Procjena potrebne snage za integraciju vjetroelektrana u prenosni sistem BiH
Juli 2017. godine
1
Procjena potrebne snage za integraciju vjetroelektrana u prenosni sistem BiH
2
SADRŽAJ
1 Metodologija za procjenu rezervi ............................................................................................ 4
2 Prognoziranje proizvodnje vjetroelektrana ............................................................................. 5
3 Ostvarenje 2016. godine .......................................................................................................... 7
3.1 Proizvodnja i potrošnja električne energije ...................................................................... 7
4 Odstupanje sistema .................................................................................................................. 8
4.1 Statistika odstupanja sistema ............................................................................................ 9
4.2 Odstupanja konzuma ...................................................................................................... 11
5 Iznosi kapaciteta tercijarne i sekundarne regulacije .............................................................. 13
5.1 Kapaciteti za tercijarnu regulaciju (mFRR) za 2016. godinu ......................................... 13
5.2 Kapaciteti za sekundarnu regulaciju (aFRR) za 2016. ................................................... 14
5.3 Iznosi mFRR i aFRR u 2017. ......................................................................................... 18
5.4 Troškovi aFRR, mFRR, balansne energije i debalansa u 2016. godini .......................... 21
5.4.1 aFRR ........................................................................................................................ 21
5.4.2 mFRR ...................................................................................................................... 21
5.4.3 Balansna energija .................................................................................................... 22
5.4.4 Debalans .................................................................................................................. 22
5.5 Troškovi kapaciteta rezervi u 2017. godini .................................................................... 22
6 Iskustva u integraciji VE u EES Hrvatske ............................................................................ 24
6.1 Osnovni parametri vjetroelektrana u Hrvatskoj .............................................................. 24
6.2 Proizvodnja vjetroelektrana ............................................................................................ 24
6.3 Prognoza proizvodnje vjetroelektrana ............................................................................ 25
6.4 Uticaj VE na P/f regulacionu rezervu ............................................................................. 26
7 Rezultati studije „Integracija vjetroelektrana u elektroenergetski sistem i tržišna pravila“ . 28
8 Postojeća legislativa i planovi integracije VE u EES BiH .................................................... 29
8.1 Postojeća legislativa koja se odnosi na integraciju vjetroelektrana ................................ 29
8.2 Planovi za integraciju vjetroelektrana u BiH .................................................................. 29
8.2.1 Akcioni plan za korištenje obnovljive energije u BiH ............................................ 29
8.2.2 Indikativni plan razvoja proizvodnje 2018-2027 .................................................... 29
9 Potreban iznos aFRR za VE u EES BIH ............................................................................... 31
9.1 Procjena regulacione rezerve .......................................................................................... 31
9.2 Procjena aFRR ................................................................................................................ 33
9.3 Potencijalni iznosi aFRR ................................................................................................ 36
9.4 Procjena troškova kapaciteta aFRR ................................................................................ 37
9.5 Procjena troškova dodatnih kapaciteta mFRR ................................................................ 38
3
9.6 Procjena troškova ukupne balansne energije .................................................................. 40
9.7 Procjena ukupnih troškova balansiranja ......................................................................... 40
10 Zaključak ............................................................................................................................... 42
11 Izvještaj revidenta ................................................................................................................. 45
11.1 Uvod ............................................................................................................................ 45
11.2 Moguća snaga integracije VE ..................................................................................... 45
11.3 Troškovi priključenja i vlasničko razgraničenje ......................................................... 45
11.4 Povećanje potrebne rezerve snage za balansiranje i dodatni troškovi ........................ 46
11.5 Poticajna cijena za VE, obaveza otkupa, naknada za VE koju plaćaju kupci ............ 48
4
1 METODOLOGIJA ZA PROCJENU REZERVI
Metodologija korištena za ove analize ima za cilj da pokaže način procjene potrebne regulacione
rezerve snage za integraciju planiranih vjetroelektrana (VE) u elektroenergetski sistem BiH (EES
BiH), sa posebnim osvrtom na potrebne kapacitete sekundarne regulacije (aFRR).
Prognoza proizvodnje VE svakako predstavlja najveći izazov pri većoj integraciji VE u
elektroenergetski sistem. Veća greška u prognozi VE podrazumijeva veću potrebnu regulacionu
snagu i energiju balansiranja, odnosno veće troškove za ove potrebe.
Zbog toga je jedan od ciljeva ove analize da se na osnovu iskustva operatora sistema sa
instalisanim kapacitetima VE, konkretno Hrvatskog operatora sustava (HOPS), prikaže način
planiranja proizvodnje i određivanja iznosa regulacionih rezervi.
Za procjenu regulacionih rezervi potrebnih za integraciju vjetroelektrana korišten je
probabilistički model koji je i preporučen, kao jedan od metoda, Mrežnim kodeksom ENTSO-E
„Upravljanje frekvencijom i rezervama“ (LFCR Load-Frequency Control and Reserves), a bazira
se na istorijski snimljenim vrijednostima odstupanja sistema. Razmatrani period snimljenih
podataka treba da obuhvati najmanje jednu godinu i to da krajnji podaci ne budu stariji od 6
mjeseci realnog vremena. LFCR preporučuje da 99% snimljenih podataka odstupanja
razmatranog perioda, bude pokriveno sa regulacionim rezervama.
Za proračun su uzeti satni podaci (od 01.05.2016. do 30.04.2017. godine) odstupanja
regulacionog područja BIH i odstupanja proizvodnje VE iz Hrvatske i na osnovu toga je urađena
analiza potrebnog iznosa regulacione rezerve. Vrijednosti rezerve sekundarne regulacije (aFRR)
su određene za 98% i 99% vjerovatnoće pokrivanja odstupanja u razmatranom periodu za
različite scenarije integracije VE u EES BiH. Dobijeni rezultati o potrebnim rezervama su
upoređeni sa podacima o rezervama u Studiji „Analiza integracije vjetroelektrana u
elektroenergetski sistem i tržišna pravila“ iz 2011. godine.
Kao pokazatelj kvaliteta prognoze proizvodnje VE, korišten je korijen srednje kvadratne greške
prognoze (RMSE) prema sljedećoj formuli:
Gdje je:
RMSE – korijen srednje kvadratne greške prognoze proizvodnje VE
Pprognozirano – prognozirana proizvodnja VE (MWh/h)
Postvareno – ostvarena proizvodnja VE (MWh/h)
n – ukupni broj posmatranih sati
i – posmatrani sat
Iznosi aFRR su određeni na osnovu standardne devijacije odstupanja sistema BiH i odstupanja
proizvodnje VE u Hrvatskoj.
U analizi je urađena procjena troškova kapaciteta aFRR, mFRR i balansne energije prema
ostvarenim troškovima i prosječnim cijenama iz 2016. godine.
5
2 PROGNOZIRANJE PROIZVODNJE VJETROELEKTRANA
Glavni aspekti kod integracije vjetroelektrana velikih snaga u elektroenergetski sistem se odnose
na njihov uticaj na planiranje i pogon elektroenergetskog sistema, priključak na prenosnu mrežu,
kao i njihov uticaj na adekvatnost sistema i sigurnost napajanja.
Prilikom planiranja rada elektroenergetskog sistema bitno je uvažiti varijacije u proizvodnji
vjetroelektrana, naročito u slučaju sistema sa značajnim udjelom VE, pri čemu su za EES bitne
varijacije koje se dešavaju na dnevnom, satnom i unutar satnom nivou. Razumijevanje takvih
promjena i mogućnost njihovog predviđanja je ključno za integraciju i optimalno iskorištavanje
VE u elektroenergetskom sistemu.
Prognoza moguće proizvodnje električne energije iz vjetroelektrane omogućava Operatoru
sistema da se u procesu planiranja proizvodnje i rezervi značajno ublaže efekti varijabilnosti
električne energije dobijene iz VE. Primarni efekat prognoze vezan je za potrebnu rezervu
sekundarne i tercijarne regulacije odnosno energije balansiranja.
Metode i modeli za prognoziranje proizvodnje električne energije iz VE posljednjih nekoliko
godina se intenzivno razvijaju i usavršavaju, a koriste sofisticirane meteorološke numeričke
prognoze, modele proizvodnje VE i statističke (probabilističke) metode u cilju što kvalitetnije
prognoze i njenog približavanja okvirima realnog vremena. Također, razvijaju se i metode za
dugoročnije prognoze, koje se primarno svode na statističke analize moguće proizvodnje.
Metode i modeli za prognoziranje proizvodnje električne energije iz VE (Slika 2.1) u principu se
svode na metode zasnovane na:
Fizikalnom pristupu prognoze koji uz sofisticirane meteorološke numeričke prognoze
(temperaturni gradijenti, pritisak, brzina i smjer vjetra na različitim visinama) uključuje
detaljno modelovanje šireg obuhvata vjetroelektrane (brdovitost, hrapavost, šumovitost).
Ovakvi modeli prognoze proizvodnje VE pokazali su se dobrim za duže vremenske
raspone pri čemu je prognoza proizvodnje VE ograničena dostupnom meteorološkom
prognozom (48-72h).
Statističkom (probabilističkom) pristupu prognoze koji uvažava funkcionalnu zavisnost
prethodne proizvodnje VE s prethodnim i novim rezultatima numeričke prognoze.
Ovakav pristup ne razmatra orografske karakteristike lokacije (osobine reljefa) i pokazao
se dobrim kod kratkoročnih prognoza. Poznati softver je WPPT (IMM, Technical
University of Denmark), koji se koristi i u Hrvatskoj, itd.
Hibridnom pristupu prognoze koji predstavlja kombinaciju prethodna dva pristupa.
Različiti pristupi prognoze ( u skladu sa slikom 2.1.) mogu biti klasifikovani na osnovu tipa
ulaznih podataka (SCADA označava podatke dostupne u realnom vremenu).
(1) Kratkoročni statistički pristupi koriste samo SCADA podatke (vremenski period: <6 sati)
(2) Fizikalni ili statistički pristup. Dobre karakteristike za period >3 sata
(2) + (3) Fizikalni pristup. Dobre karakteristike za vremenski period >3 sata
(1) + (2) Statistički pristup
(1) + (2) + (3) Hibridni (kombinovani) pristup
Sve različite tehnike prognoziranja imaju zajedničko da su podaci o vjetru obezbjeđeni preko
vremenske prognoze, a podaci o prozvodnji od strane vjetroelektrana. Dva seta podataka se
kombinuju da bi se dobilo predviđanje za buduću proizvodnju.
6
Slika 2.1. Metode za prognoziranje proizvodnje el. energije iz VE1
1 Izvor:EWEA
7
3 OSTVARENJE 2016. GODINE
3.1 Proizvodnja i potrošnja električne energije
Za analizu koja se traži projektnim zadatkom, za neophodna razmatranja uzeta je 2016. godina
(prestupna godina, 8784 sata). Na slici je prikazan dijagram ostvarene proizvodnje, potrošnje i
planirane razmjene, dok su u tabeli 3.1. dati statistički podaci za veličine sa slike.
Slika 3.1. Ostvarenje proizvodnje, potrošnje i planirana razmjena u 2016. godini.
Tabela 3.1 – Statistički podaci ostvarene proizvodnje, potrošnje i planirane razmjene
Planirana razmjena
(MW)
Ostvarena proizvodnja
(MW)
Ostvarena potrošnja
(MW)
Srednja vrijednost 422 1839 1373
Standardna devijacija 292 410 252
Minimalna vrijednost -521 752 853
Maksimalna vrijednost 1454 3280 2113
Maksimalna vrijednost proizvodnje je bila 16.11.2016. godine u 18:00 kada je bila planirana
razmjena sa snagom od 1454 MW. Odstupanje sistema je bilo -7 MW, pri čemu je kapacitet
aFRR iznosio 49 MW sa angažovanom regulacijom od -27 MW. Ostvareni gubici na prenosnoj
mreži su iznosili 66 MW.
Sa slike se vidi da je izvoz planiran skoro cijelu godinu, pri čemu su najveće vrijednosti
zabilježene u proljeće i jesen.
8
4 ODSTUPANJE SISTEMA
Dijagram odstupanja za 2016. godinu i kriva trajanja odstupanja prikazani su na slici 4.1.
Slika 4.1. Odstupanje sistema i kriva trajanja odstupanja
Slika 4.2. Frekvencija ponavljanja odstupanja sistema
9
Tabela 4.1 – Frekvencija ponavljanja odstupanja sistema
Opseg Broj sati %
-100 41 0,47
-90 2 0,02
-80 4 0,05
-70 1 0,01
-60 6 0,07
-50 13 0,15
-40 13 0,15
-30 46 0,52
-20 163 1,86
-10 622 7,08
0 2200 25,05
10 3025 34,44
20 1431 16,29
30 549 6,25
40 283 3,22
50 149 1,70
60 79 0,90
70 57 0,65
80 32 0,36
90 28 0,32
100 17 0,19
Iz priloženih slika i tabele može se uočiti da se većina odstupanja kreće u prihvatljivim
granicama, gdje ukupan broj odstupanja od ±30MW iznosi 91,5%, a za odstupanja od ±20MW
iznosi 85%. Ovo ide u prilog činjenici da je sistem balansiranja regulacionog područja BiH, sa
obezbjeđenim resursima rezerve za sekundarnu i tercijarnu regulaciju, zadovoljavajući.
4.1 Statistika odstupanja sistema
Osnovni statistički podaci za odstupanje u 2016. godini su dati u sljedećoj tabeli.
Tabela 4.2 – Statistički podaci odstupanja
Maks. vrijednost (MW) 238,7
Min. vrijednost (MW) -313,5
Srednja vrijednost (μ) (MW) 5,6
Standardna devijacija (σ) (MW) 21,8
Broj sati 8784
10
Slika 4.3. Kriva normalne raspodjele
Slika 4.4. Kriva standardizovane normalne raspodjele
Na slici 4.3. prikazana je kriva normalne raspodjele za stvarne vrijednosti odstupanja.
Maksimum funkcije je u tački koja je jednaka srednjoj vrijednosti (μ).
Da bi se pronašle vrijednosti X za određeni procenat vjerovatnoće koristi se kriva koja je
prikazana na slici 4.4. Srednja vrijednosti je svedena na nulu, tako da proračunate vrijednosti X
predstavljaju potreban kapacitet. Na osnovu tabelarnih vrijednosti za standardizovanu normalnu
raspodjelu vrijednosti X, kao proizvod vrijednosti z ((X - σ)/σ) i σ za 98% i 99% vjerovatnoće, su
sljedeć:
Tabela 4.3 – Vrijednosti X za 98% i 99% vjerovatnoće
Vjerovatnoća z X (MW)
98% (ne pokriva 175 h) 2,33 51
99% (ne pokriva 88 h) 2,57 56
Na osnovu vrijednosti iz tabele 4.3. može se zaključiti da vrijednosti aFRR određene na ovaj
način ne odstupaju puno od planiranih vrijednosti za 2016. godinu (tačka 5.2.).
11
4.2 Odstupanja konzuma
Odstupanja ostvarenog u odnosu na planirani konzum, kao i odstupanja sistema su prikazani na
sljedećoj slici. Razmatrani period je od 1.5.2016. do 30.4.2017. godine, i prilagođen je periodu
koji se kasnije koristi za analizu uticaja VE na odstupanje sistema.
Slika 4.5. Dijagram odstupanja konzuma i odstupanja sistema
Sa slike se može vidjeti da su odstupanja EES BiH manja od odstupanja konzuma, što ima za
posljedicu veće angažovanje pomoćnih usluga, u prvom redu sekundarne regulacije, a time i
veće troškove balansiranja. Analizom se dolazi do zaključka da su odstupanja konzuma od
planiranih vrijednosti veća u dane vikenda, kada elektroprivrede dostavljaju svoje programe za
tri dana unaprijed te usljed promjene vremenskih uslova dolazi do značajnih grešaka u
planiranim iznosima. Ovakve greške mogu imati značajan uticaj na angažovanje pomoćnih
usluga, jer dio regulacionih rezervi se troši na pokrivanje ovih odstupanja. Olakšavajuća
okolnost jeste da ja planiranje konzuma (snabdjevanje krajnjih kupaca) na distributivnom nivou
u nadležnosti elektroprivreda u BiH i da u realnom vremenu one same pokrivaju svojom
proizvodnjom najveći dio tih odstupanja.
Statistički pokazatelji odstupanja konzuma su dati u sljedećoj tabeli.
Tabela 4.4 – Statistički pokazatelji odstupanja konzuma
Maks. Vrijednost (MW) 252
Min. vrijednost (MW) -516
Srednja vrijednost (μ) (MW) 23,2
Standardna devijacija (σ) (MW) 49,1
RMSE (MW) 54,3
Ukoliko elektroprivrede ne bi pokrivale odstupanja nastala kao posljedica greške u planiranju
konzuma, odstupanja do ±50MW bi mogla biti pokrivena potrebnom rezervom aFRR samo 65%
12
od ukupnog broja sati u godini , dok bi ostatak bio pokriven angažovanjem mFRR. Kriva
normalne raspodjele odstupanja konzuma je prikazana na slici.
Slika 4.6. Kriva normalne raspodjele odstupanja konzuma
13
5 IZNOSI KAPACITETA TERCIJARNE I SEKUNDARNE REGULACIJE
U tabeli 5.1. dat je izvod iz Registra objekata za pružanje pomoćnih usluga2 u EES BiH:
Tabela 5.1. Proizvodne jedinice kvalifikovaneza pružanje pomoćnih usluga u EES BiH
5.1 Kapaciteti za tercijarnu regulaciju (mFRR)3 za 2016. godinu
Za tercijarnu regulaciju obezbjeđuje se kapacitet nagore i nadole. Planirane vrijednosti mFRR
nagore se određuju na osnovu zajedničke raspodjele kapaciteta na nivou bloka SHB. Potrebni
iznosi regulacione rezerve se obezbjeđuju putem javnih nabavki. Kako se vidi iz sljedećih tabela,
realizacija nije pratila planirane vrijednosti na mjesečnom nivou, a samim tim i na godišnjem. U
tabeli 5.2. i 5.3. su date planirane i srednje vrijednosti realizovanih iznosa mFRR nagore i
nadole, respektivno.
Tabela 5.2. Vrijednosti mFRR nagore u 2016.
(MW) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Plan 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184
Real. 123 125 130 144 160 142 147 135 132 171 159 151
2
http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Registri/Registar%20objekata%20za%20pruzanje%20pomocnih%20usluga.p
df 3
http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Izvje%C5%A1taj%20o%20radu%20balansno/Godi%C5%A1nji/BOS/Izvje%
C5%A1taj%20o%20pomo%C4%87nim%20uslugama%20i%20radu%20balansnog%20tr%C5%BEi%C5%A1ta%2
0u%20BiH%20za%202016.godinu.pdf
14
Tabela 5.3. Vrijednosti mFRR nadole u 2016.
(MW) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Plan 0 0 0 93 93 93 93 93 93 93 93 93
Real. 0 0 0 82 57 77 74 63 59 69 76 66
U prva tri mjeseca 2016. godine nije bilo kapaciteta mFRR nadole, jer pružanje pomoćne usluge
tercijarne regulacije nadole nije bilo odobreno odgovarajućom odlukom DERK-a.
Slika 5.1. Planirani i realizovani mFRR nagore i nadole u 2016. godini
5.2 Kapaciteti za sekundarnu regulaciju (aFRR)4 za 2016.
Proračun potrebnog iznosa aFRR je definisan sljedećom formulom (Mrežni kodeks LFCR)
𝑅 = √𝑎 ∙ 𝐿𝑚𝑎𝑥 + 𝑏2 − 𝑏
gdje je:
𝑎, 𝑏 - empirijski određene konstante čije su vrijednosti a = 10 MW i b = 150 MW,
𝐿𝑚𝑎𝑥 - najveće prognozirano opterećenje regulacionog područja BiH, uzimajući u obzir i gubitke.
Tabela 5.4. Potrebni kapacitet za sekundarnu regulaciju (aFRR) u toku vršnog (06-24) i
nevršnog opterećenja (00-06)
(MW) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Vršno
opt. 54 54 52 50 45 46 49 48 48 49 53 55
Nevršno
opt. 35 36 33 31 29 30 32 31 30 31 32 34
Planirane i ostvarene vrijednosti aFRR za 2016. godinu su prikazane na sljedećoj slici.
4
http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Trziste/Dokumenti/Procedure%20za%20PU/BOS/Procedure%20za%20pomo
cne%20uslSQRT(uge%20za%202017%20BOS.pdf
15
Slika 5.2. Planirani i realizovani aFRR u 2016. godini
Sa slike se uočava da je realizovani aFRR bio manji u odnosu na planirani, a veoma često u
nevršnim satima je bio jednak nuli (ukupno 698 sati). Karakteristično za ove sate, zbog
proizvodnje termoelektrana u BiH i malog konzuma, je da su odstupanja sistema pozitivna, pa
time ni aFRR nije mogao biti realizovan. U tabeli ispod su prikazani sati realizacije aFRR po
koracima, npr. ukupno 227 sati je realizovano za korak od 5MW do 10MW, odnosno
procentualno 2,6% od ukupnog broja sati u godini.
Tabela 5.5.Broj sati realizovanog aFRR
Koraci aFRR
(MW) Broj sati (%)
0 698 7,9
5 163 1,9
10 227 2,6
15 616 7,0
20 604 6,9
25 850 9,7
30 971 11,1
35 841 9,6
40 1249 14,2
45 778 8,9
50 1787 20,3
55 0 0,0
Realizacija aFRR po pružaocima usluga je prikazana na sljedećoj slici. U 2016. godini pružaoci
aFRR su bili samo ERS i EPBiH.
16
Slika 5.3. Realizovani aFRR u 2016. godini po pružaocima usluga
Na sljedećim slikama, radi bolje preglednosti, izdvojena su četiri karakteristična mjeseca koja
prikazuju plan i realizaciju aFRR.
Slika 5.4. Planirani i realizovani aFRR u januaru 2016.
17
Slika 5.5. Planirani i realizovani aFRR u martu 2016.
Slika 5.6. Planirani i realizovani aFRR u avgustu 2016.
18
Slika 5.7. Planirani i realizovani aFRR u decembru 2016.
5.3 Iznosi mFRR i aFRR u 2017.
U sljedećim tabelama i slikama su prikazane planirane vrijednosti i realizovane srednje
vrijednosti mFRR nagore i nadole, kao i vrijednosti aFRR za prva četiri mjeseca u 2017. godini.
Tabela 5.6. Vrijednosti mFRR nagore u 2017.
(MW) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Plan 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196
Real. 170 194 193 194
Tabela 5.7. Vrijednosti mFRR nadole u 2017.
(MW) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Plan 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66
Real. 45 53 51 50
Primjeri realizovanog iznosa mFRR nagore i nadole za period januar - april 2017. godine dati su
na sljedećim slikama
19
Slika 5.8. Realizovani mFRR nagore u periodu januar-april 2017.
Slika 5.9. Realizovani mFRR nadole u periodu januar-april 2017.
Evidentno je sa prethodnih tabela i slika da je realizacija mFRR nagore bolja za razliku od
mFRR nadole, gdje se uočavaju smanjeni iznosi kapaciteta.
Stanje planiranih i realizovanih vrijednosti aFRR je lošije nego u 2016. godini. Ukupan broj sati
u kojima je vrijednost realizovane aFRR bio jednak nuli iznosi 551 sat, što u odnosu na 2016.
godinu za ukupan broj sati (698) iznosi 79%.
20
Slika 5.10. Planirani i realizovani aFRR u periodu januar-april 2017.
Slika 5.11. Realizovani aFRR u 2017. godini po pružaocima usluga
21
5.4 Troškovi aFRR, mFRR, balansne energije i debalansa u 2016. godini
5.4.1 aFRR
U toku 2016. godine NOSBiH je raspolagao u prosjeku sa 12 MW kapaciteta sekundarne
regulacije u periodu nevršnog opterećenja (00:00 – 06:00), odnosno sa 36 MW u periodu vršnog
opterećenja (06:00–24:00), što čini 38,23 %, odnosno 71,34 % potrebnog aFRR. Trošak
realizovanog kapaciteta aFRR u 2016. godini iznosio je 8.709.830,36 KM.
Prosječna cijena kapaciteta sekundarne regulacije u periodu nevršnog opterećenja na godišnjem
nivou po MW je bila 79.219,7 KM/MW.
Prosječna cijena kapaciteta sekundarne regulacije u periodu vršnog opterećenja na godišnjem
nivou po MW je bila 217.998,3 KM/MW.
U sljedećim tabelama su prikazane potrebne i realizovane prosječne vrijednosti kapaciteta na
mjesečnom i godišnjem nivou sa troškovima (cijene svedene na jedan (1) sat).5
Tabela 5.8. aFRR - nevršno opterećenje
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2016
Potrebni kapacitet MW 35 34 33 31 29 30 32 31 30 31 32 34 31,8
Realizovani
kapacitet MW 12 14 10 16 16 7 2 4 6 16 16 21 11,8
Realizovani
kapacitet % 34 40 32 68 55 25 8 14 21 51 51 61 38,2
Trošak kapaciteta x1000 KM 70 80 61 95 93 44 14 33 47 118 122 155 934
Tabela 5.9. aFRR - vršno opterećenje
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2016
Potrebni kapacitet MW 54 54 52 50 45 46 49 48 48 49 53 55 50,3
Realizovani
kapacitet MW 37 39 25 42 34 30 28 32 30 43 43 43 35,7
Realizovani
kapacitet % 69 73 49 90 75 65 57 67 62 88 82 78 71,3
Trošak kapaciteta x1000
KM 660 695 445 745 596 525 493 638 558 804 810 809 7.776
5.4.2 mFRR
U toku 2016. godine NOSBiH je raspolagao u prosjeku sa 143 MW mFRR nagore, odnosno sa
69 MW mFRR nadole, što čini 79,13 %, i 74,37 % potrebnog kapaciteta mFRR nagore i nadole,
respektivno. Trošak realizovanog mFRR u 2016. godini iznosio je 11.112.481,89 KM za mFRR
nagore i 933.772,58 KM za mFRR nadole. Rezervacija kapaciteta tercijarne regulacije nadole
vršena je od 01.04.2016. godine.
5 Prikazane vrijednosti kapaciteta u tabelama su prosječne, što znači da je u pojedinim satima kapacitet FRR bio
jednak nuli.
22
Cijena mFRR nagore na godišnjem nivou po MW je bila 77.511,2 KM/MW.
Cijena mFRR nadole na godišnjem nivou po MW je bila 13.499,6 KM/MW.
Tabela 5.10. mFRR nagore
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2016
Potrebni
kapacitet MW 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184,0
Realizovani
kapacitet MW 123 125 130 144 160 142 147 135 132 171 159 151 143,4
Realizovani
kapacitet % 67 68 71 93 87 77 80 74 72 93 87 82 79,1
Trošak
kapaciteta
x1000
KM 794 805 841 932 1.035 916 950 875 853 1.108 1.029 975 11.112
Tabela 5.11. mFRR nadole
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2016
Potrebni
kapacitet MW
93 93 93 93 93 93 93 93 93 93
Realizovani
kapacitet MW
82 57 77 74 63 59 69 76 66 69,17
Realizovani
kapacitet %
89% 62% 83% 79% 68% 63% 74% 81% 71% 74,4%
Trošak
kapaciteta x1000KM
124 86 115 111 94 88 104 113 99 933,77
5.4.3 Balansna energija
U toku 2016. godine angažovano je 39.088MWh balansne energije nagore (injektovana
električna energija u sistem) po prosječnoj cijeni od 123,01 KM/MWh.
Angažovana balansna energija nadole (preuzimanje električne energije iz sistema) u 2016. godini
iznosila je 64.599MWh. Prosječna cijena ove energije iznosila je 28,86 KM/MWh, uzimajući u
obzir i energiju sa negativnom cijenom.
5.4.4 Debalans
Prosječne cijene debalansa za 2016. godinu iznosile su 76,17 KM/MWh za ostvareni manjak i
24,00 KM/MWh za ostvareni višak električne energije.
5.5 Troškovi kapaciteta rezervi u 2017. godini
U tabelama 5.12. – 5.15. su prikazane planirane u realizovane prosječne vrijednosti kapaciteta
aFRR (vršni/nevršni) i mFRR (nagore/nadole) sa pripadajućim ostvarenim troškovima.
23
Tabela 5.12. aFRR - nevršno opterećenje
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2017
Potrebni kapacitet MW 35 32 33 30 29 30 30 30 30 31 33 36 31,6
Realizovani
kapacitet MW 6 3 12 1 0 0 0 0 0 0 0 0 5,6
Realizovani
kapacitet % 19 8 37 4
16,9
Trošak kapaciteta x1000 KM 49 18 88 8 0 0 0 0 0 0 0 0 162
Tabela 5.13. aFRR - vršno opterećenje
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2017
Potrebni kapacitet MW 55 51 51 47 45 45 47 45 46 50 53 56 49,3
Realizovani
kapacitet MW 44 42 45 37 0 0 0 0 0 0 0 0 42
Realizovani
kapacitet % 76 82 88 81
81,6
Trošak kapaciteta x1000KM 992 909 1.008 839 0 0 0 0 0 0 0 0 3.747
Tabela 5.14. mFRR nagore
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2017
Potrebni
kapacitet MW 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196,0
Realizovani
kapacitet MW 170 194 193 194 0 0 0 0 0 0 0 0 187,8
Realizovani
kapacitet % 87 99 99 99
96
Trošak
kapaciteta x1000KM 746 850 767 746 0 0 0 0 0 0 0 0 3.109
Tabela 5.15. mFRR nadole
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2017
Potrebni kapacitet MW 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66,0
Realizovani kapacitet MW 45 53 51 50 0 0 0 0 0 0 0 0 49,5
Realizovani kapacitet % 68 80 77 75 75,0
Trošak kapaciteta x1000 KM 37 41 41 42 0 0 0 0 0 0 0 0 161
24
6 ISKUSTVA U INTEGRACIJI VE U EES HRVATSKE6
6.1 Osnovni parametri vjetroelektrana u Hrvatskoj
U 2016. godini je u Hrvatskoj u redovnom pogonu bilo 16 vjetroelektrana, sa ukupno
instalisanom snagom od 428,15MW i odobrenom snagom priključenja u iznosu od 420,35MW.
Sve elektrane u pogonu su povlašteni proizvođači sa sklopljenim ugovorom o otkupu električne
energije sa Hrvatskim operatorom tržišta električne energije (HROTE). Pored elektrana u
pogonu, HROTE je sklopio ugovore o otkupu električne energije sa nosiocima projekata čija
postrojenja još uvijek nisu puštena u pogon, u ukupnom iznosu od oko 303MW.
Slika 6.1. Vremenska dinamika izgradnje vjetrolektrana u Hrvatskoj
Prema izvještaju HERA za 2015. godinu kvota za VE je prema sklopljenim ugovorima o otkupu
podignuta na 744MW, zanemarujući time HOPS-ovu granicu mogućnosti priključenja VE u EES
od okvirno 400MW.
6.2 Proizvodnja vjetroelektrana
Ukupna proizvodnja svih VE u Hrvatskoj u 2016. godini bila je 1012,51GWh. Na slici 6.2.
prikazana je ukupna mjesečna proizvodnja svih VE, i u posljednjih 12 mjeseci kreće se u
rasponu 51,79GWh (juni) – 113,39GWh (februar). Prosječna mjesečna proizvodnja svih VE u
cijelom prikazanom razdoblju iznosila je 84,38GWh.
Prosječna godišnja satna proizvodnja (MWh/h) uobičajeno iznosi oko 20 % ukupne instalisane
snage VE.
Iz navedenih podataka vidi se da su vjetroelektrane u dužem vremenskom razdoblju relativno
stabilan izvor energije (godišnje proizvodnje predvidljivije od hidroelektrana), ali s značajnim
6 1. Davor Bajs, Goran Majstrović, Energetski Institut Hrvoje Požar „Iskustva u intergaciji vjetroelektrana u
elektroenergetski sustav Hrvatske“, CIGRE Srbija, Zlatibor 2015.
2. Godišnji izvještaj o proizvodnji vjetroelektrana u Hrvatskoj, HOPS, 2016
25
varijacijama proizvodnje u unutardnevnom, odnosno satnom vremenskom domenu, zbog čega
uzrokuju potrebu za dodatnom sekundarnom i tercijarnom P/f regulacionom rezervom.
Slika 6.2. Mjesečna proizvodnja svih vjetroelektrana u 2016.godini
6.3 Prognoza proizvodnje vjetroelektrana
Sistem predviđanja proizvodnje VE instaliran je u HOPS-u od 2011. godine i njegove
performanse se iz godine u godinu poboljšavaju. Prema važećim zakonima u Hrvatskoj vlasnici
VE nemaju nikakvu obavezu predviđanja proizvodnje, kao ni finansijske posljedice zbog
odstupanja proizvodnje. Prognoza proizvodnje VE provodi se dan unaprijed (D-1) za svaki sat
dana D, a replan se izvodi sat unaprijed u danu D.
Promjenom zakonskog okvira od početka 2018. godine prognoza proizvodnje VE će preći u
nadležnost HROTE-a.
Na slici 6.3. prikazane su greške satne prognoze proizvodnje VE, odnosno razlika između
prognozirane i ostvarene satne proizvodnje svih VE. Takođe, na istoj slici prikazana je i kriva
trajanja greške satne prognoze proizvodnje svih VE, sa maksimalnim i minimalnim greškama
prognoze proizvodnje. Srednja apsolutna greška prognoze proizvodnje VE iznosila je
33,08MW.
26
Slika 6.3. Razlika između prognozirane i ostvarene satne proizvodnje svih VE i pripadajuća
kriva trajanja
6.4 Uticaj VE na P/f regulacionu rezervu
Dosadašnja iskustva u Hrvatskoj pokazuju da su odstupanja konzuma od plana još uvijek
značajno viša od odstupanja proizvodnje VE od prognozirane proizvodnje, što znači da je
dominantan uzrok aktivacije sekundarne regulacione rezerve i dalje greška u predviđanju
konzuma (opterećenja), a ne varijabilnost proizvodnje VE.
Pri određivanju potrebne regulacione rezerve HOPS se vodio probabilističkim pristupom.
Sekundarna rezerva je pri tom ostala definisana ENTSO-E formulom, a dodatna odstupanja
pokriva brza tercijarna rezerva.
Budući da je u trenutnoj situaciji sekundarna rezerva unutar EES RH ograničena na iznos od ±65
MW (uslugu pružaju svega tri HE), tendencija je da se u budućnosti stvore uslovi za
uključivanje dodatnih konvencionalnih elektrana (prvenstveno HE i plinske TE) u sistem
automatske sekundarne regulacije, čime će se smanjivati potrebe za aktivacijom brze tercijarne
rezerve.
Slika 6.4. Primjer pokrivenosti ukupnih odstupanja sekundarnom regulacijom po ENTSO-E
formuli na satnom nivou i tercijarnom rezervom od ±80 MW u scenariju integracije VE ukupne
snage 420 MW
Prethodna slika prikazuje primjer pokrivanja odstupanja proizvodnje VE ukupne snage 420 MW
(odobrena snaga priključenja) i greške predviđanja konzuma, uz trenutno raspoloživu
sekundarnu rezervu (od ±35 MW do ±65 MW) i brzu tercijarnu rezervu za balansiranje (do ±80
MW) u EES RH. Sa slike se vidi da je u ovom slučaju sekundarnom rezervom moguće pokriti
58% satnih odstupanja, dodatnom tercijarnom rezervom još 35% satnih odstupanja, dok bi 7%
satnih odstupanja ostalo nepokriveno, za šta bi trebalo osigurati dodatnu rezervu.
Tabela u nastavku prikazuje rezultate simulacije za različite scenarije integracije VE u EES RH i
različite udjele pokrivenosti satnih odstupanja u godini dana.
27
Tabela 6.1. Procjena potrebne brze mFRR za različite scenarije integracije VE
Iz navedenog se vidi da se zbog ograničenih kapaciteta aFRR, veliki dio odstupanja unutar
sistema pokriva dodatnom tercijarnom rezervom (mFRR), dakle ručno po nalogu dispečera.
Ovakav princip znači relativno veliki broj aktivacija dodatne tercijarne rezerve na dnevnom
nivou, a samim tim i visoke troškove održavanja rezerve i aktivacije iste. Takođe upitna je i
procjene dispečera u vođenju sistema i svođenju odstupanja razmjene na najmanju moguću
mjeru aktivacijom tercijarne rezerve.
Raspodjela regulacione rezerve (aFRR i mFRR) na ovaj način, omogućena je i činjenicom da je
HOPS razvio mehanizme balansiranja sa susjednim regulacionim područjima (ELES, APG) tzv.
imbalance netting, koji radi na principu povezivanja sekundarnih regulatora sa centralnim
optimizatorom i spriječava aktiviranje aFRR za slučaj različitog predznaka regulacione greške u
dva ili više regulacionih područja koja učestvuju u povezivanju..
Prema podacima HOPS-a ukupan trošak balansiranja VE u Hrvatskoj u 2015. godini (instalisana
snaga je bila oko 350 MW) iznosio je 36 mil. € od čega je fiksni dio troška balansiranja
(kapacitet) iznosio 25,8 mil. € (72%) a varijabilni dio troška (energija) iznosio 10,2 mil. €
(28%). Za slučaj da je za vođenje sistema korišten manje kvalitetan plan proizvodnje procjena je
da bi se troškovi balansiranja kretali do 45 mil. €.
28
7 REZULTATI STUDIJE „INTEGRACIJA VJETROELEKTRANA U ELEKTROENERGETSKI SISTEM I TRŽIŠNA PRAVILA“
U decembru 2011. godine izrađena je studija „Integracija vjetroelektrana u elektroenergetski
sistem i tržišna pravila“ u kojoj je obrađeno pet scenarija na osnovu udjela proizvodnje VE u
odnosu na ukupnu potrošnju koja se prema tadašnjem Indikativnom planu razvoja proizvodnje
odnosila na 2020. godinu.
Tabela 7.1. Analizirani scenariji razvoja VE
% 2 5 10 15 20
MW 150 300 600 900 1300
Sa aspekta potrebne regulacione snage u zavisnosti od instalisanih snaga VE, razmatrane su dvije
varijante prognoze proizvodnje, 4-satna i 2-satna, što je i prikazano u sljedećim tabelama. S
obzirom da je proračun u studiji urađen na osnovu raspoloživih informacija o veličini
vjetroparkova i lokacijama, stvarni scenariji se razlikuju od scenarija navedenih u prethodnoj
tabeli.
Tabela 7.2. Potrebna sistemska regulacija u zavisnosti od instalisane snage VE (za 4-satnu
prognozu proizvodnje)
Instalisana snaga VE (MW) 160 352 637 950 1309
Udio vremena Potrebna snaga sekundarne regulacije (MW)
98% ukupnog vremena (nedovoljno za 175 h/god) 26 59 97 139 192
99% ukupnog vremena (nedovoljno za 88 h/god) 32 120 207 287 357
Maksimum – jednom u deset godina 104 217 397 500 544
Tabela 7.3. Potrebna sistemska regulacija u zavisnosti od instalisane snage VE (za 2-satnu
prognozu proizvodnje)
Instalisana snaga VE (MW) 160 352 637 950 1309
Udio vremena Potrebna snaga sekundarne regulacije
(MW)
98% ukupnog vremena (nedovoljno za 175
h/god) 15 33 53 76 101
99% ukupnog vremena (nedovoljno za 88 h/god) 19 41 68 96 125
Maksimum – jednom u deset godina 68 161 272 323 337
Iz tabela se vidi da najveći uticaj na iznos potrebnih regulacionih rezervi ima vremenski okvir (4-
satna ili 2-satna) prognoze proizvodnje, kao i procentualni udio vremena na koji se odnosi
prognoza.
Veoma bitno je naglasiti da za manji vremenski okvir prognoze iznosi potrebnih regulacionih
rezervi su manji, te je stoga neophodno u fazi planiranja uzeti ovo u obzir.
29
8 POSTOJEĆA LEGISLATIVA I PLANOVI INTEGRACIJE VE U EES BIH
8.1 Postojeća legislativa koja se odnosi na integraciju vjetroelektrana
Legislativa koja razmatra ovu problematiku u Republici Srpskoj je data u „Zakonu o obnovljivim
izvorima energije i efikasnoj kogeneraciju“ (Službeni glasnik Republike Srpske, broj 39,
15.05.2013.), gdje je navedeno da Operator sistema podsticaja preuzima balansnu odgovornost
za proizvodnju električne energije za koju se ostvaruje pravo na podsticaj i snosi troškove
balansiranja. Dnevno planiranje i balansna odgovornost su detaljno razrađeni u dokumentu
„Pravila rada za sprovođenje sistema podsticaja“ (Mješoviti Holding „Elektroprivreda
Republike Srpske“, Matično preduzeće, a.d. Trebinje, januar 2012. godine). Prema ovom
dokumentu, Operator sistema podsticaja predstavlja balansnu grupu za proizvođače u sistemu
obaveznog otkupa, i registruje se kod operatora prenosnog sistema kao balansno odgovorna
strana, ili se pridružuje kao balansna grupa već postojećoj registrovanoj balansno odgovornoj
strani.
Legislativa koja razmatra ovu problematiku u Federaciji BiH je data u „Zakonu o korištenju
obnovljivih izvora energije“ (Službene novine Federacije BiH, br.70 od 11.09.2013. godine).
Prema ovom Zakonu, Operator za obnovljive izvore i efikasnu kogeneraciju (Operator za
OIEiEK) učestvuje u predlaganju pravila o balansiranju elektroenergetskog sistema u saradnji s
ovlaštenim institucijama, uključujući i pravila za obračun naknada za debalans, koja su u
nadležnosti NOS BiH. Takođe, Operator za OIEiEK u ime privilegovanih proizvođača vrši
isplatu sredstava za balansiranje elektroenergetskog sistema nadležnom tijelu. Privilegovani i
kvalifikovani proizvođači električne energije instalisane snage veće od 3 MW dužni su
dostavljati predviđanje vlastite satne proizvodnje mjerodavnom operatoru mreže i operatoru
OIEiEK za dan unaprijed.
8.2 Planovi za integraciju vjetroelektrana u BiH
8.2.1 Akcioni plan za korištenje obnovljive energije u BiH
Akcioni plan za korištenje obnovljive energije u Bosni i Hercegovini je usvojen u martu 2016.
godine, i baziran je na ranije usvojenim entitetskim akcionim planovima za korištenje
obnovljivih izvora energije.
Prema Akcionom planu za korišćenje obnovljivih izvora energije Republike Srpske do 2020.
godine je planirano priključenje 100MW instalisane snage u vjetroelektranama. Što se tiče
podsticaja planirano je da se u 2020. godini daju podsticaji za 100MW instalisane snage VE
(200GWh).
Prema Akcionom planu za obnovljivu energiju Federacije BiH do 2020. godine je planirano
priključenje 230MW instalisane snage u vjetroelektranama. Što se tiče podsticaja, prema
dinamičkim kvotama je u 2020. godini planirano podsticanje 42,8MW instalisane snage VE
(107GWh).
8.2.2 Indikativni plan razvoja proizvodnje 2018-2027
Indikativni plan razvoja proizvodnje za period 2018-2027. godina je urađen od strane NOSBiH u
aprilu 2017. godine. Prema novom Mrežnom kodeksu uslove za bilansiranje u Indikativnom
planu ispunjavaju tri vjetroelektrane, ukupne snage oko 150 MW i ukupne godišnje proizvodnje
cca 445 GWh. Ove vjetroelektrane osim prihvaćenih Uslova za priključak koje izdaje
30
Elektroprenos BiH, posjeduju i potrebne saglasnosti od entitetskih Vlada: VE Trusina
(Pinst= 51MW, godina ulaska u pogon 2018.), VE Podveležje (Pinst= 48MW, godina ulaska u
pogon 2019.), VE Mesihovina (Pinst=50,6 MW, godina ulaska u pogon 2018.). Što se tiče ostalih
vjetroelektrana, u Republici Srpskoj je Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva izdalo
potrebne saglasnosti i za vjetroelektranu VE Hrgud (Pinst= 48MW), za koju nisu izdati Uslovi za
priključak (nema revidovan Elaborat priključka), tako da nije bilansirana u Indikativnom planu.
U Federaciji BiH, prihvaćene Uslove za priključak, osim VE Podveležje i VE Mesihovina,
posjeduje još 12 vjetroelektrana, ukupne instalisane snage od oko 607MW, ali one nisu
bilansirane u Indikativnom planu jer nemaju prethodnu elektroenergetsku saglasnost za
priključak, koju izdaje Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije.
31
9 POTREBAN IZNOS AFRR ZA VE U EES BIH
Za procjenu potrebnog iznosa aFRR za EES BiH razmatran je period od 1.5.2016. do 30.4.2017.
godine, pri čemu su u obzir uzeti neophopdni statistički pokazatelji ostvarenja odstupanja EES
BiH i odstupanja proizvodnje vjetroelektrana za isti period. Uzet je period od petog mjeseca iz
razloga što je balansno tržište organizovano od početka 2016. godine, tako da prvi mjeseci kao
početni u radu tržišta nisu uzeti u obzir, kao i zbog raspoloživih podataka odstupanja proizvodnje
VE u EES Hrvatske.
9.1 Procjena regulacione rezerve
Krive trajanja odstupanja, odstupanja EES BiH i odstupanja proizvodnje VE su prikazane na
sljedećim slikama.
Slika 9.1. Odstupanje sistema i kriva trajanja odstupanja
32
Slika 9.2. Odstupanje proizvodnje VE u EES Hrvatske i kriva trajanja odstupanja
Tabela 9.1. Statistika odstupanja EES BiH i proizvodnje VE u HR (01.05.2016-30.04.2017.)
(MW)
BiH VE HR
Maks. vrijednost 239 144
Min. vrijednost -314 -201
<50MW 98 % 87 %
<30MW 94 % 70 %
<20MW 87% 56%
Srednja vrijednost (μ) 2,4 -5,6
Standardna devijacija (σ) 19,3 33,4
RMSE 19,5 33,8
Vjerovatnoća 98% 45 78
Vjerovatnoća 99% 50 86
Odstupanja EES BiH u razmatranom periodu u odnosu na odstupanja za 2016. godinu imaju
znatno bolje statističke pokazatelje, što ide u prilog činjenici zašto je ovaj period uzet u
razmatranje. Procenti za odstupanja do 20MW, 30MW i 50MW iznose 87%, 94% i 98%
respektivno, što pokazuje da se radi o dobrom sistemu balansiranja. Naime, za vjerovatnoću od
33
99%, odstupanje iznosi 50MW, što dovodi do zaključka da se iznos aFRR određen formulom iz
Mrežnog kodeksa LFCR može smatrati zadovoljavajućim.
Prognoza proizvodnje VE u Hrvatskoj se radi u D-1 što neminovno unosi priličnu neizvjesnost
prilikom planiranja te su stoga i odstupanja same proizvodnje VE veća. Uobičajena vrijednost
RMSE(%) za VE se kreće do 5%, međutim za EES Hrvatske ta vrijednost se kreće oko 8%
(RMSE/PVEinstalisano). Prelaskom na manji vremenski okvir planiranja (npr. 4-satni ili manji),
kvalitet planiranja proizvodnje bi se bitno poboljšao, što bi uticalo i na veličinu potrebnog aFRR,
a posljedično i na troškove balansiranja VE.
9.2 Procjena aFRR
Za procjenu potrebnog iznosa aFRR koriste se podaci odstupanja EES BiH i odstupanja
proizvodnje VE Hrvatske. Normalna kriva raspodjele odstupanja BiH i proizvodnje VE su radi
poređenja prikazane na sljedećoj slici. Srednje vrijednosti su svedene na nulu, pri čemu su ostali
statistički pokazatelji ostali isti. Širina „zvona“ je određena standardnom devijacijom koja je
znatno veća kod VE, što je uočljivo na slici, ali i uvidom u procentualne iznose odstupanja, npr.
do 50MW .
Slika 9.3. Normalna kriva raspodjele odstupanja BiH i odstupanja proizvodnje VE
Normalna kriva raspodjele sume odstupanja EES BiH i odstupanja proizvodnje VE je prikazana
na sljedećoj slici. Standardna devijacija (σ) iznosi 38,4MW.
34
Slika 9.4. Normalna kriva raspodjele sume odstupanja BiH i odstupanja proizvodnje VE
Proračun aFRR prema ostvarenom vršnom konzumu EES BiH i Hrvatske je
Tabela 9.2. Iznosi aFRR prema vršnom konzumu
EES Hrvatska EES BiH Hrvatska/BiH
Vršni konzum (MW) 2788 2142 1,30
aFRR (MW) 75 60 1,25
Vrijednosti aFRR izračunate prema vršnim mjesečnim konzumima su nešto manje i stoga nije
neophodno da se prikazuju. U toku eksploatacije poželjno je da Operator sistema radi proračun
na mjesečnom nivou. Ove vrijednosti su prikazane samo kao uvid u veličine EES BiH i
Hrvatske.
Za procjenu aFRR korištena su dva sljedeća pristupa:
1. Na iznos aFRR koji je proračunat na osnovu odstupanja EES BiH za razmatrani period
dodaje se proračunati iznos aFRR proračunat na osnovu odstupanja proizvodnje za
instalisani kapacitet VE ≈420MW. U tom slučaju na osnovu tabele 9.1. i slike 9.4.
vrijednosti aFRR bi bile sljedeće:
35
Tabela 9.3. Iznos aFRR kao dodatna snaga za VE (420 MW)
(MW) BiH VE HOPS aFRR
Vjerovatnoća 98%
(ne pokriva 175 h/god.) 45 78 123
Vjerovatnoća 99%
(ne pokriva 88 h/god.) 50 86 136
Na osnovu vrijednosti RMSE(%) aFRR se proporcionalno može svoditi i na druge
iznose, pri čemu bi se mjenjao samo iznos odstupanja VE tj. dodatnog iznosa aFRR za
VE dok potreban aFRR za odstupanje BiH ostaje isti. U tom slučaju vrijednosti za aFRR
za različite scenarije izgradnje VE su sljedeće:
Tabela 9.4. Iznos aFRR za različite scenarije izgradnje VE
Scenario (MW) 150 350 500 640 900
Dodatni aFRR (98%) 28 65 93 119 167
Dodatni aFRR ( 99%) 31 72 102 131 184
Ukupno aFRR (98%) 73 110 138 164 212
Ukupno aFRR (99%) 81 122 152 181 234
2. Proračun ukupnog aFRR izvršen je na osnovu sume odstupanja EES BiH i odstupanja
proizvodnje VE (420 MW instalisane snage). Pri ovakvom proračunu vrijednosti aFRR bi
bile:
(MW) 98% 99%
aFRR 89 98
Veoma važno je napomenuti da ovaj pristup može dovesti do pogrešne procjene aFRR iz
razloga što zbir odstupanja EES BiH i odstupanja proizvodnje VE ne prati stvarno
odstupanje regulacionog područja. Ovakav pristup bi se mogao primjenjivati samo nakon
instalisanja prvih vjetroparkova u BiH i stečenog iskustva pri eksploataciji tih VE u EES
BiH. Stoga ovakav pristup se može posmatrati samo kao pokazni pri ovoj analizi.
U skladu sa rezultatima koji se odnose na prvi pristup bez obzira koji scenario se razmatra
uočava se da je potrebni aFRR veći od sadašnjeg potrebnog nivoa. Posebno treba naglasiti da je
proizvodnja VE prioritetna bez obzira koji je period dana ili godine te je stoga neophodno
obezbjediti aFRR i kroz noć, tokom cijele godine, minimalno jednak iznosu dodatnog aFRR.
Vremenski okvir planiranja proizvodnje VE (4-satni...) ima veoma veliki uticaj i na iznose
aFRR, što znači da su pri manjim vremenskim okvirima i iznosi aFRR takođe manji. Način i
36
metod, kao i ko će vršiti planiranja treba da budu predmet budućih diskusija i nisu predmet ove
analize. Prema iskustvima evropskih operatora sistema, nastoji se implementirati planiranje
proizvodnje za sve VE u jednom centru, što ne umanjuje značaj i planiranje na nivou jedne VE,
čime bi se dodatno uticalo na potreban iznos aFRR.
Ukoliko bi se dio odstupanja nastojao smanjiti angažovanjem mFRR, treba imati u vidu
ograničenja koja se odnose na aktivaciju mFRR. U važećim Procedurama za pomoćne usluge7
definisana su ograničenja pri angažovanju ponuda sa ugovorenim kapacitetom mFRR nagore,
odnosno nadole. To su:
Minimalno trajanje angažovanja tercijarne regulacije je 1 sat.
Ukupno dnevno trajanje angažovanja tercijarne regulacije jedne ponude je maksimalno
do 8 sati, jednokratno ili u više aktivacija.
Period između dva angažovanja jedne ponude je 2 sata.
Kako je navedeno, obezbjeđenje dijela regulacione rezerve putem mFRR bi poskupilo sistem
balansiranja zbog velikog broja aktivacija mFRR. Uzimajući u obzir ove činjenice potrebno je
nastojati da se obezbjedi što veći aFRR za pokrivanje odstupanja EES BiH sa VE.
9.3 Potencijalni iznosi aFRR
Trenutno za EES BiH regulaciona rezerva se obezbjeđuje u BiH. Potrebni i realizovani kapaciteti
za regulacionu rezerve, prije svega aFRR i mFRR za protekli period su prikazani u prethodnim
poglavljima. Veoma često na satnom nivou nije obezbjeđen aFRR u skladu s potrebnim nivoom.
U skladu s tehničkim mogućnostima pružalaca usluga iz hidroelektrana, potencijalni iznosi
aFRR su dati u sljedećoj tabeli.
Tabela 9.5. Hidroelektrane koje mogu pružati sekundarnu regulaciju.
Pružalac pomoćnih usluga aFRR (MW)
EPBiH HE Jablanica (G1-6) ±54
ERS
HE Trebinje 1 (G1-3) ±54
HE Višegrad (G2) ±17
HE Bočac (G1,2) ±25
EPHZHB HE Rama (G1,2) ±24
HE Jajce (G1,2) ±13
UKUPNO ±187
U skladu s vrijednostima iz tabele vidi se da postoji prostor za unapređenje rada sekundarne
regulacije. Iznos od 187MW je maksimalni potencijalni iznos aFRR koji mogu pružiti navedene
7
http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Trziste/Dokumenti/Procedure%20za%20PU/BOS/Procedure%20za%20pomo
cne%20usluge%20za%202017%20BOS.pdf
37
elektrane. Međutim, u stvarnim uslovima rada treba imati u vidu da ovaj kapacitet ne može biti
raspoloživ tj. nije moguće ostvariti angažovanje proizvodnih jedinica sa proizvodnjom na
srednjoj tački radnog opsega generatora tokom cijele godine zbog sljedećih razloga:
minimalna ili maksimalna proizvodnja generatora zbog nivoa jezera ili velikih dotoka,
hidrologija,
remonata proizvodnih jedinica i postrojenja,
njega generatora,
obaveze snabdjevanja konzuma,
potiskivanja proizvodnje HE zbog proizvodnje TE.
Sve navedene elektrane su nominovane u skladu s Procedurama o pomoćnim uslugama. Ostale
HE u okviru EES BiH koji bi eventualno mogle pružati pomoćnu uslugu sekundarne regulacije
nisu nominovane, pa nisu ni uzete u obzir kod određivanja maksimalnog potencijalnog iznosa
aFRR. Ukoliko ih bude još, stvara se mogućnost za povećanje aFRR i kvalitetniji rad sekundarne
regulacije.
9.4 Procjena troškova kapaciteta aFRR
U skladu sa dodatnim vrijednostima aFRR iz poglavlja 9.2. izvršena je procjena godišnjih
troškova potrebnih kapaciteta aFRR za različite scenarije instalisane snage vjetroelektrana i
različite vjerovatnoće, prema ostvarenim troškovima kapaciteta u 2016. godini, što je pokazano u
tabeli.
Tabela 9.6. Procjena godišnjih troškova dodatnih kapaciteta aFRR prema troškovima iz 2016.
godine.
VE (MW) 150 350 500 640 900
Dodatni aFRR (98%) 28 65 93 119 167
aFRR nevršni
(mil.KM) 2,218 5,149 7,367 9,427 13,230
aFRR vršni (mil. KM) 6,104 14,170 20,274 25,942 36,405
Ukupno (mil.KM) 8,322 19,319 27,641 35,369 49,635
Dodatni aFRR
(99%) 31 72 102 131 184
aFRR nevršni
(mil.KM) 2,456 5,704 8,080 10,378 14,576
aFRR vršni (mil. KM) 6,757 15,696 22,236 28,558 40,112
Ukupno (mil.KM) 9,213 21,400 30,316 38,936 54,688
U Tabeli 9.7. su izračunati godišnji troškovi potrebnih ukupnih kapaciteta aFRR za balansiranje
EES BiH sa uključenim dodatnim kapacitetima aFRR za balansiranje VE.
38
Tabela 9.7. Procjena ukupnih godišnjih troškova kapaciteta aFRR, prema troškovima iz 2016.
godine.
VE (MW) 150 350 500 640 900
Ukupni aFRR (98%) 73 110 138 164 212
aFRR nevršni
(mil.KM) 5,783 8,714 10,932 12,992 16,795
aFRR vršni (mil. KM) 15,914 23,980 30,084 35,752 46,215
Ukupno (mil.KM) 21,697 32,694 41,016 48,744 63,010
Ukupni aFRR (99%) 81 122 152 181 234
aFRR nevršni
(mil.KM) 6,417 9,665 12,041 14,338 18,537
aFRR vršni (mil. KM) 17,657 26,596 33,136 39,458 51,012
Ukupno (mil.KM) 24,074 36,261 45,177 53,796 69,549
Navedeni troškovi za kapacitet aFRR su izračunati prema ostvarenim cijenama za 2016. godinu,
koje su bile niže od regulisane maksimalne granične cijene za 1 MW kapaciteta na mjesečnom
nivou, koju je odredio DERK, a iznosila je 30.000 KM/mjesec ili prosječno 360.000 KM/godinu.
Što znači da je ostvarena maksimalna cijena kapaciteta i navedeni troškovi bi bili veći, npr. za
350MW instalisane snage VE, vjerovatnoću 98% i potrebni kapacitet 110 MW, ukupni troškovi
umjesto 32,7 miliona KM bi iznosili 39,6 miliona KM. Pretpostavljamo da bi sa većom
potražnjom za kapacitetima aFRR i cijene bile sve više.
U analizi je predviđeno da se kapacitet mFRR ne mijenja bez obzira na scenarije ulaska
vjetroelektrana, tako da procjene troškova kapaciteta mFRR nisu razmatrane.
9.5 Procjena troškova dodatnih kapaciteta mFRR
U ovom poglavlju poređenja radi data je procjena troškova dodatnih kapaciteta za slučaj da se
regulaciona rezerva za balansiranje neželjenih odstupanja prebaci sa aFRR na mFRR. Sa
trenutno važećim procedurama za pomoćne usluge, ovaj pristup trenutno nije primjenjiv, pa
stoga sljedeće podatke treba isključivo posmatrati kao komparativne.
U tabeli 9.8 je izvršena procjena dodatnih godišnjih troškova kapaciteta mFRR, koji bi se
koristili umjesto dodatnih kapaciteta aFRR. Tabela 9.9. pokazuje procjenu ukupnih godišnjih
troškova za kao sumu troškova potrebnih kapaciteta aFRR (45MW za 98% i 50MW za 99%
vjerovatnoće), zatim dodatnih troškova kapaciteta mFRR (iz tabele 9.8.) i ostvarenih troškova
kapaciteta mFRR u 2016. godini (realizovani kapacitet mFRR nagore i nadole).
39
Tabela 9.8. Procjena godišnjih troškova dodatnih kapaciteta mFRR umjesto dodatnih aFRR
prema troškovima iz 2016. godine.
VE (MW) 150 350 500 640 900
Dodatni mFRR (98%)
MW 28 65 93 119 167
mFRR nagore (mil. KM) 2,170 5,038 7,209 9,224 12,944
mFRR nadole (mil. KM) 0,378 0,877 1,255 1,606 2,254
Ukupno (mil. KM) 2,548 5,916 8,464 10,830 15,199
Dodatni mFRR (99%)
MW 31 72 102 131 184
mFRR nagore (mil. KM) 2,403 5,581 7,906 10,154 14,262
mFRR nadole (mil. KM) 0,418 0,972 1,377 1,768 2,484
Ukupno (mil. KM) 2,821 6,553 9,283 11,922 16,746
Tabela 9.9. Procjena ukupnih godišnjih troškova kapaciteta aFRR i mFRR, prema troškovima iz
2016. godine.
VE (MW) 150 350 500 640 900
određeni aFRR (98%) (mil. KM) 13,375 13,375 13,375 13,375 13,375
dodatni mFRR (98%) (mil. KM) 2,548 5,916 8,464 10,830 15,199
realizovani mFRR (98%) (mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046
Ukupno (98%) mil. KM 27,969 31,337 33,885 36,251 40,620
određeni aFRR (99%) (mil. KM) 14,861 14,861 14,861 14,861 14,861
dodatni mFRR (99%) (mil. KM) 2,821 6,553 9,283 11,922 16,746
realizovani mFRR (99%) (mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046
Ukupno (99%) mil. KM 29,728 33,460 36,190 38,830 43,653
Potrebno je napomenuti da bi ukupni godišnji troškovi bili veći za oko 120.000 KM, jer u
troškovima realizovanih kapaciteta mFRR u 2016. godini (12,046 miliona KM), nije bilo
zakupljenih kapaciteta mFRR nadole za prva tri mjeseca 2016. godine, a procjena tih troškova
(oko 120.000 KM) nije uzimana u obzir.
40
9.6 Procjena troškova ukupne balansne energije
U sljedećoj tabeli su dati rezultati procjene troškova ukupne balansne energije za različite
scenarije instalisanih kapaciteta VE i za različite vjerovatnoće satnih odstupanja energije za
jednu godinu. Troškovi balansne energije su procijenjeni na osnovu ostvarenih odstupanja u BiH
i ostvarenih odstupanja VE u Hrvatskoj. Procjena je urađena sa ostvarenim prosječnim cijenama
balansne energije nagore i nadole u 2016. godini.
Tabela 9.10. Procjena godišnjih troškova ukupne balansne energije prema cijenama iz 2016.
godine.
VE (MW) 150 350 500 640 900 Balansna energija nagore
(98%) (mil. KM) 5,318 12,408 17,725 22,689 31,906
Balansna energija nadole
(98%) (mil. KM) 0,989 2,308 3,298 4,221 5,936
Ukupni troškovi (98%)
(mil.KM) 6,307 14,716 21,023 26,909 37,841
Balansna energija nagore
(99%) (mil.KM) 5,554 12,960 18,515 23,699 33,327
Balansna energija nadole
(99%) (mil.KM) 1,036 2,418 3,454 4,421 6,217
Ukupni troškovi (99%)
(mil.KM) 6,591 15,378 21,969 28,120 39,544
9.7 Procjena ukupnih troškova balansiranja
U sljedećoj tabeli prikazana je procjena ukupnih troškova balansiranja koji obuhvataju ukupne
troškove za kapacitete aFRR, mFRR i energiju balansiranja.
Tabela 9.11. Procjena ukupnih godišnjih troškova prema cijenama iz 2016. godine.
VE (MW) 150 350 500 640 900
Ukupni troškovi aFRR (98%)
(mil. KM) 21,697 32,694 41,016 48,744 63,010
Ukupni troškovi mFRR (98%)
(mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046
Ukupni troškovi balansne
energije (98%) (mil.KM) 6,307 14,716 21,023 26,909 37,841
Ukupni god. troškovi (98%)
(mil.KM) 40,1 59,5 74,1 87,7 112,9
Ukupni troškovi aFRR (99%)
(mil. KM) 24,075 36,261 45,177 53,796 69,549
Ukupni troškovi mFRR (99%)
(mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046
Ukupni troškovi balansne
energije (99%) (mil.KM) 6,591 15,378 21,969 28,12 39,544
Ukupni god. troškovi (99%)
(mil.KM) 42,7 63,7 79,2 94,0 121,1
41
Tabela 9.12. Procjena ukupnih godišnjih troškova sa dodatnom mFRR prema cijenama iz 2016.
godine.
VE (MW) 150 350 500 640 900
Ukupni troškovi kapaciteta
aFRR (98%) (mil. KM) 13,375 13,375 13,375 13,375 13,375
Dodatni troškovi kapaciteta
mFRR (98%) (mil. KM) 2,548 5,916 8,464 10,830 15,199
Realizovani troškovi mFRR (iz
2016.) (98%) (mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046
Ukupni troškovi balansne
energije (98%) (mil. KM) 6,307 14,716 21,023 26,909 37,841
Ukupni god. troškovi (98%)
(mil. KM) 34,3 46,1 54,9 63,2 78,5
Ukupni troškovi kapaciteta
aFRR (99%) (mil. KM) 14,861 14,861 14,861 14,861 14,861
Dodatni troškovi kapaciteta
mFRR (99%) (mil. KM) 2,821 6,553 9,283 11,922 16,746
Realizovani troškovi mFRR (iz
2016.) (99%) (mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046
Ukupni troškovi balansne
energije (99%) (mil. KM) 6,591 15,378 21,969 28,120 39,544
Ukupni god. troškovi (99%)
(mil. KM) 36,3 48,8 58,2 66,9 83,2
Iz prethodnih tabela se vidi da bi troškovi za balansiranje EES BiH bili niži ukoliko bi se
neželjena odstupanja pokrivala aktivacijom mFRR, umjesto aFRR. Razlika u ukupnim
troškovima se kreće od 5,774 miliona KM do 37,942 miliona KM za različite scenarije
instalisanih VE i za različite vjerovatnoće pokrivenosti odstupanja.
Potrebno je naglasiti da bi se regulacijom odstupanja sa mFRR umjesto sa aFRR, pored značajne
uštede u troškovima, izgubilo na kvalitetu balansiranja obzirom na odnos parametara vrijeme
aktivacije rezerve / varijacija proizvodnje VE. Iz tog razloga će se tek sa ulaskom prvih VE moći
procijeniti koji je odnos dodatne regulacione rezerve aFRR – mFRR optimalniji. Naravno, sve
navedeno će zavisiti od više faktora, a prvenstveno od ponude i cijena aFRR i mFRR na
balansnom tržištu.
42
10 ZAKLJUČAK
Glavni cilj analize je bio da se procijeni potrebna regulaciona rezerva za integraciju
vjetroelektrana u prenosni sistem BiH po određenim scenarijima.
Polazeći od pretpostavke da će razvoj prenosne mreže pratiti dinamiku izgradnje proizvodnih
objekata, analiza ne obuhvata razvoj prenosne mreže sa aspekta prihvata potencijalne snage iz
planiranih objekata VE. Dakle, analiza se bazirala samo na mogućnosti obezbjeđenja regulacione
rezerve i procjenu troškova balansiranja, dok troškovi pojačanja mreže i podsticaj za VE nisu
razmatrani.
Analiza je pokazala potencijalne probleme u upravljanju i eksploataciji elektroenergetskog
sistema pri integraciji VE u sistem, prvenstveno sa stanovišta regulacije proizvodnje iz ovih
izvora, koji su uzrokovani kvalitetom i kvantitetom pomoćnih usluga.
Iz podataka izloženih u poglavljima 4. i 5. evidentno je da i u sadašnjim uslovima rada bez
integrisanih VE, postoje problemi u obezbjeđivanju potrebnih rezervi kapaciteta regulacione
rezerve, posebno za nevršne sate. Bez obzira na činjenicu da je značajan broj sati (698) u
nevršnom periodu, ukupno 116 dana, nepokriven sa aFRR u toku 2016. godine odstupanja EES
BiH (data u poglavlju 3.) su i u tim periodima zadovoljavajuća. U prva četiri mjeseca 2017.
godine broj sati u nevršnom periodu iznosi 551 ili 92 dana, što pokazuje da je situacija čak lošija
u odnosu na 2016.
Sa integracijom VE odstupanja sistema će se značajno povećati, jer je vjetar kao stohastička
pojava nepredvidiv, pa se potreba za količinama regulacione rezerve za balansiranje VE u
nevršnim satima izjednačava sa potrebama iz vršnih sati. Dakle, ne može se dozvoliti, kao što je
to često bio slučaj, da nevršni sati nisu pokriveni potrebnim količinama regulacione rezerve.
U noćnim satima, kada su programi razmjene mali, potrebe konzuma BiH uglavnom se
zadovoljavaju proizvodnjom iz termoelektrana, dakle bez potrebe za angažovanjem proizvodnje
iz hidroelektrana. Ulazak VE u pogon zahtjeva prilagođavanje proizvodnje termoelektrana
proizvodnji VE (redispečing). Ilustracije radi, u sezoni proljeće/ljeto/jesen u nevršnim satima,
prosječna potrošnja EES BiH je od 1000-1150MW, dok je prosječna snaga termoelektrana na
mreži (ne računajući TE Stanari) ≈1300MW. Ovo bi u velikom broju slučajeva značilo i potrebu
za izlaskom određenih termo blokova sa mreže.
Pristup kojim se vodi Hrvatska, odnosno HOPS, gdje se odstupanja nastala proizvodnjom iz VE
otklanjaju aktivacijom mFRR, a aFRR prvenstveno služi za korekciju greške koja je uzrokovana
lošom prognozom konzuma, je prije svega iznuđeno rješenje. Kao što je rečeno u poglavlju 6.
gdje su opisana iskustva Hrvatske, takav princip regulacije je uzrokovan nedovoljnim brojem
konvencionalnih elektrana sposobnih da pruže uslugu aFRR. Kako bi što više nadomjestili taj
nedostatak, HOPS je u saradnji sa regulacionim područjima iz Slovenije i Austrije (ELES, APG)
pristupio optimizaciji aktivacije sekundarne rezerve tzv. INC (Imbalance Netting Cooperation), s
ciljem izbjegavanja aktivacije sekundarne rezerve u suprotnim smjerovima, a kojim se umanjuju
neželjena odstupanja uzrokovana nepredvidljivom proizvodnjom VE.
43
Suštinski razlozi koji otežavaju primjenu koncepta iz Hrvatske u EES BiH se mogu sumirati u
dva sljedeća:
1) Regulacija neželjenih odstupanja aktivacijom mFRR u sadašnjim uslovima i procedurama
aktivacije ne može se postići zbog sljedećeg:
Vrijeme potrebno za aktivaciju mFRR je minimalno 15min od davanja dispečerskog naloga,
što je relativno puno vremena ako se uzme u obzir brzina varijacija proizvodnje VE. Sa
druge strane minimalno vrijeme aktivacije je 1h što zahtijeva izuzetno dobru procjenu u
pogledu iznosa aktivirane rezerve.
Pod pretpostavkom da je na osnovu pravilne procjene iznosa i trajanja odstupanja dispečer
aktivirao mFRR, a potom i obustavio, sadašnja procedura mu za slučaj ponovnog
angažovanja ne dozvoljava novu aktivaciju iste proizvodne jedinice u roku od 2h od
završetka aktivacije, nego mora preći na prvu sljedeću ponudu. Jednostavnom logikom,
dolazi se do zaključka da nakon nekoliko uzastopnih aktivacija (što je sasvim izvjesno), više
nemamo na raspolaganju mFRR, pa time odstupanja ostaju nepokrivena a dodatni problem
nastaje za slučaj ispada većih proizvodnih/potrošačkih jedinica.
2) Tržišna pravila koja su u primjeni ne omogućavaju nabavku sekundarne regulacije izvan
regulacionog područja BiH, a ne postoji ni opcija „imbalance netting-a“ s drugim
regulacionim područjima.
Obaveza NOSBiH, koji upravlja regulacionim područjem BiH je da neželjena odstupanja svede
na najmanji mogući nivo, što u dobroj mjeri i čini, s obzirom da je greška sistema u 91,5%
vremena u opsegu ±30MW. Sadašnji princip poravnanja neželjenih odstupanja u sinhronoj zoni
kontinentalna Evropa vrši se kompenzacijom energije. Međutim, ENTSO-E u narednom periodu
ima u planu da napusti ovakav način poravnanja i da ga zamjeni finansijskim. Ovo je razlog više
zašto se mora oprezno pristupiti problematici integracije VE u EES BiH, jer paušalan pristup u
određivanju maksimalne snage prihvata može u budućnosti izazvati velika odstupanja u sistemu,
a analogno tome i značajne troškove subjektima odgovornim za pokrivanje nastalog debalansa,
što bi u konačnici imalo reperkusije na krajnje potrošače u BiH.
Iskustva Hrvatske po ovom pitanju, gdje su vlasnici VE oslobođeni bilo kakvih obaveza u
prognozi i balansnoj odgovornosti nisu najsjajnija. I pored opreznijeg pristupa koji je
podrazumijevao povećanje maksimalne snage prihvata iz VE sa oko 400MW na 744MW tek po
dostizanju prvobitne kvote od 400MW (VE u pogonu), došlo se do velikih troškova za
balansiranje sistema. U skladu s izvještajem HOPS-a (poglavlje 6.) ukupan trošak balansiranja
VE u 2015. godini (instalisana snaga oko 350MW) je iznosio 36 mil. Eura, od čega je fiksni dio
troška balansiranja (rezerva snage) iznosio 25,8 mil. Eura (72%), a varijabilni dio troška
(aktivacija) iznosio 10,2 mil. Eura (28%).
Na osnovu ostvarenih troškova za 2016. godinu izvršena je procjena troškova potrebne rezerve
regulacione snage i troškova balansne energije za različite scenarije integracije VE. Iz izloženog
u poglavlju 9. se vidi da su potrebna sredstva za obezbjeđenje aFRR i mFRR značajna. U skladu
s odobrenom kvotom integracije VE od 350 MW u EES BiH, procijenjeni dodatni trošak za
kapacitet aFRR za 98% i 99% vjerovatnoće bi iznosio 19,3 odnosno 21,4 mil. KM, respektivno.
Ukupni procijenjeni troškovi kapaciteta (aFRR, mFRR) i energije balansiranja za 98% i 99% bi
iznosili 59,5 i 63,7 mil. KM, respektivno. Poređenja radi, ostvareni ukupni trošak balansiranja
EES BiH u 2016. godini je iznosio 27,6 mil. KM. Ovdje se mora napomenuti da je za procjenu
44
troškova u obzir uzet iznos od 12 mil. KM realizovanog kapaciteta mFRR (143MW nagore i
69MW nadole) koji je bio manji u odnosu na potrebni kapacitet (184 MW nagore i 93MW
nadole).
Kao bitan činilac koji može značajno uticati na iznose regulacione rezerve i energiju
balansiranja, a samim tim i na ukupne troškove balansiranja, jeste vremenski okvir planiranja
proizvodnje VE ..
Činjenica koja dodatno problematizuje ovu tematiku jeste nedorečenost i neusklađenost
postojećih zakonskih i podzakonskih akata iz oblasti obnovljivih izvora energije, gdje nisu jasno
definisane nadležnosti i obaveze subjekata u EES BiH.
Za povećanje odobrene snage od 350MW potrebno je koristiti oprezniji pristup jer još uvijek
nemamo priključenih VE na prenosnoj mreži, a time i neposrednih iskustava koja bi dala
usmjerenja za buduće aktivnosti koje se odnose na balansiranje sa integrisanim VE u EES BiH.
Kako bismo spremno dočekali prve MW iz VE definisane postojećim kvotama i u narednom
periodu stvorili uslove za povećanje kvota prihvata snage iz VE, potrebno je da svi odgovorni
subjekti u svom djelokrugu odgovornosti, daju svoj doprinos u rješavanju problema
identifikovanih ovom analizom:
Jasno definisanje nadležnosti i obaveza u smislu balansne odgovornosti odgovarajućim
zakonima i podzakonskim aktima.
Stimulisati pružaoce pomoćnih usluga u BiH kako bi se obezbijedio potrebni obim aFRR i
mFRR, posebno u nevršnim satima.
Liberalizacija tržišta u smislu omogućavanja nabavke neophodnih regulacionih rezervi i
izvan granica BiH, a prvenstveno aFRR, kao i uspostavljanje saradnje sa drugim
operatorima sistema po pitanju optimizacije aktivacije sekundarne rezerve tzv. Imbalance
Netting Cooperation.
Proširenje kapaciteta prenosne mreže koje će pratiti dinamiku izgradnje i priključenja VE.
Kvalitetnije planiranje potrošnje. Odstupanja konzuma su mnogo veća nego odstupanje
sistema, što rezultira većim angažovanjem regulacionih rezervi u svrhu smanjenja tih
odstupanja. Prognoze potrošnje koje NOSBiH-u dostavljaju BOS-ovi treba da budu
preciznije kako bi se smanjio udio angažovanja regulacionih rezervi u ove svrhe, a samim
tim i smanjenje troškova.
Sagledati i iskoristiti iskustva drugih država za što kvalitetniju prognozu proizvodnje VE.
Važno je napomenuti da su analizom razmotreni samo tehnički aspekti koji se odnose na iznose
kapaciteta regulacione rezerve i troškove balansiranja za određene scenarije integracije VE u
EES BiH. Takođe, ova analiza ne prejudicira iznose kapaciteta VE za podsticaj koji su u
nadležnosti resornih entitetskih ministarstava i regulatornih komisija, a koji su manji od trenutno
odobrene kvote od 350MW, što znači da ne treba praviti paralelu između odobrene kvote na
osnovu tehničkih mogućnosti regulacije EES BiH i iznosa za podsticaj. Međutim, potrebno je
naglasiti da se ovim ne prave ni prepreke eventualnim investitorima za izgradnju VE koji ne žele
biti u sistemu podsticaja, a čija je instalisana snaga u okviru odobrene kvote.
45
11 IZVJEŠTAJ REVIDENTA
Marko Lovrić, dipl. el. ing.
11.1 Uvod
Operator prijenosnog sustava ima osnovnu misiju da održava ravnotežu/balans između
proizvodnje i uvoza električne energije s potrošnjom i izvozom električne energije u
elektroenergetskom sustavu, te da riješava eventualna zagušenja u prijenosnoj mreži.
Da bi osigurao ove svoje osnovne misije Operator prijenosnog sustava rapolaže sistemskim i
pomoćnim uslugama koje se sastoje od primarne, sekundarne i tercijarne rezerve, za regulaciju
frekvencije i snage u elektroenergetskom sistemu. U pružanju ovih usluga učestvuju većinom
proizvodni objekti, odnosno elektrane i postrojenja potrošnje, te susjedni operatori prijenosnih
sistema.
Pored toga Operator prijenosnog sustava zbog sigurnog vođenja sustava i sigurne opskrbe
potrošača rapolaže i s ostalim sistemskim uslugama kao što je regulacija napona i uspostava
normalnog funkcionisanja sistema nakon poremećaja (pokretanje elektrana bez prisustva napona
i otočni rad elektrana).
Primarna i sekundarna rezerva snage se aktiviraju automatski u vremenu koje traje nekoliko
sekundi do nekoliko minuta s svrhom regulacije frekvencije i snage razmjene s susjednim
regulacijskim područjima, dovodeći tu snagu razmjene na planirane iznose.
Aktivacija tercijarne rezerve snage se vrši ručno slanjem naloga dispečera Operatora prijenosnog
sustava proizvodnim i potrošačkim postrojenjima priključenim na prijenosnu i distribucijsku
mrežu koja mogu brzo promjeniti predviđeni program snage u svrhu uravnoteženja.
Troškovi (prihodi/rashodi) koje ima Operator prijenosnog sistema za održavanje ravnoteže u
elektroenergetskom sustavu i rješavanja zagušenja u prijenosnoj mreži se namiruju jednim
dijelom od korisnika prijenosne mreže preko tarife za korištenje prijenosne mreže (rezerva
snage, zagušenje u mreži), a drugim dijelom prihodom od strana odgovornih za uravnoteženje
svoje bilance (odstupanja/greške), odnosno balansnih grupa BG, za pokrivanja troškova
balansne energije/energije uravnoteženja od pružatelja.
11.2 Moguća snaga integracije VE
Sagledavajući sve energetsko ekonomske aspekte integracije vjetroelektrana, NOSBiH smatra da
se u narednom periodu integracija VE u elektroenergetski sistem BiH vrši prema ranije
odobrenim kvotama od strane regulatorne agencije (350MW) što bi trebao biti indikativni plan u
razvoju novih proizvodnih kapaciteta vjetroelektrana.
11.3 Troškovi priključenja i vlasničko razgraničenje
Ukupne troškove priključenja vjetroelektrana na prijenosnu mrežu i stvaranje tehničkih uvjeta u
mreži (pojačanje mreže, rješavanje kriterija (n-1)) trebaju snositi investitori vjetroelektrana.
Nakon dobivanja uporabne dozvole postrojenja za priključenje vjetroelektrana na prijenosnu
mrežu i puštanja u pogon, postrojenja koja su u funkciji prijenosne mreže investitor treba
prenijeti u vlasništvo Operatora prijenosnog sustava na upravljanje i održavanje prema tački
razgraničenja vlasništva koja su propisana Mrežnim pravilima.
46
11.4 Povećanje potrebne rezerve snage za balansiranje i dodatni troškovi
NOSBiH je napravio studiju na temu “Procjena potrebne snage za integraciju vjetroelektrana
u prenosni sistem BiH“. Autori studije su cjelokupnu postavljenu problematiku obradili
korektno, transparentno i sistemski stručno kako po pristupu tako i po metodologiji obrade.
Vrijednost ove studije se ogleda u:
Analizi potrebne rezerve snage za sekundarnu i tercijarnu regulaciju kod integracije
vjetroelektrana u prijenosnu mrežu, odnosno elektroenergetski sistem BiH, po određenim
scenarijama izgradnje vjetroelektrana i njihove integracije u elektorenergetski sistem BiH
s energetskog i ekonomskog aspekta.
Sagledavanju u kratkoročnom i srednjeročnom periodu moguće integracije snage
vjetroelektrana u elektroenergetski sistem BiH za donošenje odgovarajućih odluka koje
su vezane za strategiju razvoja, pogon elektroenergetskog sistema i regulatorna pitanja
vezana za njihovu integraciju.
Zbog promjenjive i neupravljive proizvodnje VE i integracije predviđenog iznosa VE, zbog
balansiranja/uravnoteženja sistema, sigurnosti i urednog rada sistema, te sigurnosti
snadbjevanja potrošača u NOSBiH je potrebno dodatno povećati rezervu snage u sistemu za
oba smjera regulacije u iznosu +/-80 MW u odnosu na sadašnje stanje.
Ukoliko bi NOSBiH osigurao rezervu snage u aFRR (automatska sekundarna regulacija) ukupni
troškovi balansiranja za integraciju 350MW snage VE i i za vjerovatnost pokrivenosti odstupanja
od 99%, iznosili bi godišnje oko 63,7 mil. KM. Ukoliko bi se ova rezerva osigurala iz mFRR
(iz brze tercijarne regulacije), godišnji troškovi bi iznosli oko 48,8 mil. KM.
Operator za obnovljive izvore energije BiH (ili entiteta) bi trebao planirati rad i snositi
financijsku odgovornost za balansiranje VE u okviru balansne grupe koju bi sačinjavali svi
proizvodni obnovljivi izvori energije.
Polazeći od pretpostavke da bi prosječna apsolutna greška u kvaliteti prognoze VE mogla
iznositi 6% od instalirane snage vjetroelektrana od 350 MW, godišnji iznos energije odstupanja
(greška u prognozi VE) bi trebao iznositi oko +/- 90 GWh.
Troškovi energije odstupnja/debalansa VE, polazeći od pretpostavke da je razlika između
negativne i pozitivne greške oko 60 KM/MWh (može se kretati i znatno većim iznosima u EU
zemljama) iznosili bi godišnje oko 6,4 mil. KM.
Operator za obnovljive izvore ovaj iznos bi namirivao od vlasnika VE i prosljeđivao ga
NOSBiH čime bi se dijelom podmirivali troškovi balansne energije sustava koji se dobavljaju
od pružatelja usluga balansiranja (proizvođači, potrošači, susjedni operatori prijenosnog sustava i
dr.). Sve troškove vezane za balansiranje sistema NOSBiH, snose balansne grupe za svoje
debalanse energije/greške prema Tržišnim pravilima (financijsko uravnoteženje).
Najveći problem u integraciji VE u elektroenergetski sustav jesu noćni sati posebno u
slučajevima viška snage u sustavu kada se javlja manjak rezerve snage na niže. Uvođenje
negativne cijene za mFRR i RR za regulaciju na niže nameće se kao djelomično rješenje,
posebno kod velikih dotoka vode za hidroelektrane (preljeva) ili ako pri tome termoelektrane
moraju smanjivati svoju proizvodnju. Uvođenje negativne cijene za regulaciju na niže također
povećava troškove balansne energije NOSBiH , odnosno cijene energije debalansa/greške
balansnih grupa.
Kako bi što više nadomjestili taj nedostatak nedovoljne balansne energije u aFRR, NOSBiH bi
trebao u suradnji sa regulacionim područjima iz Slovenije, Austrije i Hrvatske (ELES, APG,
HOPS) pristupiti optimizaciji aktivacije sekundarne rezerve u tzv. INC (Imbalance Netting
47
Cooperation), s ciljem izbjegavanja aktivacije sekundarne rezerve u suprotnim smjerovima, a
kojim se dodatno umanjuju neželjena odstupanja uzrokovana nepredvidljivom proizvodnjom
VE. Uključenje što više regulacijskih područja (TSO) u ovaj sistem nameće se kao dio rješenja
problema regulacije za TSO koji za sada nisu u ovo uključeni.
Povećanje kvalitete prognoze proizvodnje vjetroelektrana i povećanje učestalosti prognoza
tijekom dana (FR 23 dnevno -RMSE 4,5%) može smanjiti grešku i potrebe rezerve snage i
njenog aktiviranja.
Također, bolja prognoza opterećenja konzuma (zamjenske krive i temperaturni koeficijenti u
sezoni grijanja i hlađenja) mogu smanjiti grešku sustava i svesti je na 1-1,5 % od ukupne
potrošnje.
Tehnička koordinacija ENTSO favorizira povećanje razmjene električne energije, čime se
omogućuje najbolje korištenje postojećih prijenosnih kapaciteta i optimizacija rezerve u
proizvodnim kapacitetima (smanjene investicija u proizvodne kapacitete za dogovoreni stepen
sigurnosti). Više nego ikada, u domeni električne energije, održavanje jedne uravnoteženosti
između konkurencije i tehničke kooperacije u razmjeni rezerve snage je bitno za dobro
funkcioniranje regulacijskih područja (kompromis između konkurencije, ekonomičnosti i
sigurnosti opskrbe).
Po uzoru na 19 TSO zapadne Europe, s ciljem izbjegavanja aktivacije mFRR rezerve u
suprotnim smjerovima (projekat će biti pušten u pogon 2021. godine), potrebno je pokrenuti
incijativu za zemlje istočne i jugoistočne Europe za projekat zajedničkog korištenje tercijarne
brze minutne rezerve mFRR između više regulacijskih područja, projekat (MARI), (Manually
Activated Reserves Initiative) te zajedničko korištenje tercijarne komplementarne rezerve RR
između više regulacijskih područja, projekat Trans European Replacement Reserves Exchanges
(TERRE).
ENTSO-E Mrežni pravilnik „Balansiranje električne energije“ će omogućiti formiranje
europskog balansnog tržišta u nekoliko razvojnih koraka. Dati pravilnik će omogućiti trgovinu
balansnom energijom između europskih TSO-ova odnosno nabavu balansne energije van
granica područja kojom upravlja TSO.
Pored toga, ovaj pravilnik omogućava i djeljenje rezervi snage za usluge balansiranja između
različitih TSO-ova. Ovo će omogućiti NOSBiH ne samo nabavu potrebne rezerve snage za
usluge balansiranja van svojih granica već i mogućnosti djeljenja potrebnih rezervi sa
susjednim TSO-ovima u cilju boljeg i efikasnijeg iskorištenja, ali i smanjenja troškova.
Obaveza TSO-ova će biti da se udružuju u Koordinicijska područja, najmanje dva TSO-a, a
zatim da se postepenim spajanjem i širenjem uspostavi jedn Koordinirano balansno područje na
pan-europskom nivou. Preporučuje se uključivanje u inicijative za formiranje regionalnih tržišta
balansne energije, za početak na nivou regulacijskog bloka, a zatim i sa ostalim TSO-ovima u
regiji.
Modernizacija, revitalizacija i rehabilitacija PHE Čapljina 2X +/- 220 MW, povećanje volumena
gornjeg bazena, uključenje u sustav aFRR ili mFRR značajno bi povećala rezervu snage u
sistemu BiH i omogućila integraciju znatno većih snaga vjetroelektrana (i sunčanih elektrana) u
elektroenergetski sustav BiH, a koje su razmatrane u ovoj studiji.
Aktivno uključenje PHE Čapljina u elektroenergetski sustav u narednom periodu bit će
uvjetovan ukupnim odnosima koji će postojati u elektroenergetskom sustavu BiH u to vrijeme.
Osnove odnose u sistemu određivat će, s jedne strane porast potrošnje i razvoj njenih osnovnih
karakteristika , a s druge strane struktura njegovog proizvodnog dijela, te odnosi koji će biti na
europskom tržištu energije i tržištu uravnoteženja. Ukoliko u Strategiji energetskog razvoja BiH
48
bude opredjeljenje da pri izgradnji novih proizvodnih kapaciteta prvenstveno koriste domaći
prirodni resursi (energija vjetra, sunčevo zračenje, vodne snage, biomasa i dr.) rješava se
osnovno pitanje opravdanosti modernizacije i načina angažiranja PHE Čapljina, kao potpore
neupravljive i nepredvidive proizvodnje vjetroelektrana i sunčanih elektrana.
Pri tome će angažiranje PHE Čapljina biti u funkciji:
Vremenskog transfera energije, pumpanje u vrijeme niske cijene na tržištu i proizvodnje
bazirane na tome u vršnim opterećenjima sustava ;
Kvalitetnih rezervnih kapaciteta koji će osiguravati sistemske usluge i usluge
uravnoteženja, kao potpora obnovljivim izvorima energije, za uredan i siguran rad
elektroenergetskog sustava BiH uz odgovarajuću ekonomsku valorizaciju pogonske
spremnosti u svakom momentu, velike fleksibilnosti u pogonu (brzi ulazak u pogon,
mogućnost praćenja brzih promjena opterećenja, ograničenog vremena angažiranja,
kompenzatorskom radu i slično i
Odlaganja potrebe izgradnje novih plinskih elektrana koje su eksploatacijskim
karakteristikama najbliže pumpno akumulacijskih hidroelektrana, te uštedama na
troškovima goriva istih.
11.5 Poticajna cijena za VE, obaveza otkupa, naknada za VE koju plaćaju kupci
NOSBiH kroz analizu nije razmatrao ekonomska pitanja vezana za integraciju vjetroelektrana s
aspekta poticajne cijene, obaveze otkupa proizvedene električne energije i naknade koju bi
plaćali finalni kupci električne energije.
Zadnjih desetak godina zbog razvoja konkurentne industrije i tehnologije vjetroelektrana došlo je
do velikog smanjenja specifičnih troškova za izgradnju vjetroelektrana. Procjenjuje se da su ti
troškovi smanjeni oko 35% u periodu od 2010. do 2016. godine (izvor DOE, EWEA).
U skladu s smanjenjem cijene izgradnje VE, došlo je u većini zemalja do smanjenja poticajne
cijene s kojom se plaća proizvedena električna energija iz vjetroelektrana. U svijetu se već
puštaju u pogon vjetroelektrane bez poticaja, koje svoju proizvodnju prodaju po tržišnim
cijenama.
U posljednje vrijeme, u okviru ekonomskih analiza u energetici, često se koristi pojam,
ekonomske cijene projekta (LCoE-Levelised Costs of Electricity) koja je definirana kao odnos
neto sadašnjih vrijednosti zbroja investicija te fiksnih i operativnih troškova u toku radnog
vijeka elektrane, i proizvedene električne energije u istom razdoblju, svedenih na početnu godinu
ulaganja ili eksploatacije.
Preko tzv. ekonomske cijene projekta vjetroelektrana je određena minimalna proizvodna cijena
električne energije koju treba ostvariti na tržištu da bi bili pokriveni svi izdaci (investicije i
ukupni operativni troškovi) u toku eksploatacijskog vijeka pojedine vjetroelektrane uz stopu
prinosa jednaku diskontnoj stopi.
Polazeći od određenih pretpostavki za ulazne podatke koji ulaze za analizu ekonomske
proizvodne cijene, a ostvaruju se kod izgradnje vjetroelektrana u EU i svijetu napravili smo
analizu osjetljivosti ekonomske proizvodne cijene jedne vjetroelektrane od 50 MW.
Rezultati analize pokazuju da je srednja vrijednost ekonomske proizvodne cijene ovakve
vjetroelektrane iznosi 67,7 €/MWh uz navedene pretpostavke na slici 1, tornado dijagram.
Radi rizika koji nosi izgradnja svake vjetroelektrane uz pretpostavku 10% povećanja, nameće se
zaključak da bi maksimalna poticajna cijena za vjetroelektrane trebala iznositi u BiH 74,5
49
€/MWh u 15 godišnjem razdoblju što je za oko 20 -25 €/MWh manje nego što iznose poticajne
cijene u susjednim zemljama BiH.
Slika 1. Analiza osjetljivosti ekonomske proizvodne cijene vjetroelektrane od 50 MW
Za otkup električne energije iz vjetroelektrana (poticajna cijena) predlažem dva modela:
Prvi model se odnosi na Feed in tarifu u kojoj bi poticajna cijena proizvedene električne energije
iznosila u 15 godišnjem razdoblju 74,5 €/MWh za vrijeme korištenja instalirane snage do 2200
sati godišnje (capacity factor 0,251). Za vrijeme korištenja instalirane snage iznad 2200 sati
godišnje, ova tarifa bi se smanjivala linearno za proizvodnju iznad 2200 sati godišnje na način da
poticana cijena za vrijeme korištenja od 3400 sati iznosi 30 €/MWh (Slika 2.)
Slika 2. Prijedlog poticajne cijene (Feed in tarife) za vjetroelektrane
S ovakvom tarifom izbjegava se prevelika (enormana) zarada inevestitora vjetroelektrana na
povoljnim lokacijama od javnog novca koji se prikuplja preko naknade za obnovljive izvore, a
50
koju plaćaju svi kupci električne energije, što u konačnici ima elemente socijalne i ekonomske
pravednosti. Time se u BiH uvodi jedna velika novina koja nije ugrađena u poticajne cijene
susjednih zemalja u kojima se vode velike političke, ekonomske i socijalne polemike na ovu
temu.
Drugi model se odnosi na Feed in premium tarifu u kojem se poticajna cijena veže za tržišnu
cijenu (tržišna cijena u BiH ili prosjek tržišnih cijena BiH i susjednih zemalja (RS, SL, HR).
Poticajna cijena u ovom slučaju bi se određivala na satnom nivou i slijedeći način:
Ukoliko je tržišna cijena niža od 60 €/MWh, poticajna cijena bi iznosila 60 €/MWh;
Ukoliko je tržišna cijena veća od 60€/MWh i manja od 100 €/MWh, poticajna cijena bi
bila jednaka tržišnoj cijeni i
Ukoliko je tržišna cijena veća od 100 €/MWh, poticajna cijena bi iznosila 100 €/MWh.
Pored ova dva modela poticajne cijene, po uzoru na neke EU zemlje, treba razmotriti varijantu
da se dodjela koncesije za izgradnju vjetroelektrana izvrši na javnom natječaju onim
investitorima koji ponude najnižu poticajnu cijenu na 15 godina , s time da maksimalna poticajna
cijena može iznositi 74,5 €/MWh.
Regulatorna tijela u BiH i entitetima trebaju razmotriti predložene modele i usvojiti ili predložiti
najbolje.
Proizvedenu električnu energiju iz vjetroelektrana preuzimaju snadbjevači/opskrbljivači
proporcionalno svojoj potrošnji (pro rata) u prethodnoj godini po tržišnoj satnoj cijeni na 15
godina koliko se obračunava poticajna cijena i nakon 15 godina kada VE izlaze iz sustava
poticaja.
Na osnovu razlike između poticajne cijene VE i otkupne cijene koju plaćaju
snabdjevači/opskrbljivači plaćala bi se naknada Operatoru za obnovljive izvore (namirenje
troškova za razliku poticajne i tržišne cijene) . Ovu naknadu bi plaćali svi kupci električne
energije i posebno bi se iskazivala u obračunu/računu električne energije
Uz pretpostavku godišnje proizvodnje električne energije vjetroelektrana od 900 GWh, (vrijeme
korištenja instalirane snage 2250 sati), prosječne poticajne cijene od 74,5 €/MWh,
pretpostavljene tržišne cijene od 46 €/MWh, ova naknada godišnje bi iznosila 25,65 M€.
Uz pretpostavku da finalna potrošnja električne energije svih kupaca u BiH iznosi 12 TWh,
naknada za vjetroelektrane koja bi dodatno financijski opterećivala kupce iznosila bi 0,214
c€/kWh, odnosno 0,42 pfKM/kWh. Uz godišnju potrošnju električne energije od 4.000 kWh,
dodatni godišnji troškovi jednog kućanstva bi iznosili 16,8 KM plus PDV kao naknada za
vjetroelektrane.