatorskih stanica 110/x
kV, kao i zahtjevi za izgradnju novih transformatorskih stanica 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 2015.-2024.
godina sa prosječnim rastom od 3% za bazni scenario, za optimistički (viši) scenario 4% a za
pesimistički scenario oko 2%, što su nešto niži procenti porasta nego u prethodnim
predviđanjima. Što se tiče prognoze strukture potrošnje dat je samo podatak o strukturi
potrošnje JP EP BiH u 2012. godini: Industrijska potrošnja (35 i 10 kV) 26,22 %,
domaćinstva 52,10 %, ostala potrošnja (0,4 kV) 19,73% i javna rasvjeta 1,95%. Takođe je za
svaku pojedinu TS 110/x kV data potrošnja i izmjereno vršno opterećenje u 2012. godini. Svi
gore navedeni podaci su dio Priloga.
U dostavljenim podacima JP EP HZ HB je za svaku postojeću TS 110/x kV prognozirana
ukupna potrošnja – bazni scenario temeljem ostvarene preuzete električne energije za 2013.
godinu i godišnje stope porasta od 1,5% (prema Studiji energetskog sektora u BiH, referentni
scenarij S2). Iznos postotka stope rasta – viši scenario je za svaku TS 110/x kV preuzet iz
Integralne studije razvoja JP EP HZ HB 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu
i iznosi prosječno 2%. Iznos postotka stope rasta – niži scenario u iznosu od 1,2% je preuzet
iz Studije energetskog sektora u BiH sa mjerama (S3) razvoja potrošnje električne energije za
JP EP HZ HB. Ovi podaci sistematizovani po županijama su sastavni dio Priloga. Prema
Integralnoj studiji razvoja JP EP HZ HB 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu
[10] planirano je povećanje opterećenja od 2% po svakoj TS 110/x kV koje je linearno
raspoređeno za period 2015.-2024. godina. Što se tiče prognoze strukture potrošnje za
referentni scenario (S2) u Studiji energetskog sektora u BiH predviđa se smanjenje udjela
potrošnje domaćinstava s 49% u 2005. godini na 46% u 2020. godini a povećava udio kupaca
na niskom (osim domaćinstava) i srednjem naponu s 32% u 2005. godini na 46% u 2020.
godini. Za svaku TS 110/x kV navedena je ostvarena struktura potrošnje u 2012. godini.
Dostavljeni su i podaci o planiranoj izgradnji novih distributivnih čvorišta prema Integralnoj
studiji razvoja JP EP HZ HB, koji se nalaze u Prilogu.
24
MH ERS 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. Prognoze rasta su različite, zavisno od elektrodistributivnog preduzeća: ZP
Elektrokrajina – bazni scenario 4%, viši scenario 4%, niži scenario 0,5%, ZP Elektrodobojbazni scenario 3%, viši scenario 3,5%, niži scenario 2,5%, ZEDP Elektrobijeljina- bazni
scenario 2%, viši scenario 3%, niži scenario 1%, ZP ED Pale- bazni scenario oko 1%, viši
scenario 1,8%, niži scenario 0,6%, ZP Elektrohercegovina- bazni scenario 1,5%, viši scenario
2%, niži scenario 0,5%. Što se tiče strukture potrošnje, zavisno od elektrodistribucije za cijeli
period je ili ostavljena ista struktura potrošnje, ili je predviđeno smanjenje udjela potrošnje
domaćinstava uz povećanje udjela industrijske i ostale potrošnje.
Javno preduzeće ''Komunalno Brčko'' d.o.o. – Brčko Distrikt je dostavilo NOS BiH podatke o
sumarnoj potrošnji (MWh) i sumarnoj snazi (MW) na dvije trafostanice 110 kV (Brčko 1 i
Brčko 2). Prosječna stopa rasta za bazni scenario iznosi 1,5%. Predviđena stopa rasta
potrošnje u višem scenariju je 2,25%, dok je u nižem scenariju predviđen porast od 1%. Što se
tiče strukture potrošnje u 2015. godini je predviđeno učešće industrijske potrošnje 13%, ostale
potrošnje 25%, domaćinstava 58% i javne rasvjete 4%. U 2024. godini je predviđeno učešće
industrijske potrošnje 14,8%, ostale potrošnje 28,6%, domaćinstva 53,5% i javne rasvjete
3,1%.
U Tabeli 6.6. je data prognoza distributivne potrošnje po elektroprivrednim kompanijama.
Prognoza je urađena na osnovu Bilansa električne energije za 2014. godinu i prosječnih
procenta porasta za bazni, viši i niži scenario, koje su dale elektroprivredne kompanije, s tim
da je odvojeno data potrošnja za JKP Komunalno Brčko.
Na osnovu ovih podataka može se zaključiti da će distributivna potrošnja u narednom
planskom periodu imati prosječan rast od oko 2,8% u baznom scenariju, 3,5% u višem
scenariju i 1,5% u nižem scenariju.
U Indikativnom planu nije razmatrana opravdanost izgradnje novih transformatorskih
stanica 110/x kV, koje su elektroprivredne kompanije predložile u svojim planovima
razvoja (date u Prilogu), i ove TS nisu predmet Indikativnog plana razvoja proizvodnje.
Elektroprenos BiH će u skladu sa svojim pravima i obavezama, u dugoročnim planovima
razvoja prenosne mreže razmatrati izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kv i način
njihovog priključivanja na prenosnu mrežu.
Tabela 6.6. Plan distributivne potrošnje u BiH (GWh)
Korisnik
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
EP HZ HB (b.s.)
1.420.7
1.442,0
1.463,6
1.485,6
1.507,9
1.530,5
1.553,4
1.576,8
1.600,4
1.624,4
EP HZ HB (v.s.)
1.427,7
1.456,2
1.485,4
1.515,1
1.545,4
1.576,3
1.607,8
1.640,0
1.672,8
1.706,2
EP HZ HB (n.s.)
1.416,5
1.433,5
1.450,7
1.468,1
1.485,7
1.503,6
1.521,6
1.539,9
1.558,3
1.577,0
ERS (b.s.)
3.652,7
3.769,6
3.890,2
4.014,7
4.143,1
4.275,7
4.412,6
4.553,8
4.699,5
4.849,9
ERS (v.s.)
3.663,3
3.791,5
3.924,2
4.061,6
4.203,7
4.350,9
4.503,1
4.660,7
4.823,9
4.992,7
ERS (n.s.)
3.571,3
3.603,4
3.635,8
3.668,6
3.701,6
3.734,9
3.768,5
3.802,4
3.836,7
3.871,2
EP BiH (b.s.)
4.581,1
4.718,6
4.860,1
5.005,9
5.156,1
5.310,8
5.470,1
5.634,2
5.803,2
5.977,3
25
4.625,6
EP BiH (v.s.)
4.810,6
5.003,1
5.203,2
5.411,3
5.627,8
5.852,9
6.087,0
6.330,5
6.583,7
EP BiH (n.s.)
4.536,7
4.627,4
4.719,9
4.814,3
4.910,6
5.008,8
5.109,0
5.211,2
5.315,4
5.421,7
JP ''K. Brčko'' doo (b.s.)
324,2
329,0
334,0
339,0
344,1
349,2
354,5
359,8
365,2
370,7
JP ''K. Brčko'' doo (v.s.)
321,8
326,6
331,5
336,5
341,6
346,7
351,9
357,2
362,5
367,9
JP ''K. Brčko'' doo (n.s.)
320,2
323,4
326,7
329,9
333,2
336,6
339,9
343,3
346,8
350,2
9.978,7
10.259,2
10.547,9
10.845,2
11.151,2
11.466,2
11.790,6
12.124,5
12.468,3
12.822,3
viši scenario
10.038,4
10.385,0
10.744,2
11.116,3
11.502,0
11.901,6
12.315,7
12.744,9
13.189,6
13.650,6
niži scenario
9.828,5
9.971,3
10.116,6
10.264,2
10.414,2
10.566,7
10.721,7
10.879,2
11.039,3
11.202,1
bazni scenario
Ukupno
6.4.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od
korisnika prenosne mreže
S obzirom da su za ovaj Indikativni plan podatke poslala sva distributivna preduzeća, i dio
najvećih direktnih potrošača, kao i na realniju prognozu distributivne potrošnje u odnosu na
prethodne godine, urađena je prognoza potrošnje na prenosnoj mreži za period 2015.-2024.
godina, na bazi podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže.
Prognoza distributivne potrošnje je preuzeta iz Tabele 6.4. Što se tiče direktnih potrošača
uzeta je prognoza potrošnje prema Tabeli 6.4 za potrošače koji su dostavili inovirane podatke
za Indikativni plan: Aluminij Mostar, Arcelor Mittal Zenica, Željeznice RS, Alumina d.o.o.
Zvornik kao i novog direktnog potrošača R-S Silicon Mrkonjić grad. Ostali direktni potrošači
su razmatrani sa potrošnjom prema Bilansu za 2014. godinu.
Rezultati za tri scenarija prognoze potrošnje su dati u Tabeli 6.7.
Tabela 6.7.- Prognoza potrošnje el.en. na prenosnoj mreži BiH u GWh za period 2015.-2024. na bazi
podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže
Korisnik
Distributivna
potrošnja u BiH
(b.s.)
Direktni potrošači
(b.s.)
Ukupna
potrošnja
BiH
(b.s.)
bazni scenario (%)
Distributivna
potrošnja u BiH
(v.s.)
Direktni potrošači
(v.s.)
Ukupna
potrošnja
BiH
(v.s.)
viši scenario (%)
Distributivna
potrošnja u BiH
(n.s.)
Direktni potrošači
(n.s.)
Ukupna
potrošnja
BiH
(n.s.)
niži scenario (%)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
9.978,7
10.259,2
10.547,9
10.845,2
11.151,2
11.466,2
11.790,6
12.124,5
12.468,3
12.822,3
3.314,0
3.440,2
3.441,4
3.449,8
3.454,2
3.458,5
3.463,8
3.464,0
3.464,2
3.464,5
13.292,7
13.699,4
13.989,3
14.295,0
14.605,4
14.924,7
15.254,4
15.588,5
15.932,5
16.286,8
5,0
3,1
2,1
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
10.038,4
10.385,0
10.744,2
11.116,3
11.502,0
11.901,6
12.315,7
12.744,9
13.189,6
13.650,6
3.540,9
3.667,7
3.668,9
3.677,8
3.682,2
3.686,8
3.692,2
3.692,5
3.692,7
3.693,0
13.579,3
14.052,7
14.413,1
14.794,1
15.184,2
15.588,4
16.007,9
16.437,4
16.882,3
17.343,6
7,2
3,5
2,6
2,6
2,6
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
9.828,5
9.971,3
10.116,6
10.264,2
10.414,2
10.566,7
10.721,7
10.879,2
11.039,3
11.202,1
3.292,9
3.418,7
3.419,8
3.428,0
3.432,3
3.436,4
3.441,5
3.441,8
3.442,0
3.442,3
13.121,4
13.390,0
13.536,4
13.692,2
13.846,5
14.003,1
14.163,2
14.321,0
14.481,3
14.644,4
3,6
2,0
1,1
1,2
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
26
Prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2015.-2024. u baznom
scenariju je 2,6%, višem scenariju 3,2%, i nižem scenariju je 1,5%.
Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH
6.5
U prethodnom poglavlju je urađena prognoza potrošnje na bazi podataka koji su dostavili
korisnici prenosne mreže. Ova prognoza je iskorištena za pravljenje prognoze potrošnje na
prenosnoj mreži BiH za bazni, viši i niži scenario. S obzirom da se u Tabeli 6.7 u početnim
godinama dobije nesrazmjerno veliki procenat porasta, za prognozu potrošnje električne
energije na prenosnoj mreži BiH u periodu 2015.-2024. smo koristili prosječne poraste
potrošnje. Tako se dobiju tri scenarija:
-
Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji porast 1,5%)
Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast 2,6%)
Optimistični scenario – viši scenario (prosječni godišnji porast 3,2%)
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži je data u Tabeli 6.8. (na ovu potrošnju treba dodati još
gubitke prenosa).
Osim tri osnovna scenarija prognoze potrošnje (bazni, viši, niži) u Tabeli 6.8 je data prognoza
potrošnje koja se bazira na predviđenom porastu BDP (prema Tabeli 6.3).
Tabela 6.8. Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH
za četiri scenarija za period 2015. – 2024. godina
Godina
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Realistični
scenario
Pesimistički
scenario
(GWh)
%
(GWh)
8,836
9,185
9,147
9,734
10,141
10,663
10,797
10,871
11,338
11,063
11,469
11,880
11,853
11,732
11,891
12,200
12,517
12,843
13,177
13,519
13,871
14,231
3.49
-0.41
6.42
4.18
5.14
1.26
0.69
4.30
-2.43
3.67
3.58
-0.23
-1.02
1.36
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
11,891
12,069
12,250
12,434
12,621
12,810
13,002
13,197
Optimistički
scenario
Prognoza prema
BDP-u
%
(GWh)
%
(GWh)
%
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
1.50
11,891
12,272
12,664
13,069
13,488
13,919
14,365
14,824
3.20
3.20
3.20
3.20
3.20
3.20
3.20
11,891
12,159
12,463
12,774
13,093
13,421
13,756
14,100
2.25
2.50
2.50
2.50
2.50
2.50
2.50
27
2022
2023
2024
14,601
2.60
14,981
15,371
2.60
2.60
13,395
13,596
13,800
1.50
1.50
1.50
15,299
15,788
16,294
3.20
3.20
3.20
14,453
14,814
15,184
2.50
2.50
2.50
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2015.-2024. godina, za četiri scenarija,
ostvarenje potrošnje u periodu 2000.-2013. godina i planirana potrošnja prema Bilansu
električne energije na mreži prenosa za 2014. godinu su dati na slici 6.3. Iscrtkano je data
prognoza potrošnje prema BDP-u i sa slike se vidi da se ona najvećim dijelom podudara sa
prognozom potrošnje na osnovu podataka od korisnika prenosnog sistema prema baznom
scenariju.
Slika 6.3. Prognoza potrošnje na prijenosnoj mreži BiH za period 2015.-2024. i ostvarenje
potrošnje u periodu 2000.-2013.godina
28
7. BILANSI SNAGA I ENERGIJA NA PRENOSNOJ MREŽI 2015. – 2024.
GODINA
Bilansi snaga i energija za planski period 2015.–2024. godina urađeni su za tri scenarija
potrošnje: ‘’pesimistički’’ – niži scenario potrošnje, ‘’realistički’’ – bazni scenario potrošnje i
‘’optimistički’’ – viši scenario potrošnje, opisana u odjeljku 6.
Mrežnim kodeksom, tačka 4.1.3, definiše se da ‘’Novi proizvodni kapacitet, za koga je
investitor obezbijedio Ugovor o koncesiji i Elaborat tehničkog rješenja priključka u skladu sa
odredbama Pravilnika o priključku, biće bilansno uključen u Indikativni plan razvoja
proizvodnje’’.
U proteklom periodu, od usvajanja Pravilnika o priključku, izvršena je revizija Elaborata o
tehničkom rješenju priključka na prenosnu mrežu za jedanaest 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 2013. godini su
urađene revizije Elaborata za plinsku elektranu KTG Zenica i vjetroelektranu Trusina.
Podaci o planiranoj proizvodnji i snazi novih (bilansiranih) proizvodnih kapaciteta pridruženi
su postojećim proizvodnim kapacitetima, te poređenjem sa tri scenarija potrošnje formiran je
10-godišnji bilans energija i snaga na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine. Treba
napomenuti da je u ovom Indikativnom planu po prvi put bilansirana jedna vjetroelektranaVE Trusina za koju je revidovan Elaborat tehničkog rješenja priključka na prenosnu mrežu.
S obzirom na osjetljivost proizvodnje HE od hidroloških prilika, što se naročito odrazilo u
proteklih nekoliko godina, kao i određeni nesklad u podacima o planskim vrijednostima
proizvodnje za pojedine HE, u Tabeli 7.1. navedeni su podaci o proizvodnji iz različitih izvora
podataka. U bilansima, proizvodnja svih HE planirana je na bazi prosječne hidrološke godine,
odnosno podataka koje su dostavile elektroprivredne kompanije.
JP Elektroprivreda Bosne i Hercegovine, 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. Što se tiče izlazka iz pogona termo
blokova JP Elektroprivreda BiH je dostavila sljedeće podatke: blok 3 u TE Tuzla prestaje sa
radom u 2019. godini, blok 4 u 2024. godini, a blok 5 TE Kakanj izlazi iz pogona 2022.
godine, što predstavlja produženje rada ovih blokova u odnosu na prethodni Indikativni plan.
Vezano za ulazak u pogon novih blokova, blok 7 TE Tuzla ulazi u pogon 2019. godine, a blok
8 TE Kakanj 2022. godine, što je takođe pomjeranje rokova u odnosu na prethodni Indikativni
plan.
U Tabelama 7.2, 7.3 i 7.4 data je proizvodnja postojećih i novoplaniranih bilansiranih
proizvodnih objekata na prenosnoj mreži BiH, prema podacima dostavljenim od proizvođača,
dok su u Tabeli 7.6. dati bilansi električne energije za tri gore navedena scenarija potrošnje, za
period 2015.-2024. godina.
Tabela 7.1.- Podaci o proizvodnji HE (GWh)
Naziv objekta
Ostvarena
Planirana
Očekivana godišnja
proizvodnja u 2013.
proizvodnja u 2014.
proizvodnja prema
godini na mreži
na mreži prenosa
Studiji EI HP
29
prenosa
Čapljina
712,90
192,00
200,00
Rama
707,10
665,00
650,00
Jablanica
901,60
719,00
771,00
Grabovica
364,90
287,40
334,00
Salakovac
576,00
407,60
410,00
Mostar
299,30
245,00
247,00
Jajce I
255,00
220,00
233,00
Peć-Mlini
93,00
73,00
82,00
M.Blato
168,80
132,00
Ukupno F BiH
4.078,60
2.941,00
2.927,00
Višegrad
1.216,0
909,20
1.038,00
Bočac
266,80
274,30
307,50
Trebinje I
700,30
399,20
535,40
Dubrovnik G2
621,00
673,10
695,60
Ukupno ERS
2.804,10
2.255,70
2.576,50
UKUPNO BiH
6.882,70
5.196,70
5.503,50
Tabela 7.2.- Tabela Proizvodnja postojećih HE i TE na prenosnoj mreži BiH za 2015.-2024.
PROIZVODNJA
(GWh)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
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
PEĆ-MLINI
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
82,0
JABLANICA
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
712,0
GRABOVICA
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
285,0
SALAKOVAC
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
405,0
TREBINJE 1
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
393,8
DUBROVNIK
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
647,5
VIŠEGRAD
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
909,2
BOČAC
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
273,9
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
167,0
MOSTARSKO
BLATO
UKUPNO HE
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
5.362,3
TUZLA G-3
385,0
380,0
235,0
306,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
TUZLA G-4
975,0
960,0
1.021,0
1.097,0
543,0
465,0
372,0
345,0
279,0
0,0
TUZLA G-5
1.000,0
985,0
1.104,0
956,0
496,0
320,0
320,0
416,0
400,0
608,0
TUZLA G-6
1.140,0
1.175,0
1.186,0
1.186,0
1.242,0
1.186,0
1.186,0
1.019,0
1.186,0
1.242,0
520,0
520,0
452,0
440,0
440,0
440,0
440,0
0,0
0,0
0,0
KAKANJ G-5
KAKANJ G-6
540,0
540,0
546,0
465,0
465,0
465,0
465,0
104,0
70,0
0,0
KAKANJ G-7
1.200,0
1.200,0
1.252,0
1.344,0
1.344,0
1.344,0
1.344,0
1.076,0
1.076,0
1.311,0
GACKO
1.620,0
1.620,0
1.440,0
1.620,0
1.620,0
1.620,0
1.620,0
1.440,0
1.620,0
1.620,0
UGLJEVIK
1.440,0
1.720,0
1.720,0
1.720,0
1.530,0
1.720,0
1.720,0
1.720,0
1.720,0
1.530,0
UKUPNO TE
8.820,0
9.100,0
8.956,0
9.134,0
7.680,0
7.560,0
7.467,0
6.120,0
6.351,0
6.311,0
30
UKUPNO
POSTOJEĆI
14.182,3
14.462,3
14.318,3
14.496,3
13.042,3
12.922,3
12.29,3
11.482,3
11.713,3
11.673,3
OBJEKTI
U tabeli 7.3. je data proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH prema podacima
dostavljenim od proizvođača, dok je za nove HE Dub i Ustiprača, HE Ulog i mHE na rijeci
Sutjesci, pored bilansiranja od 2015. godine, data i procjena godine ulaska u pogon od strane
NOSBiH. S obzirom da, prema ranije dostavljenim dokumentima (HE Dub i Ustiprača nisu
dostavile prijavu za ovaj IPRP), nema dokaza da je gradnja počela na ovim lokacijama,
NOSBiH je pomjerio godinu ulaska u pogon za dvije godine.
Tabela 7.3.- Proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH za period 2015.-2024.
PROIZVODNJA
(GWh)
2015
HE DUB I HE USTIPRAČA
HE DUB I HE USTIPRAČA
(procjena NOSBIH)
74,4
HE ULOG
HE ULOG
(procjena NOSBiH)
MHE NA RIJECI SUTJESCI
82,3
2016
2017
74,4
82,3
83,6
83,6
MHE NA RIJECI SUTJESCI
(procjena NOSBiH)
2018
2019
2020
2024
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
74,4
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
82,3
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
83,6
251,8
251,8
251,8
251,8
251,8
251,8
236,8
236,8
236,8
236,8
HE VRANDUK
240,3
2023
74,4
HE USTIKOLINA
240,3
2022
74,4
HE DABAR
NOVE HE BILANSIRANO
2021
240,3
96,4
96,4
96,4
96,4
96,4
96,4
96,4
336,7
588,5
588,5
825,3
825,3
825,3
825,3
Tabela 7.4.- Proizvodnja novih TE na prenosnoj mreži BiH za period 2015.-2024.
PROIZVODNJA
(GWh)
2015
TE STANARI
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
1.500,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.000,0
2.604,0
2.604,0
2.604,0
2.604,0
2.604,0
2.604,0
910,0
910,0
910,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
TE TUZLA, blok 7
TE KAKANJ, blok 8
KTG ZENICA
3.250,0
3.250,0
KTG ZENICA
(procjena NOSBiH)
NOVE
BILANSIRANO
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
3.250,0
TE
3.250,0
4.750,0
5.250,0
5.250,0
7.854,0
7.854,0
7.854,0
8.764,0
8.764,0
8.764,0
Tabela 7.5.- Proizvodnja novih VE na prenosnoj mreži BiH za period 2015.-2024.
PROIZVODNJA
(GWh)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
VE TRUSINA
VE TRUSINA
Procjena NOSBiH
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
160,0
Tabela 7.6.- Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2015.-2024.
31
POTROŠNJA
(GWh)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Scenario 1. (n.s.)
12.087
12.268
12.452
12.639
12.828
13.021
13.216
13.414
13.615
13.820
Scenario 2. (b.s.)
12.350
12.671
13.001
13.339
13.685
14.041
14.406
14.781
15.165
15.559
12.495
12.895
13.307
13.733
14.173
14.626
15.094
15.577
16.076
16.590
Scenario 3. (v.s.)
PROIZVODNJA
NOVI IZVORI
BILANSIRANI
Scenario I.
Proizvodnja
bilansirano*
Gubici (2,2% u
odnosu na
proizvodnju) **
Scenario 1 (n.s.
potrošnje + gubici)
Scenario 2 (b.s.
potrošnje + gubici)
Scenario 3 (v.s.
potrošnje + gubici)
BILANS Scenario 1
2024
(GWh)
3.490,3
4.990,3
5.490,3
5.586,7
8.442,5
8.442,5
8.679,3
9.589,3
9.589,3
9.589,3
17.672,6
19.452,6
19.808,6
20.083,0
21.484,8
21.364,8
21.508,6
21.071,6
21.302,6
21.262,6
388,8
428,0
435,8
441,8
472,7
470,0
473,2
463,6
468,7
467,8
12.457,8
12.678,0
12.869,6
13.062,1
13.282,3
13.471,8
13.670,0
13.858,3
14.064,3
14.267,4
12.588,8
13.099,0
13.436,8
13.780,8
14.157,7
14.511,0
14.879,2
15.244,6
15.633,7
16.026,8
12.660,8
13.092,7
13.505,8
13.930,0
14.392,5
14.835,3
15.298,1
15.762,9
16.257,6
16.762,0
5.214,8
6.774,6
6.939,0
7.020,9
8.202,5
7.893,0
7.838,6
7.213,3
7.238,3
6.995,2
BILANS Scenario 2
5.083,8
6.353,6
6.371,8
6.302,2
7.327,1
6.853,8
6.629,4
5.827,0
5.668,9
5.235,8
BILANS Scenario 3
5.011,8
6.359,9
6.302,8
6.152,9
7.092,3
6.529,5
6.210,4
5.308,6
5.045,0
4.500,6
*proizvodnja prema podacima dostavljenim od proizvođača, **gubici u iznosu 2,2% u odnosu na proizvodnju su proračunati
prema Bilansu električne energije za 2014. godinu
Na Slici 7.1 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih
bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2015.-2024, prema podacima dostavljenim od
proizvođača i prema procjeni NOSBiH, kao i kriva proizvodnje ukoliko ne bi došlo do
izgradnje planiranih proizvodnih kapaciteta.
32
Slika 7.1.– Tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih bilansiranih proizvodnih
objekata
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. S obzirom da je produžen rok za izlazak iz pogona starih blokova u TE, u
slučaju da ne dođe do izgradnje novih proizvodnih kapaciteta, kritična bi bila 2019. godina
kao i naredne godine, što znači da bi Bosna i Hercegovina mogla uvoziti električnu energiju.
U tabeli 7.7. prikazane su instalisane snage proizvodnih kapaciteta na prenosnoj mreži Bosne i
Hercegovine, kao i snage na pragu elektrana uvažavajući planirane godine puštanja u pogon
novih (Slika 7.2) i izlazak iz pogona proizvodnih kapaciteta kojima ističe životni vijek.
Za HE Dub i Ustiprača, HE Ulog i mHE na rijeci Sutjesci, KTG Zenica i VE Trusina
dostavljena je nerealna godina ulaska u pogon, tj. za većinu objekata je data godina ulaska u
pogon 2015, ali iz dostavljenih podataka se može vidjeti da nisu uopšte stvoreni uslovi za
početak gradnje. Uzimajući u obzir da izgradnja ovakvih objekata i izgradnja priključnih
dalekovoda zahtjeva period od nekoliko godina NOS BiH je procijenio da će doći do
pomjeranja godine ulaska u pogon. Procjenjena godina ulaska u pogon od strane NOSBiH je
data u Tabeli 7.7.
Tabela 7.7.- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta
33
Novi kapaciteti
2015
HE DUB I HE USTIPRAČA
HE DUB I HE USTIPRAČA
(procjena NOSBiH)
HE ULOG
HE ULOG
(procjena NOSBiH)
MHE NA RIJECI SUTJESCI
MHE NA RIJECI SUTJESCI
(procjena NOSBiH)
HE VRANDUK
17,1
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
17,1
34,4
34,4
19,15
19,15
19,6
300
TE STANARI
(262,5*)
450
TE TUZLA, blok 7
(410*)
300
TE KAKANJ, blok 8
(270*)
TE-TO KTG ZENICA
387,5
(373,1*)
TE-TO KTG ZENICA
(procjena NOSBiH)
VE TRUSINA
387,5
(373,1*)
51
VE TRUSINA
(procjena NOSBiH)
51
HE DABAR
159,9
HE USTIKOLINA
65,4
Novi bilansirano:
509,2
300,0
0,0
179,5
450,0
0,0
65,4
300,0
0,0
0,0
Kumulativno novi –inst.sn.
509,2
809,2
809,2
988,7
1.438,7
1.438,7
1.504,1
1.804,1
1.804,1
1.804,1
3.803,6
3.803,6
3.803,6
3.803,6
3.703,6
3.703,6
3.703,6
3.585,6
3.585,6
3.385,6
3.596,0
3.596,0
3.596,0
3.596,0
3.511,0
3.511,0
3.511,0
3.408,0
3.408,0
3.233,0
4.312,8
4.612,8
4.612,8
4.792,3
5.142,3
5.142,3
5.207,7
5.389,7
5.389,7
5.189,7
4.090,8
4.353,3
4.353,3
4.532,8
4.857,8
4.857,8
4.923,2
5.090,2
5.090,2
4.915,2
Postojeći objekti (bazna
2013. godina- inst.snaga)
Postojeći objekti (bazna
2013. godina- snaga na
pragu*)
UKUPNO
BILANSinst.snaga
UKUPNO BILANS- snaga
na pragu*
*snaga na pragu elektrane
Na Slici 7.2 i 7.3 data je dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz
pogona postojećih kapaciteta prema podacima dostavljenim od proizvođača (Slika 7.2) i
procjeni NOSBiH (Slika 7.3). Na slici 7.3 su pomjerene godine ulaska u pogon za nove HE
Dub i Ustiprača, HE Ulog i mHE na rijeci Sutjesci, KTG Zenica i VE Trusina.
34
(MW)
700
500
blok 7 TETuzla
TE-TO KTG Zenica
300
godina
2024
2023
2022
Tuzla G3
blok 8 TE Kakanj
Kakanj G5
2021
2020
2019
2018
2017
-100
HE Ustikolina
VETrusina
2016
100
HE Dabar
HE Vranduk
2015
HE Sutjeska
HE Dub
HE Ulog
Tuzla G4
-300
-500
(MW)
Slika 7.2.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih
kapaciteta (prema podacima dostavljenim od proizvođača)
700
VE Trusina
blok 8 TE Kakanj
2024
2023
2022
Tuzla G3
2021
HE Ustikolina
2020
2017
2015
100
2016
HE Sutjeska
HE Dub
HE Ulog
HE Dabar
HE Vranduk
2018
300
-100
blok 7 TETuzla
TE-TO KTG Zenica
2019
500
Tuzla G4
-300
godina
-500
Slika 7.3.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz pogona postojećih
kapaciteta (prema procjeni NOSBiH)
U Tabelama 7.8, 7.9. i na Slikama 7.4. i 7.5. je data proizvodnja električne energije na
prenosnoj mreži BiH i instalisana snaga po izvorima: termoelektrane (TE), obnovljivi izvori
(HE+VE), i PHE.
Tabela 7.8. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora
PROIZVODNJA
(GWh)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
TE
12.070,0
13.850,0
14.206,0
14.384,0
15.534,0
15.414,0
15.321,0
14.884,0
15.115,0
15.075,0
35
PHE ČAPLJINA
OBNOVLJIVI IZVORI
PROIZVODNJA
UKUPNO
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
200,0
5.562,6
5.562,6
5.562,6
5.659,0
5.910,8
5.910,8
6.147,6
6.147,6
6.147,6
6.147,6
17.832,6
19.612,6
19.968,6
20.243,0
21.644,8
21.524,8
21.668,6
21.231,6
21.462,6
21.422,6
2020
2021
25,000
20,000
GWh
15,000
10,000
5,000
0
2015
2016
2017
2018
2019
2022
2023
2024
godina
Proizvodnja ukupno
TE
PHE ČAPLJINA
OBNOVLJIVI IZVORI
Slika 7.4. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period 2015.2024. godina
Tabela 7.9. Instalisane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH
(MW)
TE
PHE ČAPLJINA
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2.160,5
2.460,5
2.460,5
2.460,5
2.810,5
2.810,5
2.810,5
2.992,5
2.992,5
2.792,5
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
440,0
OBNOVLJIVI IZVORI
1.712,3
1.712,3
1.712,3
1.891,8
1.891,8
1.891,8
1.957,2
1.957,2
1.957,2
1.957,2
UKUPNO
4.312,8
4.612,8
4.612,8
4.792,3
5.142,3
5.142,3
5.207,7
5.389,7
5.389,7
5.189,7
36
(MW)
6000.0
5000.0
4000.0
3000.0
2000.0
1000.0
0.0
2015
2016
2017
2018
TE
PHE ČAPLJINA
2019
2020
2021
OBNOVLJIVI IZVORI
2022
2023
2024
UKUPNO
Slika 7.5. Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora
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 2013. i 2014. godinu su:
(MWh/h)
11:00
1.727
19:00
1.868
11:00
1.477
11:00
1.704
19:00
1.809
Januar 2013.
Juli 2013.
Januar 2014.
Maksimum za 2013. godinu od 2.074 MWh/h postignut je 24. decembra u 18 sati (osamnaesti
sat), što je za oko 11% 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 2.074 MW u
2013. godini. U Tabelama 7.10. i 7.11. prikazane su vrijednosti maksimalnih i minimalnih
jednovremenih snaga konzuma BiH na prenosnoj mreži za posljednjih 6 godina i procentualne
razlike u odnosu na prethodnu godinu.
37
Tabela 7.10. Maksimalne jednovremene snage konzuma
Godina
Pmax (MW)
%
31.12.2008.
18-ti sat
2.117
1,88
05.01.2009.
18-ti sat
2.033
-3,97
31.12.2010.
18-ti sat
2.173
6,89
31.12.2011.
18-ti sat
2.150
-1,06
10.02.2012.
18-ti sat
2.143
-0,33
24.12.2013.
18-ti sat
2.074
-3,22
Prema Bilansu električne energije za 2014. godinu, procjenjena maksimalna jednovremena
snaga konzuma BiH je 2.210 MW.
Tabela 7.11. Minimalne jednovremene snage konzuma
Godina
Pmin (MW)
%
21.04.2008.
4-ti sat
870
2,96
13.04.2009.
4-ti sat
796
-8,51
03.05.2010.
4-ti sat
816
2,51
22.07.2011.
4-ti sat
872
6,86
21.06.2012.
5-ti sat
833
-4,47
02.05.2013.
6-ti sat
866
3,96
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 2.074 MW, u Tabeli 7.12. prikazan je bilans
jednovremenih maksimalnih snaga na prenosnoj mreži za period 2015.-2024. godina.
Tabela 7.12. Procjena konzuma i rezerve na prenosnoj mreži
(MW)
Vršna
snaga
konzuma
na
prenosnoj mreži
Potrebna
snaga
primarne rezerve
Potrebna
snaga
sekundarne rezerve
Potrebna
snaga
tercijerne rezerve
UKUPNO
(Konzum+rezerve)
Snaga na pragu
(postojeći + novi)
BILANS SNAGE
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2.158
2.201
2.245
2.290
2.336
2.382
2.430
2.479
2.528
2.579
15
16
16
16
17
17
17
17
17
17
74
75
76
78
79
81
82
82
82
82
250
300
300
300
300
400
400
400
400
400
2.497
2.592
2.637
2.684
2.732
2.880
2.929
2.978
3.027
3.078
4.091
4.353
4.353
4.533
4.858
4.858
4.923
5.090
5.090
4.915
1.594
1.761
1.716
1.849
2.126
1.977
1.994
2.113
2.063
1.837
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.
7.1
Stanje obnovljivih izvora u EES BiH
Na osnovu procjene granične snage priključenja vjetroelektrana na prenosnu mrežu prema
kojoj je, sa aspekta potrebne regulacione snage u iznosu instalisane snage vjetroelektrana do
350 MW, nadležna entitetska ministarstva raspodijelila su iznos u omjeru 230 MW – FBiH, te
120 MW – RS.
38
U skladu s tim, Elektroprenos a.d. Banja Luka je izdalo načelne saglasnosti za šest
vjetroelektrana, nakon čega su izdati projektni zadaci za izradu elaborata o priključku (sa
presječnom 2014. godinom ulaska u pogon) za sljedeće objekte;
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Koncig d.o.o. Posušje VE Debelo Brdo (54,6 MW),
JP Elektroprivreda HZ HB d.d. Mostar – VE Mesihovina (55 MW),
JP Elektroprivreda BiH d.d. Sarajevo – VE Podveležje (48 MW),
Vran-Dukić d.o.o., Tomislavgrad – VE Gradina – prva faza do kraja 2014. god (26 MW),
HB Wind d.o.o., Livno – VE Orlovača (42 MW),
EOL Prvi d.o.o. , VE Trusina (51 MW).
Potrebno je napomenuti da je Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva Republike Srpske
izdalo potrebne saglasnosti i za jednu vjetroelektranu investitora Elektroprivreda Republike
Srpske, snage 50 MW, za koju će tačna lokacija biti naknadno definisana.
Od svih navedenih vjetroelektrana jedino je revizija Elaborata tehničkog rješenja priključka za
vjetroelektranu Trusina izvršena krajem decembra 2013. godine sa presječnom godinom
ulaska u pogon 2014. godine. Nakon dostavljanja finalne verzije izdat je Certifikat o
priključku, čime su se stvorili uslovi da se VE bilansira u ovom IPRP.
U proceduru revizije Elaborata tehničkog priključka je ušla i VE Podveležje.
Iako za ovaj Indikativni plan nema prijavljenih solarnih elektrana (SE), postoje zahtjevi za
priključak SE na SN sabirnicama u 110 kV postojenjima. U slučaju značajnog povećanja
snage SE, potrebno je procijeniti njihov uticaj na rad EES BiH sa aspekta regulacionih
mogućnosti i stabilnosti rada EES BiH.
Analizom dostavljenih podataka od elektroprivreda, ustanovljeno je da je na distributivnu
mrežu BiH priključeno ukupno 79.43 MW obnovljivih izvora (mHE, VE, SE). Svi proizvodni
objekti su instalisanog kapaciteta koji je manji od 10 MW.
Tabela 7.13. Instalisani kapaciteti na distributivnoj mreži
EPHZHB
ERS
EP BIH
mHE
SE
Biomasa
Ukupno
(kW)
(kW)
(kW)
(kW)
4161
1169.44
-
5330.44
47691.8
144.92
-
47836.72
34048
178.5
45
34271.5
45
87438.66
Sumarno 85900.8 1492.86
7.2
Pregled broja i snage prijavljenih planiranih kapaciteta
Prvi Indikativni plan razvoja proizvodnje objavljen je u novembru 2006. godine, a do
objavljivanja ovog plana, svih osam dosadašnjih planova odobrio je DERK. Svaki indikativni
plan sadrži listu novih prijavljenih kapaciteta sa osnovnim karakteristikama (broj agregata,
snaga agregata, instalirana snaga, godišnja proizvodnja, godinu ulaska u pogon, te listu
39
saglasnosti nadležnih organa). U ovom poglavlju dat je uvid u dosadašnje registre novih
objekata (2006.-2014.).
Bilansirani kapaciteti su elektroenergetski objekti koji su zadovoljili kriterije bilansiranja
propisane Mrežnim kodeksom, odnosno objekti koji imaju;
1. prihvaćen (revidiran) elaborat o priključku na prenosnu mrežu, te
2. ugovor o koncesiji.
Nebilansirani kapaciteti predstavljaju objekte koji ne zadovoljavaju oba navedena kriterija, te
su na izvjestan način lista zainteresiranih investitora i investicija.
Tabela 7.14. i Slika 7.6. daju prikaz zbirne snage svih prijavljenih objekata (bilansiranih i
nebilansiranih) po vrsti elektrane iz dosadašnjih IPRP, dok na Slici 7.7. je dat prikaz broja
prijavljenih projekata vjetroelektrana u Bosni i Hercegovini.
Tabela 7.14. Pregled ukupnih snaga prijavljenih objekata u prethodnim indikativnim planovima (MW)
20072016
20082017
20092018
20102019
20112020
20122021
20132022
20142023
20152024
Termoelektrane
2830
2830
3665
3775
2240
2800
3248
3548
3847
Hidroelektrane
1716
1742
1888
2024
1941
2557
2221
2099
2519
Vjetroelektrane
610
610
740
1271
3015
2559
2804
2714
1627
Elektrane na biomasu
0
0
0
0
10
10
10
21
10
Elektrane na sunčevu
energiju
0
0
0
0
0
0
10
10
0
Slika 7.6. Ukupna snaga prijavljenih projekata termoelektrana, hidroelektrana i vjetroelektrana iz
dosadašnjih IPRP (objavljenim u periodu 2006. – 2014.)
40
Slika 7.7. Broj prijavljenih projekata vjetroelektrana iz dosadašnjih IPRP (objavljenim u periodu
2006. – 2014.)
41
8. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE
Usvajanjem Uredbe 714/2009 od strane Evropske komisije definisani su osnovni zadaci
djelovanja operatora sistema na nivou ENTSO-E. U skladu sa članom 8 stav 10. jedan od
zadataka je i obaveza izrade desetogodišnjeg plana razvoja prenosne mreže na nivou ENTSOE. Navedenim članom je definisano da ENTSO-E usvaja i objavljuje plan razvoja na nivou
EU svake dvije godine. Plan uključuje modelovanje integrisane mreže i scenarije razvoja,
adekvantnu perspektivu proizvodnje i procjenu elastičnosti sistema. Plan razvoja
a. se bazira na planovima razvoja zemalja koji uzimaju u obzir regionalne planove razvoja i
ako je prikladno, aspekte planiranja mreže od EU koji uključuju vodič za transevropske
energetske mreže u skladu sa Odlukom br. 1364/2006/EC,
b. u pogledu prekogrаničnih interkonekcija, se gradi tаkođe nа rаzumnim potrebаmа
rаzličitih korisnikа sistema i obuhvаtа dugoročne obаveze investitora,
c. identifikuje nedostаjućа sredstvа zа investicije, prije svega onа u vezi prekogrаničnih
kаpаcitetа.
U skladu sa Uredbom 714/2009 individualni planovi razvoja zemalja moraju biti usklađeni sa
ENTSO-E desetogodišnjim planom razvoja prenosne mreže. Ukoliko se identifikuje
neusklađenost, ENTSO-E može preporučiti da se izvrše ispravke u planovima razvoja zemalja
kod kojih neusklađenost postoji.
Izrada desetogodišnjeg plana razvoja ENTSO-E se bazira na planovima razvoja šest regiona
(Slika 8.1.). Regionalni planovi uzimaju u obzir razvoj mreže i integraciju novih proizvodnih
postrojenja, naročito integraciju obnovljivih izvora zatim regionalne specifičnosti i potrebe.
Slika 8.1. ENTSO-E regioni
42
8.1
TYNDP 2014
U skladu sa regulativom EU 347/2013 o smjernicima za transevropsku energetsku
infrastrukturu (Regulation (EU) 347/2013 on guidelines for trans-European energy
infrastructure), usvojena 15.05.2013. godine, TYNDP ima dvostruku ulogu.


Da osigura bolju transparentnost koja se odnosi na cijelu evropsku elektroenergetsku
prenosnu mrežu i da da podršku pri donošenju odluka na regionalnim i evropskim
nivoima.
Formira jedinstvenu osnovu za selekciju projekata od zajedničkog interesa (PCI).
TYNDP 2014 obuhvaća sljedeće:





Obuhvaća duži vremenski horizont. Plan uključuje vizije za 2030. godinu koja
obezbjeđuje most između energetskih ciljeva EU 2020 i 2050. Perspektiva na različitoj
proizvodnji i evaluaciji opterećenja se bazira na ulaznim informacija zainteresovanih
strana u toku raznih radionica. Kao finalni konsolidacioni korak ENTSO-E je pokrenuo
javne konsultacije koje se odnose na vizije za 2030. godinu.
Nove procedure za uključivanje projekata treće strane.
Ažuriranje tabele projekata iz TYNDP 2012, koje se prije svega odnosi na promjene roka
puštanja u pogon, status projekata i tehničke opise.
Kreiranje grupe zainteresovanih strana za dugoročni razvoj koja će biti uključena u
elaboraciju plana, razvoj prenosne mreže i drugih pitanja.
Metodologija analize troškova i koristi (CBA – Cost Benefit Analysis Metodology).
Metodologiju čini ažurirane ENTSO-E smjernice za razvoj mreže, sa ciljem na
usaglašenost sa zahtjevima iz pomenute regulative i osiguravajući zajednički okvir za
višestruke kriterije za CBA analizu projekata koji su kandidovani kao PCI.
ENTSO-E je već pokrenuo prikupljanje podataka za desetogodišnji plan TYNDP 2014.
Finalna verzija plana se očekuje u decembru 2014. godine.
8.2
Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u periodu 2020.-2030.
U sljedećoj tabeli su prikazane vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije u
periodu 2020.-2030. Osnovna pretpostavka koja je uzeta u obzir pri kreiranju četiri vizije
razvoja EES do 2030. godine je da nema ograničenja pristupu primarnim enegentima i da je
dovoljno razvijena plinska prenosna i distributivna infrastruktura. Vizija 1. i 2. za razliku
vizije 3. i 4. predviđaju nepovoljne privredne i finansijske uslove, tj. vlade zemalja nemaju
dovoljno novca za jačanje postojeće energetske politike.
43
Tabela 8.1. Vizije razvoja evropskog EES i tržišta električne energije
Vizija 1. Usporeni
napredak (Slow
Progress)
Tržište
električne
energije i
emisija CO2
Nema adekvatnog
snažnog evropskog
regulatornog okvira za
uspostavljanje novih
tržišnih principa.
Nema značajnih
pomaka u području
trgovanja jedinicima za
emisiju CO2 (cijene
niske), tj. isplativije je
proizvoditi električnu
energiju iz uglja.
Potrošnja
električne
energije
Usporen porast
potrošnje el. energije.
Nema većih pomaka u
primjeni energetske
efikasnosti zbog
nepostojanja
regulatornog okvira.
Električna energija se
ne koristi značajno za
grijanje, hlađenje, za
vozila na el. pogon.
Nema tržišnih
mehanizama kojom bi
se moglo upravljati
potrošnjom.
Usporena realizacija
projekata usljed
problema sa
dobijanjem potrebnih
dozvola, planirana
izgradnja predviđena za
2020. se ostvaruje tek
2030.
Ne očekuje se
značajnije povećanje
proizvodnje iz plinskih
ili hidroelektrana.
Proizvodnja
električne
energije
Mreža
Dostupna tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se ne
primjenjuju značajno u
prenosnoj i
distributivnoj mreži.
Vizija 2.
Neadekvatna
finansijska sredstva
(Money Rules)
Uspostavljen snažan
evropski regulatorni
okvir, ali nema
dovoljno sredstava za
uspostavljanje novih
tržišnih principa.
Nema značajnih
pomaka u području
trgovanja jedinicima
za emisiju CO2
(cijene niske), tj.
isplativije je
proizvoditi električnu
energiju iz uglja.
Povećana energetska
efikasnost.
Povećana upotreba
el. energije za
grijanje, hlađenje i
vozila na el. pogon.
Djelimično su u
primjeni tržišni
mehanizmi za
upravljanje
potrošnjom i
opterećenjima
sistema.
Usporena realizacija
projekata usljed
problema sa
dobijanjem potrebnih
dozvola, planirana
izgradnja predviđena
za 2020. se ostvaruje
tek 2030.
Postoje mehanizmi
za podsticaj za
primjenu tehnologija
za prihvat i
skladištenje CO2.
Dostupna tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se
djelimično
primjenjuju .
44
Vizija 3. Zelena
Tranzicija (Green
transition)
Vizija 4. Zelena
revolucija (Green
revolution)
Vlade zemalja imaju
značajna sredstva za
jačanje energetske
politike.
Neadekvatnost
evropskog
regulatornog okvira
je prepreka za
uspostavu novih
tržišnih principa.
Energetska politika
daje podsticaj za
smanjenje emisije
CO2.
Povećana energetska
efikasnost zbog
postojanja
adekvatnog
regulatornog okvira.
Povećana upotreba
el. energije za
grijanje, hlađenje i
vozila na el. pogon.
U primjeni su tržišni
mehanizmi za
upravljanje
potrošnjom i
opterećenjima
sistema.
Energetski planovi
su dobro
uspostavljeni.
Ciljevi za 2050.
godinu vezano sa
smanjenje CO2 su
ostvarivi.
Veća primjena
promjenljivih izvora
zahtjeva veće
rezervne kapacitete
za balansiranje.
Zbog slabijeg
ostvarenje izgradnje
HE do 2030.,
rezerva će biti iz
plinskih elektrana.
Vlade zemalja imaju
značajna sredstva za
jačanje energetske
politike.
Postoji snažan
evropski regulatorni
okvir za uspostavu
novih tržišnih
principa.
Energetska politika
daje podsticaj za
smanjenje emisije
CO2.
Dostupna
tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se
djelimično
primjenjuju .
U značajnoj mjeri se
koristi energije za
grijanje, hlađenje i
vozila na el. pogon.
U primjeni su tržišni
mehanizmi za
upravljanje
potrošnjom i
opterećenjima
sistema.
Energetski planovi
su dobro
uspostavljeni.
Ciljevi za 2050.
godinu vezano sa
smanjenje CO2 su
ostvarivi.
Veća primjena
promjenljivih izvora
zahtjeva veće
rezervne kapacitete
za balansiranje.
Zbog ostvarenih
planova do 2030.
značajan dio rezerve
se koristi iz HE, a
ostatak iz plinskih
elektrana.
Dostupna
tehnologija
naprednih mreža i
tržišni mehanizmi se
djelimično
primjenjuju .
8.3
Projekti od interesa za Energetsku zajednicu
Projekti od interesa za Energetsku zajednicu1 (PECI – Projects of Energy Community
Interest) su oni projekti koji su etiketirani kao projekti od najvećeg pozitivnog uticaja u
zemljma osnivačima Energetske zajednice. Ministarski savjet Energetske zajednice je usvojio
Strategiju Energetske zajednice 18.10.2012. godine kao prvi korak prema dostizanju moderne
energetske infrastrukture koja je veoma bitna za integrisano energetsko tržište i za postizanje
širih klimatskih i energetskih ciljeva. Velike potrebe za investicijama u energetsku
infrastrukturu je bio jedan od osnovnih razloga za pripremu Strategije [14]. Strategija je
identifikovala kvalifikovane kategorije projekata i glavni kriterij među kojima će projekti biti
ispitani i evaluirani. Ove kategorije uključuju
-
Proizvodnju električne energije. Novi proizvodni kapaciteti, uključujući grupe različitih
projekata ili dodavanje novih jedinica postojećim (uključujući modernizaciju i montažu)
koji povećavaju prekogranične isporuku i trgovinu i stabilnost mreže u najmanje dvije
zemlje osnivače Energetske zajednice.
-
Prenos električne energije. Visokonaponski dalekovodi od 220 kV pa na više, podzemni
i pomorski kablovi ukoliko su projektovani za napon od 150 kV ili više, akumulacije
uključujući i pumpna postrojenja, pametna mjerenja i pomoćnu opremu i opremu za
siguran i efikasan rad sistema.
-
Transport gasa. Novi vodovi i oprema (mjerenje i kompresorske stanice) za transport
prirodnog gasa pod visokim pritiskom. Ovdje se uključuju i rekonstrukcija i povećanja
kapaciteta postojećih transportnih puteva.
-
Spremišta za gas. Prateća oprema i postrojenja.
-
Nafta. Rafinerije, spremišta i transport.
Paraleno sa nominacijom projekata izrađena je metodologija za procjenu projekata [15].
Glavni principi metodologije za procjenu kandidovanih projekata je analiza troškova i koristi
(CBA Cost-Benefit Analysis). CBA anliza je dopunjena dodatnim kriterijima koji su relevantni
za procjenu ali ne mogu biti evaluirani u CBA analizi. Sljedeći kriteriji su bili korišćeni u
procjeni projekata:
1
-
Promjena u socialno-ekonomskoj dobiti
-
Market integracija
-
Sigurnost snabdjevanja
-
Emisija ugljen-dioksida (CO2)
-
Unaprijeđenje konkurencije
-
Adekvatnost sistema
-
Progres u implementaciji
-
Puštanje u rad obnovljivih izvora
www.energy-community.org
45
PECI projekti u navedenim kategorijama koji su identifikovani u Energetskoj strategiji su
nominovani od strane promotera projekta. Nakon javnih konsultacija na Ministarskom savjetu
Energetske zajednice koji je održan u oktobru 2013. godine, Sekreterijat Energetske zajednice
je objavio listu PECI projekata u Konsultatskom finalnom izvještaju u novembru 2013 2.
Ukupno je izabrano 35 PECI projekata u skladu sa odobrenom metodologijom. NOSBiH je u
skladu sa svojim zakonskim nadležnostima u saradnji sa susjednim TSO i MVTEO BiH
učestvovao u nominovanju projekata pod tačkama 1. i 2. dok za ostale NOSBiH nema
informacija.
Tabela 8.2. PECI projekti koji se odnose na BiH
Projekat
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Ugovorne
strane
DV 400 kV TS Bajina Bašta RS+ME+BA
(RS) - TS Pljevlja (ME) - TS
Višegrad (BA)
DV 400 kV TS Banja Luka
(BA) – TS Lika (HR)
TE TO KTG Zenica
HE Dabar
HE Dubrovnik (faza II)
4 HE Gornji tok Drine + 3 HE
Srednji tok Drine
Napomena
BA+HR
Pojačanje postojeće interkonekcije. U
toku je izrada Studije o 400 kV
interkonekciji između BiH, Srbije i
Crne Gore.
Nova interkonekcija
BA
BA
BA+HR
BA+RS
Nova elektrana
Obnovljivi izvor
Obnovljivi izvor
Obnovljivi izvor
Na Slikama 8.2. i 8.3. su prikazane lokacije PECI projekata.
2
www.energycommunity.org
46
Slika 8.2. PECI projekti za proizvodnju električne energije
Slika 8.3. PECI projekti za prenos električne energije
47
8.4
Interkonektivni dalekovodi
Krajem 2013. godine u probni rad je stavljen u pogon:
1. DV 220 kV TS Trebinje (BiH) - TS Plat (HR). Izgradnjom i puštanjem u rad TS Plat
stvoreni su uslovi da dva postojeća dalekovoda TS Trebinje – HE Dubrovnik budu
uvedena u TS Plat. S obzirom da proizvodnja iz generatora HE Dubrovnik G2 pripada
Elektroprivredi Republike Srpske, jedan od dva postojeća dalekovoda je ostao da
direktno povezuje G2 i TS Trebinje dok drugi DV 220 kV je uveden u TS Plat.
2. DV 110 kV Ljubuški (BiH) – Vrgorac (HR). Dalekovod je radio pod naponom 35 kV.
Planirane nove interkonekcije:
1. Interkonekcija BiH-Srbija-Crna Gora. Pojačanje postojeće 220 kV interkonekcije, stvarno
stanje će biti definisano Studijom čija je izrada u toku i čiji završetak se očekuje u toku
2014. godine. Studija je finansirana od strane međunarodnih finansijskih institucija.
Prioritet rješavanja zagušenja u Srbiji, zatim najava izgradnje obnovljivih izvora na
srednjem i gornjem toku Drine, te izgradnja podmorskog kabla između Crne Gore i Italije
(puštanje u rad se očekuje iza 2016. godine) doprinose povećanom značaju ove
interkonekcije.
2. DV 400 kV Banja Luka – Lika (HR). Izgradnja dalekovoda je planirana nakon 2020.
godine. Očekuje se da aktivnosti oko izgradnje ove interkonekcije započnu u narednom
periodu.
8.4.1 Prekogranični prenosni kapaciteti
Planirana izgradnja interkonektivnih dalekovoda i pojačanja mreže u susjednim prenosnim
sistemima će uticati i na vrijednosti prekograničnih kapaciteta. Kada se govori o
upravljanjima zagušenjem, u skladu sa regulativom 714/2009 svaki operator sistema je
obavezan da vrši dodjelu prekograničnih kapaciteta po tržišnim principima na otvoren,
nediskriminatoran i transparentan način. Prihodi od dodjele prekograničnih kapaciteta se
koriste da se garantuje raspoloživost kapaciteta i/ili održavanja ili povećanja prekograničnih
kapaciteta kroz investiranje u mrežu, a posebno i nove prekogranične dalekovode.
U skladu sa preliminarnim rezultatima Studije o pojačanju prenosnih veza BiH-Srbija-Crna
Gora, na Slikama 8.4. i 8.5. za zimski i ljetni režim rada za 2018. i 2023. godinu je prikazana
promjena vrijednosti prekograničnih kapaciteta. Interkonekcija je razmatrana prema sljedećim
scenarijima:
1. 2018. godina:

Scenario 1 i 3: 400 kV Višegrad (BA) – B.Bašta (RS) i 400 kV Pljevlja (ME) – B.Bašta
(RS) umjesto postojećih 220 kV interkonekcija.

Scenario 2. i 4: 400 kV Višegrad (BA) – B.Bašta (RS) i 400 kV Pljevlja (ME) – B.Bašta
(RS) umjesto postojećih 220 kV interkonekcija. Postojeća interkonekcija prema 220 kV
Sarajevo 20 (BA) – HE Piva (ME) se mjenja sa 400 kV Sarajevo 20 (BA) – Brezna (ME)
2. 2023. godina:
48

Scenario 1: 400 kV Višegrad (BA) – B.Bašta (RS) i 400 kV Pljevlja (ME) – B.Bašta (RS)
umjesto postojećih 220 kV interkonekcija.

Scenario 2: 400 kV Višegrad (BA) – B.Bašta (RS) i 400 kV Pljevlja (ME) – B.Bašta (RS)
umjesto postojećih 220 kV interkonekcija. Postojeća interkonekcija prema 220 kV
Sarajevo 20 (BA) – HE Piva (ME) se mjenja sa 400 kV Sarajevo 20 (BA) – Brezna (ME).

Scenario 3. Scenario 1 + nova interkonekcija 400 kV Višegrad (BA) – Bistrica (RS) –
Pljevlja (ME).

Scenario 4. Scenario 2 + nova interkonekcija 400 kV Višegrad (BA) – Bistrica (RS) –
Pljevlja (ME).
Slika 8.4. Promjena NTC vrijednosti(MW) u odnosu na sadašnje stanje
Aproksimativne vrijednosti ukupnih prekograničnih prenosnih kapaciteta na granici BA < >
HR su date u Tabeli 8.3. Vrijednosti su date za 2014. i 2024. godinu.
Tabela 8.3.- Ukupni prekogranični prenosni kapacitet (MW).
Smjer
2014.
2024.
BA->HR
800
1000
HR->BA
800
1000
49
Takođe, značajan uticaj na prekogranične kapacitete ima i izgradnja podmorskog kabla
između Crne Gore i Italije, kao i izgradnja novih dalekovoda u susjednim sistemima o čemu
je bilo riječi u prethodnim indikativnim planovima. Uticaj je analiziran u scenarijima koji su
navedeni.
U skladu sa pomenutom regulativom, operatori sistema su u obavezi da prekogranične
prenosne kapacitete dodjeljuju putem zajedničkih aukcija na granicama dva susjedna
operatora sistema. Na slici 8.5. je dat pregled dodjele kapaciteta putem aukcija u jugoistočnoj
Evropi za 2014. godinu sa navedenim cijenama (€/MWh) po smjerovima postignutim na
godišnjoj aukciji.
Cijene dodijeljenog kapaciteta su približne u cijelom regionu osim u smjerovima prema
Grčkoj i Turskoj. S obzirom da Grčka ima deficit u električnoj energije to i tržište električne
energije zavisi od uvoza. Ovdje se mora uzeti u obzir i tranzit električne energije preko Grčke
do Italije preko HVDC kabla tako da su zagušenja na granici za Grčkom značajna.
Turska, nakon sinhronizacije na evropsku sinhronu zonu obezbjeđuje dio energije iz uvoza.
Iako je Turska sa susjednim zemljama izgradila nove interkonektivne dalekovode, postojeći
kapaciteti nisu dovoljni da riješe problem zagušenja tako da cijene kapaciteta na uvoz
električne energije su veome visoke.
Planirana izgradnja i puštanje u rad (iza 2016.) podmorskog kabla (HVDC) između Crne Gore
i Italije, kapaciteta 1000 MW, stvoriće nove mogućnosti za izvoz električne energije iz
regiona u Italiju, a samim tim formiraće se i novi tranzitni putevi. Ukoliko ne dođe do
izgradnje novih dalekovoda, pojava zagušenja u smjerovima prema Crnoj Gori bi moglo da
utiče i na povećanje cijene prekograničnih kapaciteta. S obzirom da je glavni cilj kod
upravljanja zagušenjima eliminacija pojave zagušenja, ulaganje u mrežu će biti jedan od
prioriteta u regionu.
50
Slika 8.5. Pregled cijena postignutim na godišnjim aukcijama za 2014. godinu
sa naznačenim smjerovima i cijenama (€/MWh)
8.5
ENTSO-E Mrežni kodeksi
Na nivou ENTSO-E pokrenuta je izrada mrežnih kodeksa koji će kroz primjenu trećeg paketa
biti obavezujući za sve operatore sistema. Nakon stupanja na snagu, operatori će biti u
obavezi da izvrše usaglašavanje svojih kodeksa sa kodeksima ENTSO-E. Mrežni kodeksi su
sljedeći:
1. Dodjela kapaciteta i upravljanje zagušenjima (CACM – Capacity Allocation and
Congestion Manegament)
2. Dodjela kapaciteta unaprijed (FCA – Forward Capacity Allocation)
3. Balansiranje električne energije (EB – Electricity Balancing)
4. Zahtjevi za generatore (RFG – Requirements for Generator)
5. Priključak potrošača (DCC – Demand Connection Code)
6. Priključak VN jednosmjernih sistema (HVDC Connection)
7. Operativna sigurnost (OS – Operational Security)
8. Operativno planiranje i nominacija programa razmjena (OPS – Operational Planning and
Scheduling)
9. Upravljanje frekvencijom i rezervama (LFCR – Load-Frequency Control and
Scheduling)
10. Havarijske situacije i restauracija sistema (E&R – Emergency and Restoration).
51
Na sljedećoj slici su prikazani statusi mrežnih kodeksa.
Razvoj
Definisanje
opsega rada
CACM
FCA
EB
RFG
DCC
HVDC
OS
OPS
LFCR
E&R
EC poziva ACER da razvije okvirne smjernice
ACER organizuje početak javnih konsultacija
Objavljivanje finalnih okvirnih smjernica
Formalni poziv za razvoj Mrežnih kodeksa
apr.14
Početak javnih konsultacija
Zatvaranje javnih konsultacija
jan.14
Dostavljanje finalne verzije u ACER
dec.13
Objavljivanje ACER-ovog mišljenja
dec.13
Odobrenje
Ponovno slanje u ACER
Objavljivanje ACER-ovih preporuka
Početak javnih konsultacija
Početak procesa odobrenja
mar.13
dec.13
nov.13
nov.13
nov.13
jan.14
Dostavljanje mišljenja komisijama
EC podnosi kodeks na pregled koncilu
Stupanje
na snagu
Mrežni kodeks je usvojen
Početak implementacije
Stupanje na snagu mrežnog kodeksa
Monitoring kodeksa i može biti aneksiran
Slika 8.6. Status mrežnih kodeksa
Uzimajući u obzir planove izgradnje proizvodnih kapaciteta iz obnovljivih izvora u BiH, u
prvom redu vjetroelektrana čiji uticaj na prenosni sistem može biti znatan sa aspekta
sigurnosti sistema obezbjeđivanjem većeg stepena sigurnosti rada prenosnog sistema će se
stvoriti uslovi da se istovremeno obezbjedi i visok stepen sigurnosti plasmana električne
energije iz ovakvih izvora. Primjena odredbi iz mrežnog kodeksa Zahtjevi za generatore će
biti jedan od prioritetnih zadataka NOSBiH u narednom periodu.
52
9. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE
Analizirajući podatke koje su dostavili korisnici prenosnog sistema Bosne i Hercegovine i
rezultata ovog Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2015.-2024. godina, upućuju
na sljedeće zaključke i sugestije:
1. Analizirajući realizaciju prethodnih Indikativnih planova može se zaključiti da su oni
bili ambiciozni, kako sa aspekta rasta potrošnje, tako i sa aspekta izgradnje novih
proizvodnih kapaciteta. S jedne strane, nije se ostvario planirani rast potrošnje, a sa
druge strane izgradnja nijednog novog proizvodnog kapaciteta nije počela planiranom
dinamikom.
2. Bilansi snaga i energija za narednih 10 godina upućuju na zaključak da je neophodno
početi sa realizacijom planirane dinamike izgradnje novih proizvodnih kapaciteta.
Ukoliko dođe do daljeg prolongiranja rokova puštanja u pogon novih proizvodnih
kapaciteta i ukoliko se zadrži dinamika gašenja određenih proizvodnih objekata, realna
je mogućnost da Bosna i Hercegovina već od 2019. godine bude suočena sa uvozom
električne energije. Takođe kritične bile bi i ostale godine do kraja planskog perioda,
čak i sa pesimističnim rastom potrošnje. 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. Veoma važno je napomenti da
pojedini investitori koji imaju revidovan Elaborat o priključku i koji su stekli uslove
da budu bilansno analizirani u planu, nisu dostavili svoje prijave za period. Nije
poznato da li su odustali od gradnje ili je u pitanju nemarnost. Takođe, pojedini
investitori dostavljaju godinu ulaska u pogon nerealno, godinu za godinom, što je
dovelo do toga da NOSBiH uradi svoje procjene ulaska u pogon tih objekata. Ovo
dovodi do zaključka da se, pored već definisanih uslova u Mrežnom kodeksu i
Pravilniku o priključku (Ugovor o koncesiji i prihvaćen Elaborat u priključku), moraju
uvesti dodatni kriteriji u cilju prevazilaženja navedenog problema. U tom cilju, u
saradnji sa Elektroprenosom i nadležnim institucijama u BiH, neophodne su izmjene
Mrežnog kodeksa i Pravilnika o priključku.
4. Razvoj potrošnje električne energije u proteklom periodu nije se odvijao kontinuirano
što uveliko otežava procjenu trenda potrošnje u narednom planskom periodu. Uticaj
ekonomske krize ostavlja negativne posljedice i na potrošnju električne energije u
Bosni i Hercegovini i uz nedostatak objektivnih planova razvoja, u narednom periodu
može doći do značajnijih odstupanja planskih vrijednosti od realizovanih. Međutim, i
pored ovih neizvjesnosti i rizika, potrošnja električne energije za period 2015.–2024.
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
53
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. U skladu sa strateškim ciljem EU 202020, do izražaja dolazi sve veće korištenje
obnovljivih izvora električne energije, u najvećem broju slučajeva izgradnju
vjetroelektrana. Međutim, vjetroelektrane kao neupravljivi izvori, negativno utiču na
regulacione performanse sistema, pa je neophodno obezbijediti povećanu sekundarnu
rezervu kako bi se kompenzovale neželjene varijacije snage uzrokovane promjenljivim
intenzitetom vjetra. Na osnovu studije koja je završena krajem 2011. godine,
definisana je granična snaga vjetroelektrana u iznosu od 350 MW. Nadležna entitetska
ministarstva su saglasna da 120 MW pripada Republici Srpskoj, a 230 MW Federaciji
BiH. U ovom Indikativnom planu bilansirana je samo jedna vjetroelektrana (VE
Trusina), za koju je revidovan Elaborat priključka na mrežu. Ukoliko dođe do
povećanog interesa za izgradnjom solarnih elektrana, čija proizvodnja, kao i
proizvodnja VE, negativno utiče na regulacione sposobnosti EES BiH, potrebno je
odrediti i njihov uticaj, pri tome treba voditi računa da granična snaga treba da
obuhvati i proizvodnju VE i SE.
7. Formiranjem ENTSO-E i izradom desetogodišnjih planova razvoja evropskog i
regionalnog elektroenergetskog sistema kao jednog veoma važnog dokumenata,
snažno je istaknuta uloga operatora sistema u pripremi adekvatnih i što realnijih
planova razvoja na području kojeg oni pokrivaju. Mrežni kodeks definiše uslove pod
kojima novi proizvodni kapacitet može biti bilansno uključen u Indikativni plan
proizvodnje koji predstavlja osnovu za izradu Dugoročnog plana razvoja prenosne
mreže. Važno je napomenuti da do sada ne postoji ni jedan usvojen Plan razvoja
prenosne mreže, tako da prilikom izrade regionalnog desetogodišnjeg plana, NOS BiH
nije u poziciji da ravnopravno učestvuje u njegovoj izradi.
10.
LITERATURA
1. „Izvještaj o tokovima električne energije u BiH u 2013. godini“ – NOSBiH, Sarajevo,
2014. godina
2. „Bruto domaći proizvod prema proizvodnom pristupu 2005-2010“ –Agencija za
statistiku BiH, Sarajevo, decembar 2011. god.
3. „Bruto domaći proizvod za Bosnu i Hercegovinu 2011. Proizvodni pristup, prvi
rezultati“, Agencija za statistiku BiH, Saopštenje, 25.07.2012. godine
4. „Statistika energije“, Agencija za statistiku BiH, Saopštenje- 20.11. 2009. godine
5. „Statistika energije“, Agencija za statistiku BiH, Saopštenje- 29.10. 2010. godine
6. „Statistika energije“, Agencija za statistiku BiH, Saopštenje- 05.12. 2011. godine
7. „Statistika energije“, Agencija za statistiku BiH, Saopštenje- 23.11. 2012. Godine
54
8. „Contry partnership strategy for Bosnia and Herzegovina for the period F2012F2015“, Avgust 30, 2011, www.worldbank.org
9. „Scenario Outlook and Adequacy Forecast 2013 – 2030“, www.entsoe.eu
10. Institut za elektroprivredu i energetiku d.d. Zagreb: ''Integralna studija razvoja JP
Elektroprivreda HZ H-B d.d. Mostar 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020.
godinu, Zagreb, travanj 2007.
11. Elektroprivreda Hrvatske Zajednice Herceg Bosne d.d. Mostar: ''Indikativni plan
razvoja EP HZ HB za period 2011.-2020.'', Mostar, svibanj 2010.
12. Javno preduzeće Elektroprivreda Bosne i Hercegovine d.d. Dokumentacija o
postojećim i novim proizvodnim kapacitetima i TS 110/x kV, Sarajevo, maj 2010.
13. Mješoviti Holding Elektroprivreda Republike Srpske Trebinje, Matično preduzeće,
akcionarsko društvo Trebinje, ''Podaci za Indikativni plan razvoja proizvodnje 2011.2020.'', maj 2010.
14. Energy Strategy of the Energy Community.
15. DNV KEMA et. al., Development and Application of a Methodology to Identify
PECIs.
16. Scenario outlook and adequacy forecast 2013. – 2030.
17. „10-YEAR NETWORK DEVELOPMENT PLAN 2012“, European Network of
Transmission System Operators for Electricity, 5 July 2012
18. Prezentacija „WBIF IPF TA WBIF WB5-REG-ENE-02 400kV Interconnection Serbia
– Montenegro – BiH“, Podgorica 13. decembar 2013. godine
55
Download

Indikativni plan razvoja proizvodnje 2015-2024