indikativni plan razvoja proizvodnje 2020-2029 · 8 slika 3.1. - struktura proizvodnje po mjesecima...
TRANSCRIPT
April 2019.
Indikativni plan razvoja proizvodnje 2020-2029
1
SADRŽAJ
1. UVOD .............................................................................................................................................. 3
2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA ........................................................................ 5
3. OSTVARENJA NA MREŽI PRENOSA U 2018. .................................................................................... 7
3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa ....................................................... 7
3.1.1 Razmjena električne energije sa susjednim sistemima .................................................14
3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije .......................................................................14
3.1.3 Naponske prilike u EES BiH ............................................................................................15
4. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU ................. 17
5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2019. ................................................. 20
6. PROGNOZA POTROŠNJE 2020.-2029. GODINA ............................................................................. 23
6.1 Statistički podaci relevantni za planiranje potrošnje ............................................................ 23
6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim
proizvodom ....................................................................................................................................... 25
6.3 Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže ........................................................................ 26
6.3.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca.................................................................26
6.3.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća..........................28
6.3.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od Korisnika
prenosne mreže ............................................................................................................................30
6.4 Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH .......................................... 31
7. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2020. – 2029. GODINA................................ 34
7.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta ................................. 34
7.2 Procjena konzuma na prenosnoj mreži ................................................................................. 42
8. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE (TYNDP – Ten Year Network
Development Plan) ................................................................................................................................ 44
8.1 Uvodne napomene ................................................................................................................ 44
8.2 CBA metodologija - kriteriji ................................................................................................... 44
8.3 Scenariji ................................................................................................................................. 46
8.3.1 Održiva tranzicija (ST - Sustainable Transition) .............................................................47
8.3.2 Distribuirana proizvodnja (DG – Distributed Generation) .............................................47
8.3.3 Globalna klimatska akcija (GPA – Global Climate Action) .............................................47
8.3.4 Eksterni scenario baziran na EUCO (European Council) 30 ...........................................48
8.4 Ulazni podaci za TYNDP ......................................................................................................... 48
2
8.5 Uloga TYNDP u Evropskoj Uniji .............................................................................................. 49
8.6 Projekti .................................................................................................................................. 50
8.6.1 Projekat 343. DV 400 kV Banja Luka - Lika ....................................................................50
8.6.2 Projekat 227. Transbalkanski koridor ............................................................................53
8.6.3 Projekat 241. Nadogradnja 220 kV vodova između BiH i Hrvatske na 400 kV ..............56
8.6.4 Prekogranični prenosni kapaciteti .................................................................................58
9. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE ................................................................................................................. 60
10. LITERATURA ............................................................................................................................... 62
3
1. UVOD
U skladu sa važećom legislativom, Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini
(NOSBiH) je pripremio Indikativni plan razvoja proizvodnje. Ovaj Plan obuhvata period
2020.-2029. godina i vremenski obuhvat je prilagođen potrebama za izradu Dugoročnog plana
razvoja prenosne mreže u skladu sa važećim Mrežnim kodeksom.
Osnove za izradu Indikativnog plana razvoja proizvodnje su:
Članom 7.11. Zakona o osnivanju Nezavisnog operatora sistema za prenosni sistem u
BiH (Službeni glasnik BiH br. 35/04) definisana je obaveza „Utvrđivanje indikativnog
proizvodnog razvojnog plana s podacima dostavljenim od proizvođača, distributivnih
kompanija i krajnjih korisnika koji su direktno povezani na prenosni sistem.“
Tačkom 3.18. ’’USLOVA ZA KORIŠTENJE LICENCE ZA OBAVLJANJE
DJELATNOSTI NEZAVISNOG OPERATORA SISTEMA’’ definiše se da je
’’Vlasnik licence dužan da utvrdi Indikativni razvojni plan proizvodnje za period od
10 godina sa podacima koje će prikupiti od proizvođača, distributivnih kompanija i
krajnjih kupaca koji su direktno priključeni na prenosni sistem. Plan se svake godine
nadopunjuje narednom godinom koja nije bila obuhvaćena planom. Procedura
proširenja plana je ista kao i kod njegovog donošenja. Indikativni plan razvoja
proizvodnje se dostavlja DERK-u na odobrenje do kraja aprila za narednu godinu.’’
U skladu sa odjeljkom 4.1. Mrežnog kodeksa, cilj desetogodišnjeg Indikativnog plana razvoja
proizvodnje je da pruži informaciju o najavljenim projektima izgradnje novih proizvodnih
kapaciteta koji će biti priključeni na prenosnu mrežu. Indikativni plan razvoja proizvodnje
treba da prioritetno ukaže na zadovoljenje potreba BiH u električnoj energiji i snazi na bazi
korištenja vlastitih resursa, uvažavajući sljedeće elemente planiranja:
Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za pokrivanje vršnog tereta EES BiH
na prenosnoj mreži;
Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za zadovoljenje potražnje za
električnom energijom distributera i direktno priključenih kupaca na prenosnoj mreži;
Određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima uz uvažavanje odobrene vrijednosti
maksimalne snage iz neupravljivih izvora energije (vjetroelektrane i solarne elektrane)
Bilansni suficiti i deficiti sa komentarom o mogućim vrijednostima prekograničnih
prenosnih kapaciteta.
U pripremnoj fazi realizacije Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period
2020.-2029. godina, NOSBiH je krajem oktobra 2018. godine preduzeo sljedeće aktivnosti:
Ministarstvu vanjske trgovine i ekonomskih odnosa BiH, DERK-u, Ministarstvu
energije, rudarstva i industrije FBiH, Ministarstvu industrije, energetike i rudarstva
RS, regulatornim komisijama (FERK i RERS) kao i Vladi Distrikta Brčko upućeni su
dopisi sa obavještenjem o početku procesa pripreme plana;
Svim Korisnicima koji su navedeni u prethodnom planu upućeni su pozivi da dostave
svoje inovirane planove ili potvrde postojeće prijave;
4
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 31.12.2018.godine.
Osim toga, u ovom Indikativnom planu razvoja proizvodnje naveden je kratak osvrt na
aktivnosti ENTSO-E sa aspekta desetogodišnjeg razvoja EES-a na području zemalja članica,
koji se zasniva na kratkoročnim i dugoročnim regionalnim planovima razvoja proizvodnje i
potrošnje svake članice regije, uključujući i aspekte regionalnog tržišta električne energije.
Rezultat ovih aktivnosti su projekti prenosne mreže od evropskog značaja.
Na kraju Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2020.-2029. godina navode se
Zaključci sa preporukama za što efikasniju realizaciju plana kako bi se u narednom periodu
izbjegao uvoz električne energije i poboljšala ukupna energetska situacija u Bosni i
Hercegovini.
5
2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA
Tehnički parametri proizvodnih jedinica priključenih na prenosnoj mreži su prikazani u
Tabelama 2.1, 2.2. i 2.3.
Tabela 2.1. - Hidroelektrane
Sliv Naziv
objekta HE
Instalisana
snaga
agregata
Pmax na
mreži
prenosa
Tehnički
minimum Protok Kote Akumulacija SGP
(MW) (MW) (MW) (m3/s) (m) (GWh/hm3) (GWh)
Trebišnjica
Trebinje I 2x54+1x63 171 2x26+1x28 3x70 352-402 1010,7/1074,6 370-420
Dubrovnik* 1x108+1x126 126 2x55 2x48,5 288-295 8,02/9,30 1.168
Čapljina 2x220 440 2x140 2x112,5 224-231,5 3,43/6.47 400
Neretva
Rama 1x80+1x90 170 2x55 2x32 536-595 530,8/466 731
Jablanica 6x30 180 6x12 6x35 235-270 127,7/288 790
Grabovica 2x57 114 2x25 2x190 154,5-159,5 2,9/5 300
Salakovac 3x70 210 3x35 3x180 118,5-123 5,3/16 460
Mostar 3x24 72 3x12 3x120 74-76,5 0,4/6 310
Vrbas
Jajce I 2x30 60 2x17 2x30 425,8-427,1 2 247
Jajce II 3x10 30 3x5,5 3x27 322-327 0,21 157
Bočac 2x55 110 2x32 2x120 254-282 5,09/42,9 307
Drina Višegrad 3x105 315 3x70 3x270 330,5-336 10,0/101,0 1.108
Lištica Mostarsko blato 2x30 60 2x10 2x18 ▪ ▪ ▪ ▪
Tihaljina Peć-Mlini 2x15,3 30,6 2x4,8 2x15 249-252 0,2/0,74 72-80
Prača Ustiprača 2x3,74 6,90 2x1,2 2x7 395,9-396 0,04 35,35
Dub 2x4,7 9,4 2x1,9 2x7,5 472,9-474 0,24 44,16
Ukupno Pmax 2.104,9
*Proizvodnja generatora 2 iz HE Dubrovnik pripada ERS;
Tabela 2.2.- Termoelektrane
Objekat TE Blok
Instalisana
snaga
agregata
Snaga na
mreži
prenosa*
Tehnički
minimum
Prividna
snaga Vrsta
uglja
Specifična
potrošnja
Prosječna
godišnja
proizvodnja
(MW) (MW) (MW) (MVA) (kJ/kWh) (GWh)
Tuzla G3 100 90 60 118 LM 14.396 300
Tuzla G4 200 180 125 235 LM 12.159 1.020
Tuzla G5 200 180 125 235 LM 12.169 1.030
Tuzla G6 223 200 115 270,6 M 10.703 1.150
TUZLA 730 650
858,6
3.500
Kakanj G5 110 100 60 125 M 11.600 500
Kakanj G6 110 100 55 137,5 M 11.350 500
Kakanj G7 230 208 140 300 M 11.850 1.200
KAKANJ 475 408
562,5
2.200
GACKO G1 300 276 180 353 L 11.520 1.149,40
UGLJEVIK G1 300 279 155 353 M 11.470 1.457,70
STANARI G 300 275 150 353 L ▪ 2.000
Ukupno 1.888
* Uzima se u obzir maksimalna vlastita (sopstvena) potrošnja elektrane;
6
Tabela 2.3.- Vjetroelektrane
Naziv objekta Instalisana snaga
agregata
Nazivna
snaga
Pmax na mreži
prenosa Priključak na mrežu SGP
VE (MW) (MW) (MW) TS (GWh)
VE Mesihovina 22x2,3 50,6 50,6 TS Gornji Brišnik 165,17
VE Jelovača 18x2 36 36 TS Jelovača 110
Ukupno 86,6
7
3. OSTVARENJA NA MREŽI PRENOSA U 2018.
3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prenosa
Ukupno raspoloživa električna energija na prenosnoj mreži u 2018. godini je iznosila
20.427 GWh. Na prenosnoj mreži ukupno je proizvedeno 17.209 GWh, dok je u prenosnu
mrežu injektovano 126 GWh iz distributivne mreže. Iz susjednih sistema je primljeno
3.092 GWh električne energije.
Od ukupno raspoložive električne energije na prenosnoj mreži, distributivne kompanije su
preuzele 9.665 GWh, direktno priključeni kupci na prenosnu mrežu su preuzeli 2.404 GWh,
susjednim sistemima je isporučeno 7.698 GWh, dok su prenosni gubici iznosili 399 GWh,
odnosno 1,95 % od ukupno raspoložive energije na prenosnoj mreži. U 2018. godini PHE
Čapljina je radila u pumpnom režimu i preuzela 137.4 GWh. Vlastita potrošnja elektrana je
iznosila 125 GWh.
Od ukupno proizvedenih 17.209 GWh električne energije na prenosnoj mreži u 2018. godini,
u hidroelektranama je proizvedeno 6.256 GWh, odnosno 36 % električne energije, dok je u
termoelektranama proizvedeno 10.850 GWh, odnosno 63 % električne energije. Od marta
2018.godine u pogonu je VE Mesihovina koja je proizvela 103 GWh električne energije.
Hidrološke prilike u 2018. godini su bile znatno povoljnije u odnosu na 2017. godinu, tako
da je proizvodnja u hidroelektranama bila veća za 64,4 %. U termoelektranama je proizvodnja
bila na nivou iz 2017. godine. Veoma povoljna hidrološka situacija je rezultirala sa 17,66 %
većom proizvodnjom na prenosnoj mreži u odnosu na 2017. godinu.
Struktura proizvodnje električne energije na prenosnoj mreži BiH po mjesecima u 2018.
godini je prikazana na Slici 3.1. Udio kompanija u proizvodnji električne energije u 2018.
godini je prikazan na Slici 3.2.
Potrošnja električne energije u 2018. godini u BiH je manja za 1,67 % od potrošnje u 2017.
godini i iznosila je 12.330 GWh.
U Tabelama 3.1, 3.2. i 3.3. prikazani su relevantni podaci o ostvarenju elektroenergetskog
bilansa na prenosnoj mreži Bosne i Hercegovine u 2018. godini po mjesecima.
Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži u BiH na nivou licenciranih kompanija, te
struktura potrošnje po kategorijama potrošnje i administrativnim jedinicama u BiH, prikazani
su na slikama 3.3. i 3.4.
Vršna satna snaga konzuma na prenosnoj mreži u 2018. godini iznosila je 1.994 MW, dana
18.12.2018. godine u 18. satu, što je smanjenje u odnosu na 2017. godinu za 195 MW.
Minimalna satna snaga od 805 MW zabilježena je 02.05.2018. godine u 4. satu. Istog dana i
sata je bila minimalna potrošnja i u 2017. godini.
8
Slika 3.1. - Struktura proizvodnje po mjesecima u 2018. godini
Slika 3.2. – Udio kompanija u proizvodnji električne energije u 2018. godini
939 917 823 531
753 944 1.057 1.039 952 913 986 996
539 659 1.123
808 499 364
383 367 262 321
427 504
0 0
5
11 6 13 11 7
9 14 14 14
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Mjesec
Struktura proizvodnje po mjesecima u 2018. godini Vjetro
Hidro
TermoGWh
9
Tabela 3.1.- Bilans električne energije na prenosnoj mreži
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2018
Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
(1) HE 539 659 1,123 808 499 364 383 367 262 321 427 504 6,256
(2) TE 939 917 823 531 753 944 1,057 1,039 952 913 986 996 10,850
(3) VE 0 0 5 11 6 13 11 7 9 14 14 14 103
(4) Proizvodnja UKUPNO (1+2+3) 1,478 1,575 1,951 1,350 1,258 1,320 1,451 1,413 1,223 1,248 1,427 1,513 17,209
(5) Enegija primljena iz distributivne mreže 14 10 24 27 9 9 10 4 1 3 7 10 126
Prijem električne energije od susjednih EES
(6) od EES Hrvatske 109 69 98 83 69 40 43 48 55 90 106 176 986
(7) od EES Srbije 81 52 45 101 59 67 112 86 101 151 83 65 1,003
(8) od EES Crne Gore 48 172 183 186 133 66 63 93 57 52 19 29 1,103
(9) Prijem UKUPNO (6..8) 238 292 326 370 262 174 218 227 214 293 208 270 3,092
(10) RASPOLOŽIVA ENERGIJA (3+4+8) 1,729.8 1,877.5 2,300.6 1,746.6 1,528.9 1,503.0 1,679.4 1,644.1 1,438.0 1,544.3 1,641.8 1,793.4 20,427.4
Preuzimanje električne energije sa prenosne mreže
(11) Ditsributivne kompanije 884 841 883 714 727 720 765 788 732 805 833 973 9,665
(12) Direktno priključeni potrošači 217 198 221 209 179 176 206 202 198 204 194 200 2,404
(13) Vlastita potrošnja elektrana 12 10 10 12 9 9 11 12 10 11 9 9 0
(14) Preuzimanje UKUPNO (11+12+13) 1,114 1,049 1,114 934 916 905 982 1,002 941 1,019 1,036 1,182 12,193
Isporuka električne energije za susjedne EES
(15) za EES Hrvatske 324 704 989 701 478 462 564 513 391 330 282 225 5,963
(16) za EES Srbije 55 34 74 38 47 31 12 20 21 22 53 81 489
(17) za EES Crne Gore 190 43 66 32 44 66 86 77 50 120 218 254 1,246
(18) Isporuka UKUPNO (15..17) 570 782 1,129 771 569 559 662 609 463 472 552 560 7,698
(19) Pumpni rad 17 8 3 5 17 12 4 1 6 24 24 16 137
(20) POTREBNA ENERGIJA (14+18+19) 1,700.6 1,839.1 2,245.8 1,710.1 1,502.2 1,476.0 1,647.5 1,612.2 1,409.3 1,515.2 1,612.4 1,758.3 20,028.6
Prenosni gubici
(21) Prenosni gubici (10-20) 29 38 55 36 27 27 32 32 29 29 29 35 399
(22) U odnosu na raspoloživu energiju (21)/(10) 1.69% 2.05% 2.38% 2.09% 1.74% 1.79% 1.90% 1.94% 2.00% 1.88% 1.79% 1.96% 1.95%
GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh
10
Tabela 3.2.- Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2018
HE Jablanica 78 88 115 107 66 36 38 43 48 51 53 74 797.5
HE Grabovica 29 33 51 43 24 13 13 14 16 19 22 28 305.0
HE Salakovac 42 51 83 69 35 15 14 13 15 24 39 37 435.5
HE Višegrad 96 136 200 194 120 77 81 67 29 29 47 77 1152.9
HE Trebinje 1 37 45 117 62 40 40 48 44 18 19 22 36 526.7
HE Trebinje 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0
HE Dubrovnik (G2) 67 72 82 75 41 60 74 75 27 52 67 64 755.9
HE Bočac 32 28 48 42 23 22 19 12 10 8 13 23 279.0
HE Dub 3 3 4 6 6 6 9 5 2 2 2 4 52.6
HE Rama 44 60 68 66 67 43 50 67 71 68 61 66 730.2
HE Mostar 24 28 40 36 21 11 10 10 11 15 23 21 250.1
HE Jajce 1 32 28 42 39 26 22 17 11 7 6 12 22 264.8
HE Jajce 2 9 8 9 9 7 6 6 4 3 3 5 7 76.8
PHE Čapljina 24 45 210 36 15 10 4 2 5 23 41 23 437.5
HE Peć-Mlini 9 15 20 13 4 1 0 0 0 1 8 12 83.7
HE Mostarsko Blato 12 19 35 12 4 2 0 0 0 1 12 11 108.1
HIDROELEKTRANE 538.5 658.7 1,123.4 807.9 499.5 363.9 382.6 366.7 262.2 321.5 427.3 503.9 6256.3
TE Tuzla 259 224 120 72 222 286 325 361 267 347 302 245 3029.1
TE Kakanj 214 224 205 124 83 175 232 289 231 229 250 260 2515.1
TE Ugljevik 179 163 160 154 167 142 152 178 159 46 106 158 1764.9
TE Gacko 133 123 134 137 99 144 146 13 117 158 131 150 1484.5
TE Stanari 155 182 203 43 182 196 202 200 178 134 197 183 2056.0
TERMOELEKTRANE 939.5 916.6 822.8 530.7 752.8 943.6 1057.4 1039.4 951.9 913.1 986.2 995.6 10849.6
VE Mesihovina 0 0 5 11 6 13 11 7 9 14 14 14 103.5
VJETROELEKTRANE 0.0 0.0 5.1 11.4 5.9 12.9 10.9 7.0 9.3 13.7 13.6 13.7 103.5
PROIZVODNJA 1,478.0 1,575.2 1,951.4 1,350.0 1,258.1 1320.5 1450.9 1413.2 1223.5 1248.3 1427.2 1513.3 17209.4
GWh GWh GWh GWh GWh
PROIZVODNJA
GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh
11
Tabela 3.3.- Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2018
GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh
Preuzimanje sa prenosne mreže 1,130.7 1,057.3 1,116.9 939.1 933.0 916.9 985.7 1,003.1 946.6 1,043.4 1,060.2 1,197.9 12,330.8
Distribucija 387.7 364.2 381.6 324.9 328.3 316.9 326.8 340.5 326.1 360.9 367.8 424.7 4,250.5
Direktni potrošači 47.1 45.4 50.9 49.1 19.1 19.1 40.6 37.7 40.9 45.9 45.2 50.4 491.5
Elektrane - vlastita potrošnja 9.4 8.9 9.2 9.4 6.9 7.3 9.3 9.6 8.3 7.9 6.6 7.2 100.1
EPBiH 444.2 418.5 441.8 383.4 354.3 343.4 376.7 387.9 375.3 414.7 419.7 482.4 4,842.1
Distribucija 368.6 356.9 376.5 289.8 295.7 289.8 310.2 313.7 300.9 333.9 350.3 410.1 3,996.4
Direktni potrošači 37.1 32.2 37.0 31.6 30.9 33.2 36.4 37.1 36.1 37.5 36.1 36.3 421.5
Elektrane - vlastita potrošnja 1.8 0.7 0.8 1.8 1.9 1.0 0.8 1.3 1.3 1.9 2.0 1.4 16.9
ERS 407.6 389.7 414.3 323.2 328.5 324.0 347.3 352.1 338.2 373.3 388.4 447.9 4,434.7
Distribucija 128.2 119.8 124.5 99.1 103.2 113.1 128.2 133.5 105.2 110.1 114.9 138.0 1,418.0
Direktni potrošači 0.4 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.3 0.3 0.4 0.3 0.4 4.2
Elektrane - vlastita potrošnja 0.5 0.4 0.3 0.5 0.6 0.7 0.9 1.1 0.7 0.7 0.6 0.7 7.7
Pumpni rad - PHE Čapljina 17.1 8.4 2.7 4.9 17.4 12.2 3.5 1.0 6.0 24.4 24.2 15.6 137.4
EPHZHB 146.2 128.9 127.8 105.0 121.6 126.3 133.0 135.9 112.3 135.7 140.0 154.7 1,567.3
Distribucija 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Direktni potrošači 132.7 120.1 133.0 127.6 128.6 123.2 128.6 127.1 120.8 119.7 112.1 113.0 1,486.7
Elektrane - vlastita potrošnja 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
ALUMINIJ TRADE 132.7 120.1 133.0 127.6 128.6 123.2 128.6 127.1 120.8 119.7 112.1 113.0 1,486.7
POTROŠNJA
12
Slika 3.3. – Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži u 2018. godini
Slika 3.4. – Struktura potrošnje po kategorijama i administrativnim jedinicama
U Tabeli 3.4. prikazani su podaci o mjesečnim maksimalnim i minimalnim satnim i dnevnim
potrošnjama električne energije u 2018. godini.
4.842 GWh; 39%
4.435GWh; 36%
1.567 GWh; 13%
1.487 GWh; 12%
Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži BiH u 2018. g.
EPBiH
ERS
EPHZHB
ALUMINIJ TRADE
13
Tabela 3.4.- Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u 2018. godini
Slika 3.5.- Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u 2018. godini
Na Slici 3.5. data je minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima, dok je u Tabeli
3.5. prikazana karakteristična potrošnja za dane u kojima je postignuta maksimalna odnosno
minimalna satna snaga konzuma, kao i dani sa maksimalnom i minimalnom dnevnom
potrošnjom. Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2018. godini, su pokazani na Slici
3.6.
U danu kada je postignuto vršno opterećenje konzuma, odnos satnog maksimalnog i
minimalnog opterećenja iznosi 1,7 (1.994/1.170). U danu u kome je postignuto minimalno
opterećenje ovaj odnos je 1,74 (1.405/805).
MWh/h DAN SAT MWh/h DAN SAT MWh DAN MWh DAN
Januar 1,855 15.01.2018. 18 981 08.01.2018. 4 37,259 23.01.2018. 32,423 07.01.2018.
Februar 1,992 28.02.2018. 19 1,020 05.02.2018. 4 40,634 27.02.2018. 34,085 04.02.2018.
Mart 1,940 01.03.2018. 19 964 12.03.2018. 4 40,278 01.03.2018. 32,237 11.03.2018.
April 1,662 02.04.2018. 21 885 23.04.2018. 4 32,717 03.04.2018. 28,719 22.04.2018.
Maj 1,481 16.05.2018. 21 805 02.05.2018. 4 30,550 30.05.2018. 24,576 01.05.2018.
Juni 1,563 12.06.2018. 15 847 18.06.2018. 4 31,780 12.06.2018. 27,112 17.06.2018.
Juli 1,651 31.07.2018. 15 904 17.07.2018. 5 33,275 31.07.2018. 28,782 01.07.2018.
August 1,688 20.08.2018. 21 854 27.08.2018. 4 33,736 10.08.2018. 28,115 26.08.2018.
Septembar 1,691 26.09.2018. 20 901 10.09.2018. 4 32,818 28.09.2018. 28,753 16.09.2018.
Oktobar 1,725 24.10.2018. 20 930 29.10.2018. 4 34,275 24.10.2018. 30,284 14.10.2018.
Novembar 1,887 29.11.2018. 18 938 05.11.2018. 4 37,907 30.11.2018. 30,987 04.11.2018.
Decembar 1,994 18.12.2018. 18 1,044 10.12.2018. 4 40,557 20.12.2018. 34,830 09.12.2018.
MAX SATNA POTROŠNJA MIN SATNA POTROŠNJAMAX DNEVNA
POTROŠNJA
MIN DNEVNA
POTROŠNJA
14
Tabela 3.5.- Karakteristične potrošnje električne energije u 2018. godini
Slika 3.6.- Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2018. godini
3.1.1 Razmjena električne energije sa susjednim sistemima
Prema deklarisanim programima razmjene, u elektroenergetski sistem BiH je u 2018. godini,
uvezeno 4.824 GWh, a iz elektroenergetskog sistema BiH izvezeno 9.431 GWh električne
energije. Od toga je u 2018. godini preko prenosne mreže BiH tranzitirano 2.959 GWh
električne energije. Saldo od 4.606 GWh izvezene električne energije predstavlja povećanje
izvoza za 250 % u odnosu na 2017. godinu. Glavni razlog značajnog povećanja izvoza u
2018. godini je povoljna hidrološka situacija u BiH tokom 2018.godine. Saldo deklarisane
razmjene u 2018. godini je prikazan na Slici 3.7.
Slika 3.7. Saldo deklarisane razmjene u 2018. godini
3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije
Ostvareni fizički tokovi električne energije na interkonektivnim dalekovodima u 2018. godini,
daju saldo razmijenjene električne energije regulacionog područja BiH u iznosu od 4.606
GWh u smijeru izvoza. Iz susjednih elektroenergetskih sistema u sistem BiH injektovano je
3.092 GWh, a u druge sisteme isporučeno 7.698 GWh električne energije. Tokovi električne
MWh Dan Sat MWh Dan Sat MWh Dan MWh Dan
1,994 18.12.2018. 18:00 805 02.05.2018. 4:00 40,634 27.02.2018. 24,576 01.05.2018.
Max satna potrošnja Min satna potrošnja Max dnevna Min dnevna
15
energije na granici sa susjednim sistemima su bili takvi da je ukupno u 2018. godini na
granici sa Srbijom u elektroenergetski sistem BiH injektovano 514 GWh električne energije,
dok je isporučeno na granici sa Hrvatskom 4.977 GWh, i na granici sa Crnom Gorom 143
GWh električne energije. Tokovi električne energije na granici sa susjednim sistemima su
prikazani na Slici 3.8.
Slika 3.8. Ostvarena razmjena u 2018. godini
3.1.3 Naponske prilike u EES BiH
Podaci o vrijednostima napona u značajnijim čvorištima 400 kV, 220 kV i 110 kV
elektroenergetskog sistema u BiH dobijaju se preko SCADA/EMS (Supervisory Control And
Data Acquisition / Energy Management System) sistema u NOSBiH, preuzimanjem podataka
iz daljinskih stanica. U periodu od 01.01. do 31.12.2018. godine (8760 sati), analizirane su
satne vrijednosti napona na sabirnicama u transformatorskim stanicama (TS) navedenim u
Tabeli 3.6.
U tabeli je prikazan broj sati rada u 2018. godini, navedenih postrojenja pri naponima iznad
dozvoljenih granica definisanih Mrežnim kodeksom za 400, 220 i 110 kV naponske nivoe.
Pokazan je i procenat trajanja povišenih napona u analiziranoj godini. Takođe u tabeli su
16
prikazani maksimalni naponi (Um) definisani Mrežnim kodeksom i maksimalne vrijednosti
izmjerenih napona (Umm) u 2018. godini.
U 2018. godini su bile naponske prilike slične onima iz 2017. godine, s tim da je u
TS 400/220/110 kV Mostar 4 zabilježen najviši 400 kV napon od razmatranih TS-a, a iznosio
je 441,06 kV i ostvaren je dana 30.10.2018. godine u 5:00 sati. Najviši 220 kV napon je
zabilježen u TS 400/220/110 kV (RP) Trebinje u vrijednosti od 253,33 kV, a ostvaren je dana
02.10.2018. godine u 4:00 h. Takođe, u ovoj TS je zabilježeno najduže trajanje povišenih
napona i na 400 kV i na 220 kV naponskom nivou.
Tabela 3.6. Broj sati rada TS pri naponu većem od maksimalno dozvoljene vrijednosti
TS Naponski
nivo (kV)
Um
(kV)
Broj
sati
kada je
U>Um
Broj
sati u %
kada je
U>Um
Umm
(kV)
Banja
Luka 6
400 420 2259 26% 433.49
110 123 3 0% 123.28
Tuzla 4
400 420 5899 67% 437.06
220 245 780 9% 250.66
110 123 0 0% 121.35
Prijedor 2 220 245 2021 23% 253.92
110 123 2 0% 123.52
Mostar 4
400 420 7343 84% 441.06
220 245 4132 47% 253.19
110 123 7 0% 123.7
Sarajevo
10
400 420 7001 80% 439.79
110 123 419 5% 125.43
Trebinje
400 420 8012 92% 440.42
220 245 4150 47% 253.33
110 123 0 0% 121.87
17
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 2008.-2018. godina, prema godišnjim
izvještajima koje je pripremio NOSBiH.
Takođe, u tabeli su prikazani karakteristični godišnji pokazatelji za period 2008. – 2018.
godina, koji se koriste za određivanje godišnje krive trajanja opterećenja. Pokazatelji se
određuju na osnovu sljedećih formula.
- Faktor godišnjeg opeterećenja konzuma:
𝑇𝑃 =𝑃𝑔
𝑃𝑚𝑎𝑥
- Vrijeme iskorištenja maksimalnog godišnjeg opterećenja:
𝑇𝑔 =𝑊𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑜
𝑃𝑚𝑎𝑥
- Srednje godišnje opterećenje:
𝑃𝑔 =𝑊𝑢𝑘𝑢𝑝𝑛𝑜
8760
Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2018. godina, na
godišnjem nivou, prema izvještajima NOSBiH-a, prikazana je na dijagramu na Slici 4.1.
18
Tabela 4.1.Karakteristični pokazatelji za period 2008. – 2018. godina
R.b. Godina Pozicija
Ostvareno
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
1 Godišnja potrošnja na prenosnoj mreži (MWh) 11.338.800 10.786.500 11.468.900 11.879.700 11.852.941 11.731.960 11.345.564 11.719.300 12.015.388 12.273.863 12.193.404
2 Godišnji stopa rasta potrošnje (%) 4,3 -4,87 6,33 3,58 -0,23 -1,02 -3,29 3,29 2,53 2,16 -0,66
3 Enegija primljena iz distributivne mreže (MWh) 526.900 87.800 84.300 19.791 37.573 58.385 47.493 62.950 97.818 96.129 126.034
4 Proizvodnja na prenosnoj mreži (MWh) 13.270.200 13.994.900 15.553.500 13.694.919 12.233.666 15.711.551 14.472.360 14.165.277 16.054.336 14.626.610 17.209.400
5 Ukupna proizvodnja + (3) (MWh) 13.797.100 14.082.700 15.637.800 13.714.710 12.271.239 15.769.936 14.519.853 14.228.227 16.152.154 14.722.739 17.335.434
6 Gubici na prenosnoj mreži (MWh) 326.500 306.100 337.900 324.169 308.138 343.102 304.185 359.371 333.304 341.520 398.766
7 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (1) (%) 2,88 2,84 2,95 2,73 2,60 2,92 2,68 3,07 2,77 2,78 3,27
8 Pumpni rad 0 0 2.200 21.403 65.970 0 3 13.898 46.214 266.114 137.435
9 Ukupna potrošnja na prenosnoj mreži (1+6+8) 11.665.300 11.092.600 11.809.000 12.203.869 12.227.048 12.075.065 11.649.752 12.092.569 12.394.906 12.881.497 12.729.605
10 Gubici na prenosnoj mreži u odnosu na (5) (%) 2,46 2,19 2,17 2,37 2,52 2,18 2,10 2,53 2,06 2,32 2,30
11 BILANS NA PRENOSNOJ MREŽI (5-9) (MWh) 1.604.900 2.902.300 3.744.500 1.491.050 6.618 3.636.486 2.822.608 2.072.708 3.757.248 1.841.242 4.605.829
12 Vršna snaga konzuma na prenosnoj mreži (MW) 2.117 2.033 2.173 2.150 2.143 2.074 2.207 2.105 2.098 2.189 1.994
13 Angažovana snaga izvora na mreži prenosa (MW) 2.435 2.273 2.870 1.956 1.820 2.119 2.313 1.886 2.007 2.584 2.932
14 Potrebna snaga primarne rezerve (MW) 14 14 14 14 14 14 14 14 16 16 16
15 Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period vršnog opterećenja (MW)
59 57 59 59 59 59 59 55 55 50,5 50
16 Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period nevršnog opterećenja (MW)
59 57 59 59 59 59 59 55 55 32,6 32,6
17 Pozitivna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 250 250 250 250 250 250 250 250 184 196 196
18 Negativna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 66 66
19 BILANS (13-12) (MW) 318 240 697 -194 -323 45 106 -219 -91 395 938
20 Faktor godišnjeg opterećenja konzuma BiH 0,61 0,61 0,61 0,63 0,63 0,65 0,59 0,64 0,65 0,54 0,47
21 Vrijeme iskorištenja maks. god. opterećenja Tg(h) 5.356 5.306 5.277 5.526 5.531 5.657 5.141 5.567 5.727 4.750 4.159
22 Srednje godišnje opterećenje Pg (MW) 1.291 1.231 1.309 1.356 1.349 1.339 1.295 1.338 1.372 1.401 1.392
19
Slika 4.1.- Ukupna godišnja proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990.–2018.godina
20
5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRENOSNOJ MREŽI ZA 2019.
U tabelama 5.1. – 5.4. prikazane su planske vrijednosti proizvodnje i potrošnje električne
energije za 2019. godinu
Tabela 5.1.- Proizvodnja na mreži prenosa
(GWh) UKUPNO
HE Rama 655,0
HE Mostar 242,0
PHE Čapljina 192,0
HE Peć-Mlini 73,0
HE Jajce 1 214,0
HE Mostarsko blato 132,0
Ukupno HE 1.508,0
VE Mesihovina 140,0
Ukupno VE 140,0
Ukupno EP HZ HB 1.648,0
HE Jablanica 717,6
HE Grabovica 287,0
HE Salakovac 407,0
Ukupno HE 1.411,5
TE Tuzla 3.231,5
TE Kakanj 2.227,2
Ukupno TE 5.458,7
Ukupno EP BiH 6.870,2
HE Trebinje 1 302,5
HE Dubrovnik 505,4
HE Višegrad 742,5
HE Bočac 231,4
Ukupno HE 1.781,8
TE Gacko 1.344,0
TE Ugljevik 1.715,0
Ukupno TE 3.059,0
Ukupno ERS 4.840,8
TE Stanari 2.025,0
VE Jelovača 110,0
HE Dub i Ustiprača 52,6
Ukupno HE u BiH 4.754
Ukupno TE u BiH 10.542,7
Ukupno VE u BiH 250,0
Ukupno 15.546,6
Tabela 5.2. Bruto distributivna potrošnja
(GWh) UKUPNO
EP HZ HB 1.381,10
EP BiH 4.746,79
ERS 3.804,98
Distrikt Brčko 282,00
Ukupno bruto distr. potrošnja 10.214,87
Tabela 5.3. Direktni kupci
(GWh) UKUPNO
Aluminij Mostar 1445,40
Željeznica FBiH (EP HZ HB) 6,00
Arcelor Mittal 389,68
Cementara Kakanj 52,00
KTK Visoko 0,50
Prevent CEE 10,67
Željezara Ilijaš 23,76
Željeznice FBiH (EP BiH) 31,50
FG Birač Zvornik 104,40
Željeznica RS 18,20
RS Silicon 214,62
Rudnik Arcelor Mital 23,80
Steelmin BH 224,45
B.S.I. Jajce 227,76
Ukupno direktni kupci 2.772,74
PHE Čapljina (pumpanje) 75,40
EP HZ HB 75,40
EP BiH 0,00
Potrošnja HE, R i TE 17,26
ERS 17,26
Ukupno vlastita potrošnja
elektrana
17,26
Ukupno kupci 2.790,00
21
Tabela 5.4. Ukupna potrošnja u BiH
(GWh) UKUPNO
EP HZ HB 1.456,50
EP BiH 4.746,79
ERS 3.822,24
Distrikt Brčko 282,00
Direktni kupci 2.772,74
Ukupna potrošnja u BiH 13.080,26
22
Podaci iz prethodnih tabela su preuzeti iz Bilansa električne energije na mreži prenosa za
2019. godinu, koji NOSBiH izrađuje na osnovu bilansa potrošnje i proizvodnje električne
energije elektroprivreda u BiH i Distrikta Brčko. Ukupne bilansne vrijednosti su date u
sljedećoj tabeli.
Tabela 5.5. Bilans električne energije za 2019. (GWh)
1. Bruto distributivna potrošnja 10.214,87
2. Vlastita potrošnja elektrana 17,26
3. Direktni kupci 2.772,74
4. Proizvodnja na mreži prenosa 15.546,6
5. Preuzimanje iz susjednih EES na distributivnom nivou 92,37
6. Proizvodnja DHE, MHE i ITE 881,18
7. Gubici prenosa 370,00
8. Isporuka sa mreže prenosa 12.031,32
9. Ukupna potrošnja u BiH 13.004,86
10. Ukupna proizvodnja u BiH 16.427,78
Bilans BiH (10.+5.-9.-7.) 3.145,29
23
6. PROGNOZA POTROŠNJE 2020.-2029. GODINA
6.1 Statistički podaci relevantni za planiranje potrošnje
Zvanični nosioci statističkih aktivnosti u Bosni i Hercegovini su: Agencija za statistiku Bosne
i Hercegovine, Zavod za statistiku Federacije Bosne i Hercegovine, Republički zavod za
statistiku Republike Srpske i Statistički biro Distrikta Brčko, koji je prema Zakonu o statistici
BiH ispostava Agencije za statistiku BiH.
U Tabeli 6.1. je dat pregled potrošnje električne energije na prenosnoj mreži i dostupnih
podataka o osnovnim indikatorima za Bosnu i Hercegovinu, za period 2007.-2018. godina [1],
[2], prema podacima zvaničnih statističkih organizacija (www.bhas.ba).
Tabela 6.1.- Pregled potrošnje električne energije i osnovnih indikatora za Bosnu i Hercegovinu
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Procjena
ukupnog
prisutnog
stanovn.hilj.
3.542 3.542 3.541 3.540 3.538 3.535 3.531 3.526 3.518 3.511 3.511 3.511
BDP u mil.
KM1
22.548
25.519
24.799
25.365
25.231
26.223
26.779 27.359 28.586 29.900 31.332 -
BDP/stan. u
KM 6.366 7.205 7.003 7.165 7.414 7.418 7.584 7.759 8.126 8.516 8.941 -
BDP/stan.
(EUR2) 3.255 3.684 3.581 3.664 3.791 3.793 3.878 3.967 4.155 4.354 4.571 -
Porast BDP
(%) 12,42 13,18 -2,82 2,28 -0,53 3,93 2,12 2,17 4,48 4,60 4,8 -
Potrošnja
el.energije
GWh3
10.871 11.338 10.787 11.469 11.880 11.853 11.732 11.379 11.719 12.015 12.540 12.330
Porast
potrošnje
(%)
0,69 4,2 -4,9 6,3 3,6 -0,2 -1,02 -3,00 2,99 2,53 4,4 -1,67
1Agencija za statistiku BiH –„Bruto društveni proizvod za BiH 2017, Proizvodni pristup, prvi rezultati“, juli 2018. godine 2obračunato po prosječnom godišnjem kursu eura CB BiH 3Potrošnja električne energije na mreži prenosa, uračunat pumpni rad (podaci NOSBiH)
Treba naglasiti da je prema popisu stanovništva iz 1991. godine, na području Bosne i
Hercegovine registrovano 4.377.033 stanovnika. Podaci koji su dati u Tabeli 6.1. za period
2007-2018 predstavljaju procjenu broja stanovnika koje su izvršile statističke organizacije.
Ukupan broj stanovnika u BiH prema podacima Agencije za statistiku BiH je 3.511.372
stanovnika (http://www.bhas.ba/tematskibilteni/DEM_00_2016_TB_0_BS.pdf).
Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2011.-2017.
godine koju objavljuje Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine u svojim saopštenjima
„Statistika energije“ je data u Tabeli 6.2. Iznos finalne potrošnje je nešto manji (cca 10 %) od
egzaktnih podataka o potrošnji električne energije na prenosnoj mreži koje publikuje NOSBiH
24
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 2017. godini domaćinstva učestvuju sa 41,7%,
industrija sa 37,6%, a ostali potrošači uključujući građevinarstvo, saobraćaj i poljoprivredu
učestvuju sa 20,7%.
Najveće učešće u potrošnji električne energije u 2017. godini u industrijskom sektoru ima
industrija proizvodnje metala bez željeza sa 40,4%, dok industrija željeza i čelika učestvuje sa
19,2 %.
Tabela 6.2.– Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2011.-
2017. godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH)
GWh 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
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)
678
89
2.106
189
24
230
84
202
192
137
88
112
750
107
2.041
181
43
206
90
244
238
174
90
133
793
104
1.969
154
35
216
75
195
190
156
84
118
732
108
1.762
156
41
194
95
214
159
148
115
125
773
118
1.712
164
45
201
87
228
202
168
115
118
813
127
1.667
158
50
228
93
255
189
177
101
156
820
136
1.728
168
53
290
92
264
229
179
174
148
Industrija ukupno 3.692 4.131 4.297 4.089 3.849 4.014 4.281
Industrija (%) 35,9% 38,3% 38,7% 37,4% 36,4% 36,2% 37,6%
Saobraćaj 136 139 107 84 80 73 76
Saobraćaj (%) 1,3% 1,3% 0,9% 0,7% 0,8% 0,7% 0,7%
Domaćinstva 4.542 4.541 4.599 4.624 4.605 4.733 4.756
Domaćinstva (%) 43,9% 42,1% 41,4% 42,3% 43,5% 42,7% 41,7%
Građevinarstvo 127 84 86 60 61 65 63
Poljoprivreda 89 94 90 84 53 67 48
Ostali potrošači 1.761 1.799 1.918 2.027 1.939 2.136 2.174
Ostala potrošnja
ukupno 1.977 1.977 2.201 2.255 2.133 2.341 2.285
Ostala potrošnja
ukupno (%) 19,1% 18,3% 19,9% 20,3% 20,1% 21,1% 20,0%
FINALNA
POTROŠNJA 10.347 10.788 11.097 10.933 10.587 11.088 11.398
25
6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim
proizvodom
Teoretski model prognoziranja potrošnje električne energije, na bazi korelacije sa bruto
društvenim proizvodom, se bazira na linearnoj funkcionalnoj povezanosti između potrošnje
električne energije i BDP-a. To znači da je za određeni nivo BDP, potrebno utrošiti i
adekvatnu količinu električne energije.
Prema istraživanjima, postoji visok stepen korelacije između promjena bruto društvenog
proizvoda i promjena u potrošnji električne energije. Konstatovana je pozitivna korelacija, tj.
porast društvenog proizvoda dovodi do porasta potrošnje električne energije sa vrlo visokim
stepenom korelacije (između 0,95 i 0,99). Ovu tezu potvrđuje i vrlo visok stepen elastičnosti
između stope rasta bruto društvenog proizvoda i stope rasta potrošnje električne energije.
Koeficijent elastičnosti se obično kreće od 0,85 do 0,95, što znači da promjena bruto
društvenog proizvoda od 1% izaziva promjene u potrošnji od 0,85 % -0,95 %.
Na slici 6.1. je prikazan uporedni dijagram kretanja BDP (mil.KM) i potrošnje (GWh) u
Bosni i Hercegovini za period 2001.-2017. (2018). godina. U svim posmatranim godinama,
izuzev 2009. i 2012. godine zabilježeni su porast BDP-a i potrošnje električne energije. Samo
u 2013. i 2014. godini je zabilježen porast BDP-a, uz istovremeni pad potrošnje električne
energije.
Ovakva kretanja se direktno odražavaju i na koeficijent elastičnosti koji je za 2005., 2006.,
2007., 2008. i 2009. godinu iznosio 0,62; 0,54; 0,48; 0,44; 0,44, dok je u 2010., 2011., i 2012.
godini iznosio 0,45; 0,47 i 0,45, a u 2013., 2014., 2015., 2016. i 2017. godini 0,44; 0,42;
0,41; 0,40; 0,40. Proračunati srednji koeficijent elastičnosti za period 2005.-2017. godina
iznosi 0,46.
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 2020.-2029. godina.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
GWh, mil.KM
potrošnja el.en. (GWh) BDP (mil.KM)
26
U 2018. godini procjenjen porast BDP-a u Bosni i Hercegovini je 3,2 %, prema najnovijim
prognozama Svjetske banke [Global Economic Prospects 2019., www.worldbank.org], u
2019. godini 3,4%, u 2020. godini 3,9%, i u 2021. godini 4,0%. Prosječan porast BDP-a za
ove četiri godine je 3,6%, pa je to pretpostavljeni porast u periodu 2020-2029. godina.
Uz pretpostavljeni rast BDP od 3,6% i prethodno proračunati koeficijent elastičnosti 0,46
dobijemo poraste potrošnje električne energije od 1,66 % za period 2020-2029. godina.
Tabela 6.3.- Prognoza potrošnje električne energije u BiH na bazi korelacije sa BDP-om
Kod prognoziranja potrošnje električne energije na osnovu korelacije sa bruto društvenim
proizvodom u BiH ima dosta nepoznanica, radi nepoznavanja tačnijih podataka o kretanju
BDP u narednom periodu, ali se gore navedene procjene mogu u kombinaciji sa drugim
metodama koristiti za određivanje okvirnog porasta potrošnje.
6.3 Planovi potrošnje korisnika prenosne mreže
Kao što je već u Uvodu navedeno, NOSBiH je blagovremeno pripremio sve potrebne
elemente kako bi korisnicima prenosne mreže omogućio pravovremeno informisanje o
njihovim obavezama u dostavljanju planskih podataka u skladu sa Zakonom o osnivanju
Nezavisnog operatora prenosnog sistema u BiH i Mrežnim kodeksom.
6.3.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca
U Tabeli 6.4. su prikazani dostavljeni podaci o potrošnji korisnika koji su direktno priključeni
na prenosnu mrežu, a u Tabeli 6.5. maksimalne snage na prenosnoj mreži za period
2020.-2029. godina. Podatke su do utvrđenog roka dostavili Aluminij d.d. Mostar i BSI d.o.o.
Jajce. Takođe, Elektroprivreda RS je dostavila podatke za potrošače Željeznice RS, Alumina
d.o.o. Zvornik i EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o. [3]. Za ostale direktno
priključene kupce kod Plana potrošnje električne energije korišteni su podaci prema Bilansu
za 2019. godinu, dok su za maksimalnu snagu prikazani podaci dostavljeni u
prethodnim Indikativnim planovima. Prema podacima iz Tabele 6.4 za većinu direktno
priključenih kupaca predviđena je konstantna potrošnja tokom posmatranog desetogodišnjeg
perioda, kao i konstantna maksimalna snaga (Tabela 6.5).
Detaljne prijave u skladu sa metodologijom koje su dostavili navedeni korisnici nalaze se u
bazi podataka NOSBiH.
Godina Procjenjeni realni
porast BDP-a
Porast potrošnje
električne energije
2020 3,6% 1,66%
2021 3,6% 1,66%
2022 3,6% 1,66%
2023 3,6% 1,66%
2024 3,6% 1,66%
2025 3,6% 1,66%
2026 3,6% 1,66%
2027 3,6% 1,66%
2028 3,6% 1,66%
2029 3,6% 1,66%
27
Tabela 6.4. Plan potrošnje direktno priključenih kupaca (GWh) za period 2020.-2029. godina
Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Aluminij d.d. Mostar
(b.s.) 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010
Aluminij d.d. Mostar
(v.s.) 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211
Aluminij d.d. Mostar
(n.s.) 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010
B.S.I. d.o.o. Jajce
(b.s.)
225,2 225,2 236,5 225,5 236,5 236,5 236,5 236,5 225,5 225,5
Cementara Kakanj 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0
Arcelor Mital 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68
Željezara Ilijaš 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8
KTK Visoko 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Prevent CEE 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7
Željeznice FBiH 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5
Željeznice RS (b.s.) 23,6 23,9 24,1 24,3 24,6 24,6 25,1 25,4 25,7 25,9
Željeznice RS (v.s.) 23,9 24,2 24,4 24,7 24,9 25,2 25,5 25,7 26,0 26,3
Željeznice RS (n.s.) 23,3 23,5 23,7 23,9 24,2 24,4 24,6 24,9 25,1 25,3
Alumina d.o.o.
Zvornik (b.s.) 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142
Alumina d.o.o.
Zvornik (v.s.) 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1
Alumina d.o.o.
Zvornik (n.s.) 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142
EFT Rudnik i
Termoelektrana
Stanari d.o.o. (b.s.)
0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72
EFT Rudnik i
Termoelektrana
Stanari d.o.o. (v.s.)
0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864
EFT Rudnik i
Termoelektrana
Stanari d.o.o. (n.s)
0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
Rudnik Arcelor
Mital 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8
Steelmin BH 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5
R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6
28
Tabela 6.5.- Maksimalne snage (MW) na prenosnoj mreži za period 2020.-2029.godina-bazni
scenario
Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Aluminij d.d.
Mostar 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0
B.S.I. d.o.o. Jajce 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5
Cementara Kakanj 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3
Arcelor Mital 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0
Željezara Ilijaš 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6
Željeznice RS 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0
Alumina d.o.o.
Zvornik 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0
EFT Rudnik i
Termoelektrana
Stanari d.o.o.
30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0
R-S Silicon d.o.o.
Mrkonjić Grad 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0
Rudnik Arcelor Mital Nisu dostavljani podaci
KTK Visoko Nisu dostavljani podaci
Željeznice F BiH Nisu dostavljani podaci
Prevent CEE Nisu dostavljani podaci
Steelmin BH Nisu dostavljani podaci
6.3.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća
Podatke o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji TS 110/x kV od elektroprivrednih
(distributivnih) preduzeća u Bosni i Hercegovini su u predviđenom terminu dostavile
JP EP BiH, MH ERS i JP EP HZ HB. Podaci nisu dostavljeni od strane JP Komunalno Brčko,
pa su korišteni podaci iz prethodnih Indikativnih planova.
Podaci o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji postojećih transformatorskih stanica
110/x kV, kao i lista prijedloga za izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kV koje je
za Indikativni plan dostavila JP EP BiH, su sastavni dio Priloga [4], a detaljna obrazloženja o
predloženim objektima su data u Studijama/elaboratima koji su dostavljeni Elektroprenosu
BiH. JP EP BiH je za Indikativni plan dostavila podatke o potrošnji TS 110/x kV za period
2020.-2029. godina sa prosječnim rastom do 2,2% za bazni scenario, za optimistički (viši)
scenario 4% a za pesimistički scenario 2%, što su približno isti procenti porasta kao u
prethodnoj godini. Za svaku TS 110/x kV je dostavljena i procjena strukture potrošnje u istom
periodu, kao i maksimalne snage na mreži prenosa. Svi gore navedeni podaci su dio Priloga.
U dostavljenim podacima JP EP HZ HB [5] za svaku postojeću TS 110/x kV data je
prognozirana ukupna potrošnja – bazni scenario na osnovu ostvarene preuzete električne
energije za 2015. godinu i godišnje stope porasta od 1%, koja je uzeta kao najrealnija stopa
budući da posljednjih godina povećanje potrošnje nije prelazilo taj iznos. Procenat stope rasta
– viši scenario je za svaku trafostanicu 110/x kV preuzet iz Integralne studije razvoja JP EP
HZ HB d.d. Mostar 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu - referentni scenario
(S2) razvoja sa stopom od 2%. U dostavljenim podacima kao iznos procenta stope rasta za
niži scenario korišten je iznos od 0,5%. Podaci sistematizovani po županijama su sastavni dio
29
Priloga. Prema Integralnoj studiji razvoja JP EP HZ HB d.d. Mostar 2006. – 2010. godina sa
projekcijom na 2020. godinu planirano je povećanje opterećenja od 2% po svakoj prenosnoj
trafostanici 110/x kV koje je linearno raspoređeno za period 2020-2029. godina. Što se tiče
prognoze strukture potrošnje za referentni scenario (S2) u Studiji energetskog sektora u BiH
predviđa se smanjenje udjela potrošnje domaćinstava s 49% u 2005. godini na 46% u 2020.
godini a povećava udio kupaca na niskom (osim domaćinstava) i srednjem naponu s 32% u
2005. godini na 46% u 2020. godini. Za svaku prenosnu trafostanicu 110/x kV navedena je
ostvarena struktura potrošnje u 2018. godini kao baznoj i linearno primijenjena stopa rasta od
1% po svakoj prenosnoj trafostanici 110/x kV za period 2020-2029. godina.
MH ERS je dostavila podatke o predviđenom rastu potrošnje postojećih TS 110/x kV [3] i to:
za bazni scenario sa prosječnim godišnjim rastom od približno 2,3 %, za viši scenario
približno 3,2 % i niži scenario 1,5 %. U Prilogu se nalaze detaljni podaci prognoze potrošnje
postojećih TS 110/x kV za elektrodistribucije: ZP Elektrokrajina, ZP Elektrodoboj, ZEDP
Elektrobijeljina, ZP Elektrodistribucija Pale, ZP Elektrohercegovina, i novoplaniranih
transformatorskih stanica 110/x kV ZP Elektrokrajina. Prognoze rasta su različite, zavisno od
elektrodistributivnog preduzeća: ZP Elektrokrajina – bazni scenario 2,5 %, viši scenario 3,5%,
niži scenario 1,5 %, ZP Elektrodoboj- bazni scenario 3%, viši scenario 3,5 %, niži scenario
2,5%, ZEDP Elektrobijeljina - bazni scenario 2 %, viši scenario 3%, niži scenario 1 %,
ZP Elektrodistribucija Pale- bazni scenario oko 1 %, viši scenario 1,8 %, niži scenario 0,6 %,
ZP Elektrohercegovina- bazni scenario 1,5 %, viši scenario 2 %, niži scenario 0,5 %. Što se
tiče strukture potrošnje, zavisno od elektrodistribucije za cijeli period je ili ostavljena ista
struktura potrošnje, ili je predviđeno smanjenje udjela potrošnje domaćinstava uz povećanje
udjela industrijske i ostale potrošnje.
Javno preduzeće ''Komunalno Brčko'' d.o.o. – Brčko Distrikt je dostavilo NOSBiH za
Indikativni plan 2015-2024, podatke o sumarnoj potrošnji (MWh) i sumarnoj snazi (MW) za
dvije trafostanice 110 kV (Brčko 1 i Brčko 2). Prosječna stopa rasta za bazni scenario iznosi
1,5 %. Predviđena stopa rasta potrošnje u višem scenariju je 2,25 %, dok je u nižem scenariju
predviđen porast od 1 %.
U Tabeli 6.6. je data prognoza distributivne potrošnje po elektroprivrednim kompanijama.
Prognoza je urađena na osnovu Bilansa električne energije za 2019. godinu i ostvarenja u
2018. godini (EP HZ HB) i prosječnih procenata 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 podataka dostavljenih od elektroprivrednih kompanija može se zaključiti da će
distributivna potrošnja u narednom planskom periodu imati prosječan rast od oko 2% u
baznom scenariju, 3,4% u višem scenariju i 1,6% u nižem scenariju.
U Indikativnom planu nije razmatrana opravdanost izgradnje novih transformatorskih
stanica 110/x kV, koje su elektroprivredne kompanije predložile u svojim planovima
razvoja (date u Prilogu), i ove TS nisu predmet Indikativnog plana razvoja proizvodnje.
Elektroprenos BiH će u skladu sa svojim obavezama i kriterijumima, u Dugoročnim
planovima razvoja prenosne mreže razmatrati izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x
kV i način njihovog priključivanja na prenosnu mrežu.
30
Tabela 6.6. Plan bruto distributivne potrošnje u BiH za period 2020.-2029.godina (GWh)
Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
EP HZ HB (b.s.) 1.432,2 1.446,5 1.461,0 1.475,6 1.490,3 1.505,2 1.520,3 1.535,5 1.550,8 1.566,4
EP HZ HB (v.s.) 1.446,4 1.475,3 1.504,8 1.534,9 1.565,6 1.596,9 1.628,8 1.661,4 1.694,6 1.728,5
EP HZ HB (n.s.) 1.425,1 1.432,2 1.439,4 1.446,6 1.453,8 1.461,1 1.468,4 1.475,7 1.483,1 1.490,5
ERS (b.s.) 3.892,5 3.982,0 4.073,6 4.167,3 4.263,2 4.361,2 4.461,5 4.564,1 4.669,1 4.776,5
ERS (v.s.) 3.926,8 4.052,4 4.182,1 4.315,9 4.454,0 4.596,6 4.743,6 4.895,4 5.052,1 5.213,8
ERS (n.s.) 3.862,1 3.920,0 3.978,8 4.038,5 4.099,1 4.160,6 4.223,0 4.286,3 4.350,6 4.415,9
EP BiH (b.s.) 4.851,4 4.958,2 5.067,2 5.178,7 5.292,7 5.409,1 5.528,1 5.638,7 5.751,4 5.866,5
EP BiH (v.s.) 4.936,9 5.134,4 5.339,7 5.553,3 5.775,5 6.006,5 6.246,7 6.496,6 6.756,5 7.026,7
EP BiH (n.s.) 4.841,9 4.938,8 5.037,6 5.138,3 5.241,1 5.345,9 5.452,8 5.561,9 5.673,1 5.786,6
JP ''K. Brčko'' doo (b.s.) 286,2 290,5 294,9 299,3 303,8 308,4 313,0 317,7 322,4 327,3
JP ''K. Brčko'' doo (v.s.) 288,3 294,8 301,5 308,2 315,2 322,3 329,5 336,9 344,5 352,3
JP ''K. Brčko'' doo (n.s.) 284,8 287,7 290,5 293,5 296,4 299,3 302,3 305,4 308,4 311,5
Ukupno
bazni scenario 10.462,4 10.677,2 10.896,7 11.120,9 11.350,0 11.583,9 11.822,9 12.056,0 12.293,8 12.536,6
viši scenario 10.598,3 10.956,9 11.328,1 11.712,4 12.110,3 12.522,2 12.948,7 13.390,4 13.847,7 14.321,3
niži scenario 10.413,9 10.578,7 10.746,3 10.916,8 11.090,3 11.266,9 11.446,5 11.629,3 11.815,2 12.004,4
6.3.3 Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH na bazi podataka dostavljenih od
Korisnika prenosne mreže
Za ovaj Indikativni plan podatke su poslala sva distributivna preduzeća, osim ''Komunalno
Brčko'' d.o.o., kao i jedan dio direktnih potrošača, na osnovu kojih je urađena prognoza
potrošnje na prenosnoj mreži za period 2020.-2029. godina.
Prognoza distributivne potrošnje je preuzeta iz Tabele 6.6. Što se tiče direktnih potrošača
korištena je prognoza potrošnje prema Tabeli 6.4. (dostavljeni podaci za potrošače: Aluminij
d.d. Mostar, BSI d.o.o. Jajce, Željeznice RS, Alumina d.o.o. Zvornik, EFT Rudnik i
Termoelektrana Stanari d.o.o., dok su ostali direktni potrošači razmatrani sa potrošnjom
prema Bilansu za 2019. godinu). Rezultati za tri scenarija prognoze potrošnje su dati u Tabeli
6.7.
31
Tabela 6.7.- Prognoza potrošnje el.en. na prenosnoj mreži BiH u GWh za period 2020.-2029. na bazi
podataka dostavljenih od Korisnika prenosne mreže
Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Distributivna
potrošnja u BiH
(b.s.)
10.462,4 10.677,2 10.896,7 11.120,9 11.350,0 11.583,9 11.822,9 12.056,0 12.293,8 12.536,6
Direktni potrošači
(b.s.)
3.378,6 3.378,9 3.390,4 3.379,6 3.390,9 3.390,9 3.391,4 3.391,7 3.381,0 3.381,2
Ukupna potrošnja
BiH (b.s.)
13.841,0 14.056,1 14.287,1 14.500,5 14.740,9 14.974,8 15.214,3 15.447,7 15.674,8 15.917,8
bazni scenario (%) 1,6 1,6 1,5 1,7 1,6 1,6 1,5 1,5 1,6
Distributivna
potrošnja u BiH
(v.s.)
10.598,3 10.956,9 11.328,1 11.712,4 12.110,3 12.522,2 12.948,7 13.390,4 13.847,7 14.321,3
Direktni potrošači
(v.s.)
3.587,1 3.587,4 3.598,9 3.588,2 3.599,4 3.599,7 3.600,0 3.600,2 3.589,5 3.589,8
Ukupna potrošnja
BiH
(v.s.)
14.185,5 14.544,3 14.927,0 15.300,6 15.709,7 16.121,9 16.548,8 16.990,6 17.437,3 17.911,1
viši scenario (%) 2,5 2,6 2,5 2,7 2,6 2,6 2,7 2,6 2,7
Distributivna
potrošnja u BiH
(n.s.)
10.413,9 10.578,7 10.746,3 10.916,8 11.090,3 11.266,9 11.446,5 11.629,3 11.815,2 12.004,4
Direktni potrošači
(n.s.)
3.378,2 3.378,4 3.389,9 3.379,1 3.390,4 3.390,6 3.390,8 3.391,1 3.380,3 3.380,5
Ukupna potrošnja
BiH
(n.s.)
13.792,1 13.957,0 14.136,2 14.295,9 14.480,7 14.657,4 14.837,3 15.020,3 15.195,5 15.384,9
niži scenario (%) 1,2 1,3 1,1 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2
Prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina, na
osnovu podataka dostavljenih od korisnika prenosne mreže je u baznom scenariju 1,6 %,
višem scenariju 2,6 %, i nižem scenariju 1,2 %.
6.4 Prognoza potrošnje električne energije na prenosnoj mreži BiH
Prema Mrežnom kodeksu [6], tačka 4.1(6): „Indikativni plan razvoja proizvodnje sadrži tri
scenarija rasta potrošnje u narednih 10 godina (niži, bazni i viši) na bazi informacija o
očekivanom razvoju potrošnje električne energije koje su dostavili Korisnici i vlastitih
analiza.“
Prognoza potrošnje električne energije koja se bazira na predviđenom porastu BDP je data u
poglavlju 6.2, a prosječan godišnji porast iznosi 1,66%.
U poglavlju 6.3 je prezentovana prognoza potrošnje na bazi podataka koje su dostavili
Korisnici prenosne mreže (Tabela 6.7.), a prosječan porast ukupne potrošnje na prenosnoj
mreži BiH za period 2020.-2029.godina u baznom scenariju je 1,6 %, višem scenariju 2,6% i
nižem scenariju 1,2%.
S obzirom da je dio Korisnika, prema procjeni NOSBiH dostavio previsoko procijenjene
prognoze, što je naročito izraženo za niži scenario, urađena je i vlastita analiza, na osnovu
32
istorijskih podataka ostvarenja potrošnje u periodu 2001.-2018. godina. Ekstrapolacijom
preko karakteristične funkcije potrošnje (kriva potencije ili stepena kriva) za razmatrani
period dobije se jednačina krive koja opisuje potrošnju u obliku:
𝑦 = 8813,7 ∙ 𝑥0,1105 Vrijednosti prognozirane potrošnje i godišnjih procenta porasta su date u
Tabeli 6.8. (korištene su za pesimistični-niži scenario prognoze potrošnje).
Bazni scenario potrošnje je urađen usrednjavanjem vrijednosti dobijenih ekstrapolacijom i
prosječnog porasta za bazni scenario prema podacima dostavljenim od Korisnika.
Viši scenario je urađen usrednjavanjem vrijednosti dobijenih prognozom preko BDP-a i
prosječnog porasta za viši scenario prema podacima dostavljenim od Korisnika.
Prognozirane vrijednosti potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029. godina za
gore opisana tri scenarija i ostvarena potrošnja u periodu 2001.-2018.godina su dati u Tabeli
6.8. (na ovu potrošnju treba dodati još gubitke prenosa).
Na taj način dobiju se tri scenarija:
- Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji porast 0,4%)
- Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast 1,0%)
- Optimistični scenario – viši scenario (prosječni godišnji porast 2,1%)
Tabela 6.8. Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH
za četiri scenarija za period 2020. – 2029. godina
Godina Realistični scenario Pesimistični scenario Optimistički scenario
(GWh) Porast (%) (GWh) Porast (%) (GWh) Porast (%)
2001 9.185 3,49%
2002 9.147 -0,41%
2003 9.734 6,42%
2004 10.141 4,18%
2005 10.663 5.14%
2006 10.797 1.26%
2007 10.871 0.69%
2008 11.338 4.30%
2009 10.787 -4.86%
2010 11.469 6.32%
2011 11.880 3.58%
2012 11.853 -0.23%
2013 11.732 -1.02%
2014 11.346 -3.29%
2015 11.719 3.29%
2016 12.015 2.53%
2017 12.274 2.16%
2018 12.193 -0,66% 12.193 -0,66% 12.193 -0,66%
2019 12.295 0,84% 12203 0,08% 12.453 2,13%
2020 12.429 1,08% 12272 0,57% 12.718 2,13%
2021 12.562 1,07% 12339 0,54% 12.989 2,13%
2022 12.695 1,06% 12402 0,52% 13.266 2,13%
2023 12.827 1,05% 12463 0,49% 13.548 2,13%
33
2024 12.960 1,04% 12522 0,47% 13.837 2,13%
2025 13.093 1,03% 12579 0,45% 14.131 2,13%
2026 13.226 1,02% 12633 0,43% 14.432 2,13%
2027 13.360 1,01% 12686 0,42% 14.740 2,13%
2028 13.494 1,00% 12737 0,40% 15.054 2,13%
2029 13.628 0,99% 12787 0,39% 15.374 2,13%
Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2029. godina, za tri scenarija, i
ostvarenje potrošnje u periodu 2001.-2018. godina su dati na slici 6.2.
Slika 6.2. Prognoza potrošnje na prenosnoj mreži BiH za period 2019.-2029. i ostvarenje
potrošnje u periodu 2001.-2018.godina
Potrebno je napomenuti da je ostvarena potrošnja u 2018. godini u iznosu 12.193 GWh
između nižeg (12.124 GWh) i baznog (12.291 GWh) scenarija prethodnog Indikativnog plana
2019-2028.
U početnoj godini prognoze za ovaj Indikativni plan je uzeto ostvarenje iz 2018. godine, tako
da je prognozirana potrošnja u 2019. godini, niža od potrošnje iz Bilansa za 2019. godinu.
Bilans za 2019. godinu je urađen na osnovu podataka dostavljenih od Korisnika
(elektroprivredne kompanije i direktni potrošači).
Prosječni procenti porasta potrošnje u svim scenarijima su približni procentima u prethodnom
Indikativnom planu, a za bazni scenario (1%) znatno niži od prosjeka za period 2001.-
2018.godina (1,83%), što je u skladu i sa ciljevima za postizanje energetske efikasnosti.
Za planski period 2020.-2029.godina je predviđeno da na prenosnoj mreži BiH budu sljedeći
direktni potrošači: Aluminij Mostar, BSI Jajce, Željeznice FBiH, Arcelor Mital Zenica,
Željezara Ilijaš, Cementara Kakanj, Prevent CEE, KTK Visoko, Alumina Zvornik, Željeznice
RS, EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o., Rudnik Arcelor Mital, Steelmin BH i R-S
Silicon Mrkonjić Grad.
5.000
7.000
9.000
11.000
13.000
15.000
17.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
GWh
Realistični scenario Pesimistični scenario Optimistični scenario
34
7. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRENOSNOJ MREŽI 2020. – 2029. GODINA
7.1 Bilansi električne energije i instalisana snaga proizvodnih kapaciteta
Bilansi električne energije za planski period 2020.–2029. godina urađeni su za tri scenarija
potrošnje: „pesimistički” – niži scenario potrošnje, „realistički” – bazni scenario potrošnje i
„optimistički” – viši scenario potrošnje, opisana u poglavlju 6.
Prema Mrežnom kodeksu, tačka 4.1.(6) definiše se bilansiranje novih proizvodnih objekata:
- za vjetroelektrane i solarne elektrane: na osnovu važećih Uslova za priključak na prenosnu
mrežu i Izjave Korisnika o prihvatanju Uslova, i odgovarajuće potvrde nadležne institucije
entiteta da je elektrana unutar maksimalno moguće snage prihvata sa stanovišta mogućnosti
regulacije sistema.
- za sve ostale nove proizvodne objekte, na osnovu važećih Uslova za priključak na prenosnu
mrežu koje je Korisnik prihvatio.
- Eventualni dodatni kriteriji za bilansiranje definišu se u Indikativnom planu razvoja
proizvodnje.“
Novi proizvodni objekti su bilansirani prema Mrežnom kodeksu (na osnovu važećih Uslova
za priključak koje je Korisnik prihvatio), dok su kod vjetroelektrana uzete u obzir i potvrde
nadležnih institucija entiteta. Na taj način, neki objekti koji su bili bilansirani u prethodnim
Indikativnim planovima (HE Mrsovo, TE Banovići, TE Ugljevik 3), a nemaju važeće Uslove
za priključak i nisu podnijeli zahtjev za izdavanje novih Uslova, nisu bilansno uvršteni u ovaj
Indikativni plan.
Godine ulaska u pogon novih proizvodnih objekta u bilansima su date prema podacima
dostavljenim od Korisnika, ili na osnovu revidovanih Elaborata priključka, a za neke
proizvodne objekte prema procjeni NOSBiH (Tabela 7.1). Procjena NOSBiH je urađena na
osnovu dostavljene dokumentacije i praćenja aktivnosti Korisnika na izgradnji proizvodnih
objekata.
Tabela 7.1. Procjena godine ulaska proizvodnih objekata u pogon
Proizvodni
objekat
Prethodni
plan
Dostavljeni
podaci
Procjena NOSBiH
HE Mrsovo 2022 - Nisu uvršteni u bilans radi isteka Uslova za
priključak (15.06.2018.)
HE Vranduk 2022 2022 2025
HE Dabar 2022 2022 2024
TE Banovići 2024 2024 Nisu uvršteni u bilans radi isteka Uslova za
priključak (28.12.2018.)
TE Ugljevik
(blok 3 i 4)
2025 - Nisu uvršteni u bilans radi isteka Uslova za
priključak (26.05.2018.)
TE TO KTG
Zenica
2028 - 2029
35
S obzirom na zavisnost proizvodnje HE od hidroloških prilika, proizvodnja svih HE planirana
je na bazi prosječne hidrološke godine, odnosno podataka koje su dostavile elektroprivredne
kompanije (Tabela 7.2.).
JP Elektroprivreda Bosne i Hercegovine [4], JP Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg
Bosne [5], i MH Elektroprivreda Republike Srpske [3] su za planski period dostavile
podatke za sve proizvodne kapacitete, uključujući i nove bilansirane. Što se tiče izlaska iz
pogona termo blokova JP Elektroprivreda BiH je dostavila sljedeće podatke:
blok 3 TE Tuzla prestaje sa radom u 2024. godini,
blok 4 TE Tuzla u 2024. godini,
blok 5 TE Tuzla u 2025. godini,
blok 5 TE Kakanj u 2024. godini,
blok 6 TE Kakanj u 2027. godini.
Vezano za ulazak u pogon novih blokova, planirana godina ulaska u pogon bloka 7 u TE
Tuzla je 2023. godina, a bloka 8 u TE Kakanj 2025. godine.
U Tabeli 7.2 data je proizvodnja postojećih proizvodnih objekata na prenosnoj mreži BiH,
prema podacima dostavljenim od proizvođača.
Tabela 7.2.- Podaci o proizvodnji HE (GWh)
Naziv objekta
Ostvarena proizvodnja
u 2018. godini na mreži
prenosa
Planirana proizvodnja u
2019. godini na mreži
prenosa
Čapljina 437,50 192,00
Rama 730,20 655,00
Jablanica 797,50 717,60
Grabovica 305,00 287,00
Salakovac 435,50 407,00
Mostar 250,10 242,00
Jajce I 264,80 214,00
Peć-Mlini 83,70 73,00
M.Blato 108,10 132,00
Ukupno FBiH 3.412,4 2.919,6
Višegrad 1152,9 742,50
Bočac 279,00 231,40
Trebinje I 526,7 302,5
Dubrovnik G2 755,9 505,40
Dub i Ustiprača 52,6 35,00
Ukupno RS 2.767,1 1.834,4
UKUPNO BiH 6.179,5 4.754
36
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.
Tabela 7.3.- Tabela Proizvodnja postojećih objekata na prenosnoj mreži BiH za 2020.-2029.godinu
PROIZVODNJA
(GWh)
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
RAMA 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650
ČAPLJINA
200 200 200 200 200 200 200 200 200 200
MOSTAR 247 247 247 247 247 247 247 247 247 247
JAJCE 1 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9
JAJCE 2 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157
PEĆ-MLINI 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82
JABLANICA 717,6 717,6 716 716 716 716 716 716 716 716
GRABOVICA 287 286 286 286 286 286 286 286 286 286
SALAKOVAC 407 407 406 406 406 406 406 406 406 406
TREBINJE 1 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375
DUBROVNIK 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650
VIŠEGRAD 925 925 925 925 925 925 925 925 925 925
BOČAC 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4
MOSTARSKO BLATO 167 167 167 167 167 167 167 167 167 167
DUB I USTIPRAČA 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5
UKUPNO HE 5.455,4 5.454,4 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8
TUZLA G-3 184 148 335 145 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
TUZLA G-4 785 636 386 285 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
TUZLA G-5 882 1.179 1.104 989 449 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
TUZLA G-6 1.264 834 1.238 1.210 1.210 1.153 1.153 1.153 1.153 1.153
KAKANJ G-5 265 261 254 166 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
KAKANJ G-6 615 614 608 608 608 608 299 0,0 0,0 0,0
KAKANJ G-7 1.350 1.144 1.309 1.309 1.309 1.309 1.309 952 952 952
GACKO 1.500 1.500 1.500 1.500 1.350 1.500 1.500 1.500 1.500 1.350
UGLJEVIK 1.650 1.650 1.450 1.650 1.650 1.650 1.650 1.450 1.650 1.650
STANARI 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025
UKUPNO TE 10.518,7 9.991,2 10.209,0 9.887,0 8.601,0 8.245,0 7.936,0 7.080,0 7.280,0 7.130,0
VE MESIHOVINA 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2
VE JELOVAČA 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3
UKUPNO POSTOJEĆI
OBJEKTI 16.241,6 15.713,1 15.928,3 15.606,3 14.320,3 13.964,3 13.655,3 12.799,3 12.999,3 12.849,3
U tabelama 7.4. i 7.5 je data proizvodnja novih HE i TE na prenosnoj mreži BiH prema
podacima dostavljenim od Korisnika.
37
Tabela 7.4.- Proizvodnja novih HE na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina
PROIZVODNJA
(GWh)
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
HE ULOG 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0
HE DABAR 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8
HE VRANDUK 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4
HS LJUTA (I faza) 30,4 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6
HE JANJIĆI 77,3 77,3 77,3 77,3 77,3 77,3
NOVE HE BILANSIRANO 0,0 115,4 119,6 119,6 448,7 545,1 545,1 545,1 545,1 545,1
Tabela 7.5.- Proizvodnja novih TE na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina
PROIZVODNJA
(GWh)
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
TE TUZLA, blok 7 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0
TE KAKANJ, blok 8 1.814,0 1.814,0 1.814,0 1.814,0 1.814,0
KTG ZENICA 3.250,0
NOVE TE BILANSIRANO 0,0 0,0 0,0 2.740,0 2.740,0 4.554,0 4.554,0 4.554,0 4.554,0 7.804,0
Što se tiče bilansiranja novih vjetroelektrana, osim VE Mesihovina koja je već u pogonu, i VE
Jelovača koja je u probnom radu, prema Mrežnom kodeksu uslove za bilansiranje ispunjavaju
još dvije vjetroelektrane (Tabela 7.6), koje osim prihvaćenih Uslova za priključak posjeduju i
potrebne saglasnosti od entitetskih Vlada:
VE Trusina (dopis Ministarstva industrije, energetike i rudarstva RS broj 05.05/312-
146/12 od 06.03.2012. godine),
VE Podveležje (prethodna saglasnost za priključak broj 05-17-2124/14 od 11.09.2014.
godine, izdata od Federalnog ministarstva energije, rudarstva i industrije),
Tabela 7.6. - Proizvodnja novih VE na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina
38
PROIZVODNJA (GWh)
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
VE TRUSINA 160 160 160 160 160 160 160 160 160
VE PODVELEŽJE 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
NOVE VE BILANSIRANO 120 280 280 280 280 280 280 280 280 280
U Tabeli 7.7 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih
bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2020.-2029.godina. Ubačen je i dodatni scenario
proizvodnje bez izgrađenih novih termoelektrana.
Tabela 7.7. Bilansi električne energije na prenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina
POTROŠNJA
(GWh)
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Scenario 1. (niži scenario
potrošnje) 12.272 12.339 12.402 12.463 12.522 12.579 12.633 12.686 12.737 12.787
Scenario 2. (bazni scenario
potrošnje) 12.429 12.562 12.695 12.827 12.960 13.093 13.226 13.360 13.494 13.628
Scenario 3. (viši scenario
potrošnje) 12.718 12.989 13.266 13.548 13.837 14.131 14.432 14.740 15.054 15.374
PROIZVODNJA (GWh)
Novi izvori bilansirani 120,0 395,4 399,6 3.139,6 3.468,7 5.379,1 5.379,1 5.379,1 5.379,1 8.629,1
Proizvodnja bilansirano 16.361,6 16.108,4 16.327,9 18.745,9 17.789,0 19.343,4 19.034,4 18.178,4 18.378,4 21.478,4
Proizvodnja bez izgrađenih
novih TE
16.361,6 16.108,4 16.327,9 16.005,9 15.049,0 14.789,4 14.480,4 13.624,4 13.824,4 13.674,4
Gubici (2,2% u odnosu na
proizvodnju)*
360,0 354,4 359,2 412,4 391,4 425,6 418,8 399,9 404,3 472,5
Scenario 1 (n.s. potrošnje +
gubici)
12.632,0 12.693,4 12.761,2 12.875,4 12.913,4 13.004,6 13.051,8 13.085,9 13.141,3 13.259,5
Scenario 2 (b.s. potrošnje +
gubici)
12.789,0 12.916,4 13.054,2 13.239,4 13.351,4 13.518,6 13.644,8 13.759,9 13.898,3 14.100,5
Scenario 3 (v.s. potrošnje +
gubici)
13.078,0 13.343,4 13.625,2 13.960,4 14.228,4 14.556,6 14.850,8 15.139,9 15.458,3 15.846,5
BILANS Scenario 1 3.729,6 3.415,0 3.566,7 5.870,5 4.875,6 6.338,8 5.982,6 5.092,4 5.237,0 8.218,8
BILANS Scenario 2 3.572,6 3.192,0 3.273,7 5.506,5 4.437,6 5.824,8 5.389,6 4.418,4 4.480,0 7.377,8
BILANS Scenario 3 3.283,6 2.765,0 2.702,7 4.785,5 3.560,6 4.786,8 4.183,6 3.038,4 2.920,0 5.631,8
*gubici u iznosu 2,2% u odnosu na proizvodnju su proračunati prema ostvarenjima iz prethodnih godina i Bilansu električne energije za 2019. godinu.
Na Slici 7.1 su data tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih
bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2020.-2029.godina, kao i dodatni scenario
proizvodnje bez izgrađenih novih termoelektrana.
39
Slika 7.1.– Tri scenarija potrošnje i dva scenarija proizvodnje (sa i bez izgrađenih novih TE)
postojećih i novih bilansiranih proizvodnih objekata za period 2020.-2029.godina
Bilansi za scenarije 1, 2 i 3 urađeni su tako da su se upoređivali viši, bazni i niži scenariji
potrošnje (sa gubicima) sa dva scenarija proizvodnje postojećih i novih bilansiranih kapaciteta
(sa i bez izgrađenih novih termoelektrana). Provedene analize upućuju na zaključak da je za
sve scenarije potrošnje i planiranu proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih
kapaciteta sa izgrađenim novim termoelektranama, zadovoljen bilans električne energije kao i
da postoje značajni viškovi. Međutim, u slučaju da ne dođe do izgradnje novoplaniranih
termoelektrana, radi gašenja pet postojećih blokova u TE Tuzla i TE Kakanj bilans električne
energije za viši scenario potrošnje će biti negativan već od 2026. godine, a za bazni scenario
od 2027. godine, tj. proizvodnja neće moći zadovoljiti potrošnju električne energije u BiH. U
tom slučaju Bosna i Hercegovina bi od izvoznika postala uvoznik električne energije.
U tabeli 7.8. prikazane su instalisane snage proizvodnih kapaciteta na prenosnoj mreži Bosne i
Hercegovine, kao i snage na pragu elektrana uvažavajući planirane godine puštanja u pogon
novih (Slika 7.2.) i izlazak iz pogona proizvodnih kapaciteta kojima ističe životni vijek.
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
GWh
godina Scenario 1. Niži scenario potrošnje
Scenario 2. Bazni scenario potrošnje
Scenario 3. Viši scenario potrošnje
Proizvodnja bilansirano
Proizvodnja bez izgrađenih novih TE
40
Tabela 7.8.- Instalisane snage proizvodnih kapaciteta za period 2020.-2029. godina
Novi kapaciteti 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
HE ULOG 35,12
HE VRANDUK 19,6
TE TUZLA, blok 7 450
(410*)
TE KAKANJ, blok 8
300
(270*)
TE-TO KTG ZENICA
387,5
(373,1*)
VE TRUSINA
49,5
HE DABAR 159,2
VE PODVELEŽJE 48
HS LJUTA (I faza) 7,66 1,045
HE JANJIĆI 16,9
Novi bilansirano: 48,0 92,3 1,0 450,0 176,1 319,6 0,0 0,0 0,0 387,5
Kumulativno novi –inst.sn. 48,0 140,3 141,3 591,3 767,4 1.087,0 1.087,0 1.087,0 1.087,0 1.474,5
Postojeći objekti (bazna 2018.
godina- inst.snaga) 4.265,0 4.265,0 4.265,0 4.265,0 3.855,0 3.655,0 3.655,0 3.545,0 3.545,0 3.545,0
Postojeći objekti (bazna 2018.
godina- snaga na pragu) 4.080,0 4.080,0 4.080,0 4.080,0 3.710,0 3.530,0 3.530,0 3.430,0 3.430,0 3.430,0
UKUPNO BILANS- inst.snaga 4.313,0 4.405,3 4.406,3 4.856,3 4.622,4 4.742,0 4.742,0 4.632,0 4.632,0 5.019,5
UKUPNO BILANS- snaga na
pragu* 4.164,0 4.256,3 4.436,1 4.846,1 4.493,0 4.583,0 4.583,0 4.483,0 4.483,0 4.856,5
*snaga na pragu elektrane (maksimalna snaga na mreži prenosa)
Na Slici 7.2 data je dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz
pogona postojećih kapaciteta prema podacima dostavljenim od proizvođača, odnosno procjeni
NOSBiH (TE-TO KTG Zenica, HE Vranduk, HE Dabar).
Slika 7.2.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta
i izlaska iz pogona postojećih kapaciteta
blok 8 TE Kakanj
HE
Vranduk
HE Dabar
HE Janjići
Tuzla G3
Tuzla G4
Kakanj G5
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
202
0
202
1
202
2
202
3
202
4
202
5
202
6
202
7
202
8
202
9
(MW)
godina
VE
Podveležje HE Ulog
blok 7 TE Tuzla TE-TO KTG Zenica
VE Trusina HS Ljuta
Tuzla G5
Kakanj G6
41
U Tabelama 7.9, 7.10. i na Slikama 7.3. i 7.4. je data proizvodnja električne energije na
prenosnoj mreži BiH i instalisana snaga po izvorima: termoelektrane (TE), obnovljivi izvori
(HE+VE), i PHE.
Tabela 7.9. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora
PROIZVODNJA
(GWh)
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
TE 10.518,7 9.991,2 10.209,0 12.627,0 11.341,0 12.799,0 12.490,0 11.634,0 11.834,0 14.934,0
PHE ČAPLJINA 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0
OBNOVLJIVI IZVORI 5.642,9 5.917,2 5.918,9 5.918,9 6.248,0 6.344,4 6.344,4 6.344,4 6.344,4 6.344,4
PROIZVODNJA
UKUPNO 16.361,6 16.108,4 16.327,9 18.745,9 17.789,0 19.343,4 19.034,4 18.178,4 18.378,4 21.478,4
Slika 7.3. Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period 2020.-
2029. godina
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
GW
h
godina Proizvodnja ukupno
TE
PHE ČAPLJINA
OBNOVLJIVI IZVORI
42
Tabela 7.10. Instalisane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH
(MW) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
TE 2.073,0 2.073,0 2.073,0 2.523,0 2.113,0 2.213,0 2.213,0 2.103,0 2.103,0 2.490,5
PHE ČAPLJINA 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0
OBNOVLJIVI IZVORI 1.800,0 1.892,3 1.893,3 1.893,3 2.069,4 2.089,0 2.089,0 2.089,0 2.089,0 2.089,0
UKUPNO 4.313,0 4.405,3 4.406,3 4.856,3 4.622,4 4.742,0 4.742,0 4.632,0 4.632,0 5.019,5
Slika 7.4. Instalisana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora za period
2020.-2029. godina
7.2 Procjena konzuma na prenosnoj mreži
Sa aspekta zadovoljenja bilansa snaga, prema kriterijima ENTSO-E, kao referentni vremenski
presjeci smatraju se treća srijeda u januaru u 11:00 i 19:00 sati i treća srijeda u julu u 11:00
sati (CET).
U skladu s tim, a na bazi raspoloživih podataka EES BiH, postignuta satna opterećenja
konzuma BiH na prenosnoj mreži za 2017. i 2018. godinu su:
(MWh/h)
Januar 2017. 11:00 1.891
19:00 1.989
Juli 2017. 11:00 1.446
Januar 2018. 11:00 1.715
19:00 1.811
Juli 2018. 11:00 1.488
0,0
1.000,0
2.000,0
3.000,0
4.000,0
5.000,0
6.000,0
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
(MW
)
godina
TE PHE ČAPLJINA OBNOVLJIVI IZVORI UKUPNO
43
Maksimum za 2018. godinu od 1.994 MWh/h postignut je 18. decembra u 18 sati, što je veće
za 0,2% od satnog opterećenja za ''treću srijedu u januaru''. U Tabelama 7.10. i 7.11.
prikazane su vrijednosti maksimalnih i minimalnih jednovremenih snaga konzuma BiH na
prenosnoj mreži za posljednjih 7 godina i procentualne razlike u odnosu na prethodnu godinu.
Tabela 7.11. Maksimalne jednovremene snage konzuma
Godina 10.02.2012.
18-ti sat
24.12.2013.
18-ti sat
31.12.2014.
18-ti sat
31.12.2015.
18-ti sat
31.12.2016.
18-ti sat
11.01.2017.
18-ti sat
18.12.2018.
18-ti sat
Pmax (MW) 2.143 2.074 2.207 2.105 2.098 2.189 1.994
% -0,33 -3,22 6,4 -4,6 -3,3 4,3 -8,9
Tabela 7.12. Minimalne jednovremene snage konzuma
Godina 21.06.2012.
5-ti sat
02.05.2013.
6-ti sat
05.08.2014.
6-ti sat
02.05.2015.
4-ti sat
23.05.2016.
4-ti sat
02.05.2017.
4-ti sat
02.05.2018.
4-ti sat
Pmin (MW) 833 866 833 858 845 847 805
% -4,47 3,96 -3,8 3,0 -1,5 0,2 -4,95
Iz gornjih tabela je očigledno da nema kontinuiteta u vrijednostima jednovremenih snaga
konzuma BiH na prenosnoj mreži. Na osnovu scenarija rasta potrošnje, rast maksimalnih
snaga je procijenjen na 1,0 % godišnje, a rast minimalnih snaga na 2,1%. S obzirom da je u
2018. godini zabilježen pad maksimalne snage konzuma za 8,9%, kao početna vrijednost za
prognozu uzeto je ostvarenje iz 2017. godine (2.189 MW).
U Tabeli 7.13. je prikazana procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na
prenosnoj mreži za period 2020.-2029. godina.
Tabela 7.13. Procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na prenosnoj mreži
(MW) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Vršna snaga
konzuma na
prenosnoj mreži
2.211 2.233 2.255 2.278 2.301 2.324 2.347 2.370 2.394 2.418
44
8. ENTSO-E DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE (TYNDP – Ten Year Network Development Plan)
8.1 Uvodne napomene
Desetogodišnji plan razvoja ENTSO-E obuhvata scenarije koji daju detaljan pregled moguće
energetske budućnosti do 2040. godine, izgrađene na realističnim i tehničkim osnovama
baziranim na politikama budućnosti sa ambicijama smanjenja emisija od 80 do 95% u skladu
s EU ciljevima za 2050. godinu.
Projekti koji se odnose na prenos su po svojoj prirodi višenamjenski. Originalno, glavni cilj
interkonekcija je bio doprinos sigurnosti snabdjevanja. Interkonektori su građeni da dozvole
međusobnu podršku u slučaju prekida snabdjevanja, time osiguravajući pouzdanost
snabdjevanja. Njihova uloga u povećanju socijalne dobrobiti je povećala pažnju u zadnjih 20
godina. U skorije vrijeme, s obzirom na ciljeve EU koji se odnose na integraciju električne
energije iz obnovljivih izvora i ublažavanje emisije CO2 pojavljuju se novi motivi za prenosne
projekte. Svaki projekat uključen u plan je procjenjen upotrebljavajući pan-evropsku CBA
(cost-benefit analysis) metodologiju.
8.2 CBA metodologija - kriteriji
Ova metodologija je razvijana oko tri godine na osnovu sugestija aktera, konsultacija s
članicama unije i nacionalnih regulatora. Regulativa (EC) 347/2013 daje mandat ENTSO-E
da da nacrt evropske CBA metodologije koja će se kasnije upotrebljavati za procjenu TYNDP
planova. Prvi zvanični nacrt je objavljen 5.2.2015. godine i kasnije je korišćen za izradu
TYNDP 2014 i 2016. ENTSO-E je zabilježio uticaj rezultata korišćene metodologije na
projekte Evropske komisije od zajedničkog interesa (EC PCI). Iskustvo je pokazalo potrebu
za izradom nove metodologije koja dozvaljava dosljedniju i sveobuhvatniju procjenu, uz opšti
pristup koji podrazumijeva selekciju i definisanje projekta, uz opis scenarija koji su unutar
okvira TYNDP. Ovaj vodič je korišćen pri izradi TYNDP 2018.
U metodologiji su definisani kriteriji za procjenu troškova i benefita projekata. Svaki projekat
je procjenjen s osam indikatora za benefit, dva za troškove i tri za ostale uticaje. Benefit može
biti negativan, npr. povećanje emisije CO2 ili gubitaka prenosa. Na sljedećoj slici su prikazani
kriteriji za procjenu projekata.
45
Slika 8.1. Kriteriji za procjenu projekata
Kategorije za benefit su definisane na sljedeći način:
B1. Socijalno ekonomska dobrobit (Socio-economic welfare (SEW)) ili integracija tržišta je
okarakterisana sa sposobnošću projekta za smanjenje zagušenja. Ovo obezbjeđuje povećanje
prenosnih kapaciteta koji čine mogućim povećanje komercijalnih razmjena, tako da tržište
električne energije može trgovati električnom energijom na ekonomičniji i efikasniji način.
B2. Varijacija CO2 (CO2 Variaton) predstavlja promjenu u emisijama CO2 u
elektroenergetskom sistemu usljed izgradnje projekta. Ovo je posljedica promjena u
dispečiranju proizvodnje i otključavanju potencijala obnovljivih izvora. Cilj smanjenja
emisija CO2 je eksplicitno uključen kao jedan od ciljeva EU 20-20-20 i stoga je prikazan kao
poseban indikator.
B3. Integracija obnovljivih izvora (RES integration). Doprinos integraciji obnovljivih
izvora se definiše kao sposobnost sistema za priključenje nove RES proizvodnje. RES
integracija je jedan od ciljeva EU 20-20-20.
B4. Varijacije u socijalnoj dobrobiti (Variation in societal well-being) kao rezultat
varijacija u emisijama CO2 i RES integraciji je povećanje u socijalnoj dobrobiti, izvan
ekonomskih ostvarenja, koji su obuhvaćeni u proračunu SEW (indikator B1). Evolucija
emisija CO2 i RES integracija u elektroenergetski sistem koji su prouzrokovanim projektima
su djelimično uzeti u proračun SEW. Varijacija emisija CO2 i RES integracija rezultuje
varijacijom troškova proizvodnje i troškova emisije usljed promjena u energiji izazvanim
promjenama nenultih varijabilnih trškova konvencionalnih generatora i troškova emisija
(karbonske takse ili prava pod ETS (Emissions Trading Scheme)) respektivno, i stoga utiče na
sistemske troškove. Ovo neće moći reflektovati u potpunosti socijalne troškove emisija CO2
tj. šteta izazvana emitovanjem jedne tone CO2 nije obavezno reflektovana troškom sertifikata
emisije koje proizvođači moraju da plate. Ovi budući efekti se izloženi pod ovim indikatorom.
B5. Prenosni gubici (Grid losses) je trošak kompenzovanja toplotnih gubitaka u sistemu
zbog projekta. Ovo je indikator energetske efikasnosti i izražen je kao trošak u EUR/god.
46
B6. Sigurnost snabdjevanja: Adekvatnost potrošnje (Adequcy). Adekvatnost potrošnje
karakteriše uticaj projekata na sposobnost elektroenergetskog sistema da obezbijedi adekvatno
snabdjevanje električnom energijom odnosno pokrivanja potrošnje u toku produženog
vremenskog perioda. Promjenljivost klimatskih efekata na potrošnju i obnovljive izvore se
uzimaju u obzir.
B7. Sigurnost snabdjevanja: Fleksibilnost (Flexibility). Fleksibilnost sistema karakteriše
uticaj projekata na kapacitet elektroenergetskog sistema da se prilagodi brzim i dubljim
promjenama prema potrošnji u kontekstu veće integracije neupravljivih izvora.
B8. Sigurnost snabdjevanja: Stabilnost (Stability). Stabilnost sistema karakteriše uticaj
projekata na sposobnost elektroenergetskog sistema da osigura snabdjevanje električnom
energijom po tehničkim kriterijima.
Kategorije za troškove su sljedeće:
C1. Kapitalni troškovi (CAPEX). Ovaj indikator daje kapitalne troškove nekog projekta,
koji uključuje elemente kao što su troškovi dobivanja dozvola, izrade studija izvodljivosti,
dobivanja dozvola za puteve, troškovi za zemljište, pripremni radovi, projektovanje,
demontiranje, kupovina i instalacija opreme. CAPEX se određuje analognom procjenom
(bazirano na informacijama prethodnih sličnih projekata) i parametarske procjene (bazirano
na javnim informacijama o troškovima sličnih projekata). CAPEX se izražava u EUR.
C2. Operativni troškovi (OPEX). Ovi troškovi se baziraju na operativnim troškovima i
troškovima održavanja. OPEX svih projekata mora biti dat na stvarnim osnovama troškova s
uvažavanjem respektivne studijske godine i izražava se u EUR.
Ostali troškovi su sljedeći:
S1. Uticaj okoline (Environmental) karakteriše ostale uticaje projekta koji su procjenjeni
kroz preliminarne studije, ciljano dajući mjere osjetljivosti okoline koji su vezane za projekat.
S2. Ostali socijalni uticaj (Residual) karakteriše uticaj projekta na lokalnu populaciju koja je
pogođena projektom koji su procijenjeni kroz preliminarne studije, ciljano dajući mjere
socijalne osjetljivosti koji su vezani za projekat.
S3. Drugi uticaji (Other) daju indikator koji obuhvata sve druge uticaje projekta.
8.3 Scenariji
TYNDP 2018 scenariji pokrivaju period od 2020. do 2040. godine. Period od 2020. i 2025.
godine je označen kao najbolje procjenjeni scenarij zbog manjeg nivoa neizvjesnosti. Pošto se
neizvjesnosti povećavaju sa povećanjem vremenskog horizonta, scenariji za 2030. i 2040.
godinu su dizajnirani s evropskim ciljevima 2050. Analiza osjetljivosti koja se odnosi na
prioritet uglja i gasa u energetskom sektoru je uključena za 2025. godinu prateći ulaze
zainteresovanih strana koji se odnose na neizvjesnosti cijena. Ovo je opisano kao 2025 CBG
(coal before gas) i 2025 GBC (gas before coal).
47
Slika 8.2. Scenariji za TYNDP 2018. s udjelom raspodjele potrošnje električne energije i
gasa
Scenariji za 2030. i 2040. godinu su sljedeći:
8.3.1 Održiva tranzicija (ST - Sustainable Transition)
Održiva tranzicija traži brzo i ekonomsko održivo smanjenje emisije CO2 zamjenom uglja i
lignita s gasom u elektrosektoru. Takođe gas mijenja upotrebu nafte u teškim transportima i
brodovima. Elektrifikacija grijanja i transporta se razvija sporijim tempom od drugih
scenarija. U ovom scenariju, dostizanje EU cilja (80-95% smanjenja CO2 do 2050) zahtjeva
brzi razvoj u toku 2040-tih.
8.3.2 Distribuirana proizvodnja (DG – Distributed Generation)
Prosumersi (istovremeno proizvođači i potrošači) su u centru – mali proizvođači, baterije i
društva za prebacivanje vrste goriva su angažovani i osnaženi. Ovo predstavlja
decentralizovaniji razvoj s fokusom na tehnologije krajnjeg korisnika. Smart tehnologija i
uređaji sa dualnim gorivom kao što su hibridne toplotne pumpe dozvoljavaju prebacivanje
energetskih zavisnosti na tržišne uslove. Ovdje se vidi visok stepen upotrebe električnih
vozila zajedno sa PV ćelijama i baterijama rasprostranjenim po zgradama. Ovaj razvoj vodi
do visokih nivoa raspoloživosti odziva od strane potrošača.
8.3.3 Globalna klimatska akcija (GPA – Global Climate Action)
Potpuna globalna dekarbonizacija, veća razmjera razvoja obnovljivih izvora u oba sektora
(električna energija i gas). Ovdje se naglašava veća razmjera upotrebe obnovljivih izvora, čak
i nuklearne energije u elektrosektoru. Zagrijavanja domaćinstava i preduzeća postaje sve više
na bazi električne energije dok se potrošnja gasa stabilno smanjuje. Dekarbonizacija
transporta se dostiže upotrebom kako električnih vozila tako i vozila na gas. Energetska
efikasnost utiče na sve sektore, dok se predviđa ekspanzija proizvodnih gasnih kapaciteta.
48
8.3.4 Eksterni scenario baziran na EUCO (European Council) 30
EUCO 30 je glavni scenario politike Evropske komisije. Scenario modeluje dostignuća
klimatskih i energetskih ciljeva za 2030. godinu, kao što je dogovoreno s Evropskom
komisijom u 2014. godini, uključujući cilj energetske efikasnosti od 30%.
8.4 Ulazni podaci za TYNDP
Zbog velikog obima podataka ulazni podaci za pojedine zemlje za sve scenarije se mogu
vidjeti na na veb adresi https://tyndp.entsoe.eu/tyndp2018/scenario-report/.
Slika 8.3. Bilans zemalja prema scenarijima
49
8.5 Uloga TYNDP u Evropskoj Uniji
Poziv za projekte, kao opšti zadatak ENTSO-E, je u skladu s regulativom (EC) 714/2009 i
(EU) 347/2013. Pravna osnova ukazuje da bi TYNDP trebao pomoći u identifikaciji
infrastrukturnih projekata koji su ključni za dostizanje klimatskih i energetskih ciljeva u EU.
Takvi projekti, poznati kao projekti od zajedničkog interesa (PCI) se selektuju iz
sveobuhvatne liste projekata u okviru TYNDP. Svake dvije godine Evropska komisija koristi
informacije poslednjeg TYNDP, posebno o individualnim projektima kao dio svoje selekcije i
usvajanja nove dvogodišnje liste PCI projekata. Od momenta kada jedan projekat postane
PCI, mogu se koristiti povoljnosti kao što su ubrzanje planiranja i izdavanja dozvola. PCI ima
stoga specijalni status između svih projekata u TYNDP.
TYNDP, kroz jedinstven pristup podacima, učešćem zainteresovanih strana i analitičkim
sposobnostima, obezbjeđuje jednu transparentnu sliku evropske električne prenosne mreže.
Na ovaj način se podržava donošenje odluka koje vode do strateških investicija na
regionalnom i evropskom nivou. Pregled procesa procjene u sklopu TYNDP i identifikacije
PCI projekata je dat na sljedećoj slici.
Slika 8.4. Ulazni parametri PCI procesa
50
8.6 Projekti
Slika 8.5. Mapa svih projekata u TYNDP
CBA analiza je provedena za tri klimatska uslova: osunčanost, temperatura i brzina vjetra sa
obrascima za 1982, 1984 i 2007 godinu. Za svaki ovaj uslov i za svaki scenarij prikazane su
promjene za SEW, CO2 i RES.
8.6.1 Projekat 343. DV 400 kV Banja Luka - Lika
Doprinos projekta je pojačanje prenosne mreže u Hrvatskoj na glavnom pravcu sjever-jug u
paraleli s istočnom jadranskom obalom koji omogućava dodatne prenosne električne energije
na veće daljine, uključujući i prekogranične, iz postojećih i novih planiranih obnovljivih
izvora (vjetroparkova) i konvencionalnih elektrana (hidro i termo) u Hrvatskoj (priobalni dio)
i BiH prema većim konzumnim područjima u Italiji (preko Slovenije) i sjeverne Hrvatske.
Povećanje prenosnih kapaciteta će podržati integraciju tržišta (naročito između Hrvatske i
BiH) poboljšanjem sigurnosti napajanja (i za vanredne situacije), dostizanjem veće
raznovrsnosti snabdjevanja/proizvodnje i ruta, povećanjem elastičnosti i fleksibilnosti
prenosne mreže.
Projekat implicira povećanje prenosnih kapaciteta između Hrvatske i BiH izgradnjom nove
TS 400/110 kV Lika i veze prema postojećoj TS 400/220/110 kV Melina i TS 400/220/110
51
kV Konjsko, kao i prema postojećoj TS 400/110 kV Banja Luka. Promoteri projekta su
HOPS i NOSBiH/Elektroprenos BiH.
Slika 8.6. Projekat 343
Elemenat Trenutni
status
Očekivana
godina puštanja
u pogon
Evolucija Opis
DV 400 kV
Banja Luka (BA)
– Lika (HR)
Studija
izvodljivosti u
radu
2028*/2030
Investicija
pomjerena s
2022.
Novi
interkonektivni
vod
DV 400 kV Lika
(HR) – Melina
(HR)
Studija
izvodljivosti u
radu
2028*/2030
Investicija
pomjerena s
2022.
Zamjena
postojećeg 220 kV
voda
DV 400 kV Lika
(HR) – Konjsko
(HR)
Studija
izvodljivosti u
radu
2028*/2030
Investicija
pomjerena s
2022.
Zamjena
postojećeg 220 kV
voda
TS Lika (HR)
400/110 kV
Studija
izvodljivosti u
radu
2027/2029
Investicija
pomjerena s
2022.
Nova TS
*Vremenski obuhvat studije izvodljivosti je 2028. godina u skladu sa važećim planskim dokumentima
8.6.1.1 Benefiti projekta 343
Projekat ima pozitivan uticaj na povećanje SEW za sve scenarije, takođe s rezultatima koji
pokazuju benefite u RES integraciji, naročito za 2030 DG što je u skladu s prirodom samog
scenarija. Projekat implicira povećanje emisije CO2 u većini scenarija, usljed povećanog
52
angažmana termoelektrana u regionu koji su predviđeni scenarijima. Doprinos je i u
povećanju NTC na granici u oba smjera (BA – HR 298 MW; HR – BA 644).
Razmatrajući SoS indikatore, projekat doprinosi stabilizaciji napona na prenosnoj mreži u
obje zemlje. Takođe, važno je napomenuti da projekat pojačava prenosnu mrežu u Hrvatskoj,
pri čemu se omogućavaju dodatni prenosi električne energije iz postojećih i novih planiranih
(RES i konvencionalnih) elektrana u Hrvatskoj i BiH prema većim konzumnim područjima u
Italiji, preko Slovenije i sjeverne Hrvatske.
Slika 8.7. CBA indikatori za projekat 343
53
8.6.2 Projekat 227. Transbalkanski koridor
Cilj projekta je povećanje prenosnih kapaciteta u Srbiji i olakšavanje razmjene električne
energije između sjeveroistočnog i jugozapadnog dijela Evrope. Projekat će omogućiti bolju
povezanost istočnog Balkana i Italije preko 400 kV mreže i i 500 kV podmorskog kabla.
Tokovi snaga iz 220 kV mreže će se podijeliti na 400 kV mrežu između Srbije, BiH i Crne
Gore.
Promoteri projekta su EMS, NOSBiH/Elektroprenos BiH, CGES
Slika 8.8. Transbalkanski koridor
Elemenat Trenutni
status
Očekivana
godina
puštanja u
pogon
Evolucija Opis
TS 400 kV
Bajina Bašta
(RS)
Obezbjeđivanje
dozvole 2024
Investicija
pomjerena s
2022.
Nadogradnja
postojeće TS 220 kV
na 400 kV nivo
DV 400 kV
Višegrad (BA)–
Bajina Bašta
(RS)
Obezbjeđivanje
dozvole 2024
Investicija
pomjerena s
2022.
Interkonektivni DV
(2x400kV od TS
Višegrad do Vardišta,
granice sa Srbijom)
54
DV 400 kV
Bajina Bašta
(RS) –
Obrenovac (RS)
Obezbjeđivanje
dozvole 2024
Investicija
pomjerena s
2022.
Pojačanje prenosne
mreže u Srbiji
DV 400 kV
Bajina Bašta
(RS) – Pljevlja
(ME)
Obezbjeđivanje
dozvole 2024
Investicija
pomjerena s
2022.
Interkonektivni DV
DV 400 kV
Lastva (ME) –
Pljevlja (ME)
U fazi izgradnje 2019
Pojačanje prenosne
mreže u Crnoj Gori
zbog izgradnje kabla
prema Italiji
DV 400 kV
Kragujevac (RS)
–Kraljevo (RS)
U fazi izgradnje 2020 Pojačanje prenosne
mreže u Srbiji
TS 400 kV
Kraljevo U fazi izgradnje 2020
Nadogradnja
postojeće TS 220 kV
na 400 kV nivo
DV 400 kV
Kraljevo –
Kragujevac (RS)
U fazi izgradnje 2020 Pojačanje prenosne
mreže u Srbiji
8.6.2.1 Benefiti projekta 227
CBA rezultati pokazuju pozitivne vrijednosti promjene SEW u svim analiziranim scenarijima.
Usljed relativno niske cijene lignita za scenarije 2030DG i 2030EUCO, proizvodnja iz
termoelektrana je veća u ovim scenarijima u poređenju prema ostala dva koji pokazuju
negativne vrijednosti za CO2 i SEW. Takođe, dok su ostali benefiti vidljiviji u ova dva
scenarija, projekat olakšava RES integraciju i prouzrokuje dodatne margine adekvatnosti za
svaki definisini scenario. Što se tiče NTC vrijednosti, rezultati jasno pokazuju pozitivne
efekte realizacije ovog projekta, posebno na granici BA – RS u oba smjera, iako povećanja
NTC-a na granici RS – ME (naročito smjer ME -> RS) i ME – IT (oba smjera) nisu
zanemarljiva.
RS-BA A -> B 950 B -> A 700
RS-ME A -> B 20 B -> A 400
IT-ME A -> B 600 B -> A 600
Pored poboljšanja tranzita, projekat ima pozitivan uticaj i na naponsku stabilnost u zemljama
pod uticajem.
55
Slika 8.9. CBA indikatori za projekat 227
56
8.6.3 Projekat 241. Nadogradnja 220 kV vodova između BiH i Hrvatske na 400 kV
Cilj projekta je zamjena postojećih interkonektivnih vodova sa 220 kV na 400 kV. Projekat,
kao novi projekat je predložen da bude procijenjen u TYNDP 2016 na osnovu rezultata
studije urađene u CSE regionu u toku priprema regionalnih investicionih planova za 2015.
Projekt je u fazi razmatranja i postoji potreba za izradu prefizibiliti studije. Promoteri projekta
su HOPS i NOSBiH/Elektroprenos BiH.
Slika 9.10. Projekat 241
Elemenat Trenutni
status
Očekivana
godina
puštanja u
pogon
Evolucija
od TYNDP
2016
Opis
DV 400 kV TE
Tuzla – Đakovo
(HR)
U
razmatranju 2032
Investicija
pomjerena s
2030.
Zamjena postojećeg 220
kV interkonektivnog
voda.
DV 400 kV
Gradačac –
Đakovo (HR)
U
razmatranju 2032
Investicija
pomjerena s
2030.
Zamjena postojećeg 220
kV interkonektivnog
voda.
DV 400 kV
Gradačac – TE
Tuzla
U
razmatranju 2032
Nova
investicija
Zamjena postojećeg 220
kV voda.
57
TS Gradačac
400/x kV
U
razmatranju 2032
Nova
investicija
Podizanje postojeće TS
220 kV na 400 kV
TS Đakovo
400/x kV
U
razmatranju 2032
Investicija
pomjerena s
2030.
Podizanje postojeće TS
220 kV na 400 kV
DV 2 x 400 kV
Đakovo (HR) –
Razbojište (HR)
U
razmatranju 2032
Investicija
pomjerena s
2030.
8.6.3.1 Benefiti projekta 241
Iako je povećanje NTC na granici BA-HR u oba smjera jednako nuli, projekat ima pozitivan
uticaj na povećanje SEW za sve scenarije,a takođe pokazuje benefite u RES integraciji
naročito za scenario 2030 DG što je u saglasnosti s prirodom scenarija. Povećanje emisije
CO2 je prisutno u većini scenarija zbog veće proizvodnje TE koje su predviđene u
scenarijima.
Slika 8.11. CBA indikatori za projekat 241
58
8.6.4 Prekogranični prenosni kapaciteti
Glavna svrha NTC proračuna je da se identifikuju potrebe i da jedan generalni pregled na
relaciji između SEW i povećanja prenosnih kapaciteta na granicama formiranih od klastera
(grozdova) između relevantnih market područja. Princip proračuna je da pruži serije scenarija
za TYNDP 2018 s povećanjem i smanjenjem prenosnih kapaciteta na razmatranim granicama.
Benefiti pokriveni ovim proračunom odgovaraju samo dijelu projekata sveukupne socijalno-
ekonomske dobrobiti iz CBA. Ovo znači da ovo ne prikazaje sveobuhvatne benefite jednog
projekta (uključujući RES integraciju, sigurnost snabdjevanja, pomoćne usluge). Kao takva
ovo je samo parcijalna analiza i u potpunosti zavisna od napravljenih pretpostavki, naročito s
referentnom mrežom. Na sljedećoj slici su prikazane glavne granice (narandžasta boja) i
ostale važne granice (siva boja), koje su analizirane u planu.
Slika 8.12. Glavne granice TYNDP 2018 (narandžasta)
Ovim granicama su dodate tri dodatne sekundarne granice koje su relevantne za izvještaj:
Italija-Balkan, Italija – Sjeverna Afrika i Turska – Južni Balkan. Proračun je urađen kao dio
market studije s koracima od 1000 MW promjene NTC-a po granicama. Jedna granica i
promjena kapaciteta u oba smjera u navedenim koracima se ekvivalentno dijeli po
interkonekcijama počinjući od referentnog kapaciteta (bazni slučaj). U sljedećoj tabeli dat je
pregled vrijednosti NTC po granicama.
59
Tabela 8.1.- Prekogranični prenosni kapacitet (MW)
(MW)
Maksimalni mjesečni NTC za
2019.
Referentna mreža
(2027)
Svi projekti
izgrađeni prije 2035.
godine
Granica => <= => <= => <=
BA – HR 1000 1000 1250 1250 1894 1548
BA – RS 600 600 1100 1200 1100 1200
BA – ME 500 500 800 750 800 750
Prikazane vrijednosti NTC su indikativne i nisu za komercijalnu upotrebu.
60
9. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE
Analiza podataka koje su dostavili korisnici prenosnog sistema Bosne i Hercegovine i
rezultata Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2020.-2029. godina, upućuje na
sljedeće zaključke i sugestije:
1. Prognoza potrošnje u ovom Indikativnom planu urađena je na bazi podataka
dostavljenih od Korisnika i vlastitih analiza (prognoza prema bruto društvenom
proizvodu i ekstrapolacija preko karakteristične funkcije potrošnje), što je detaljno
opisano u poglavlju 6.4. Prosječni godišnji porast potrošnje za niži scenario iznosi
0,4%, bazni scenario 1,0% i viši scenario 2,1%.
U početnoj godini prognoze za ovaj Indikativni plan uzeto je ostvarenje iz 2018.
godine, tako da je prognozirana potrošnja u 2019. godini, niža od potrošnje iz Bilansa
za 2019. godinu. Prosječni procenti porasta potrošnje u svim scenarijima su približni
procentima u prethodnom Indikativnom planu, a za bazni scenario (1%) znatno niži od
prosjeka za period 2001.-2018.godina (1,8%).
2. Novi proizvodni objekti su u skladu sa Mrežnim kodeksom, bilansirani na osnovu
važećih Uslova za priključak koje je Korisnik prihvatio, dok su kod vjetroelektrana
uzete u obzir i potvrde nadležnih institucija entiteta. Neki objekti koji su bili
bilansirani u prethodnim Indikativnim planovima, a nemaju važeće Uslove za
priključak, nisu bilansno uvršteni u ovaj Indikativni plan. Podaci o planiranoj
proizvodnji i snazi novih (bilansiranih) proizvodnih kapaciteta pridruženi su
postojećim proizvodnim kapacitetima, te poređenjem sa tri scenarija potrošnje
formiran je 10-godišnji bilans energija i snaga na prenosnoj mreži Bosne i
Hercegovine.
3. Provedene analize upućuju na zaključak da je za sve scenarije potrošnje i planiranu
proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta sa novoizgrađenim
termoelektranama, zadovoljen bilans električne energije kao i da postoje značajni
viškovi. Međutim, u slučaju da ne dođe do izgradnje novoplaniranih termoelektrana,
radi gašenja pet postojećih blokova u TE Tuzla i TE Kakanj, bilans električne energije
za viši scenario potrošnje će biti negativan već od 2026. godine, a za bazni scenario od
2027. godine, tj. proizvodnja neće moći zadovoljiti potrošnju električne energije u
BiH. U tom slučaju Bosna i Hercegovina bi od izvoznika postala uvoznik električne
energije.
4. Evidentan je interes investitora za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta, u prvom
redu obnovljivih izvora kao što su hidroelektrane i vjetroelektrane. NOSBiH
procjenjuje da za najveći broj prijavljenih proizvodnih kapaciteta planiranu izgradnju i
godinu ulaska u pogon treba uzeti sa određenom dozom rezerve, što se pokazalo i kroz
prethone Indikativne planove. 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 procedurama ishođenja
odgovarajućih saglasnosti, a u cilju dobijanja realnijeg vremenskog okvira za
izgradnju proizvodnih objekata.
61
5. Izradom desetogodišnjih planova razvoja evropskog i regionalnog elektroenergetskog
sistema kao jednog veoma važnog dokumenata, snažno je istaknuta uloga operatora
sistema u pripremi adekvatnih i što realnijih planova razvoja na području kojeg oni
pokrivaju. Indikativni plan proizvodnje predstavlja osnovu za izradu Dugoročnog
plana razvoja prenosne mreže. Potrebno je još jednom naglasiti da u Indikativnom
planu nije razmatrana opravdanost izgradnje novih transformatorskih stanica 110/x
kV, koje su elektroprivredne kompanije predložile u svojim planovima razvoja, i ove
TS nisu predmet Indikativnog plana razvoja proizvodnje.
6. U Plan je uključen pregled projekata iz TYNDP 2018 koji se odnose na pojačanje
mreže koji uključuju i interkonektivne vodove naponskog nivoa 400 i 220 kV između
BiH i susjednih operatora sistema. TYNDP 2018 ne tretira naponski nivo 110 kV, ali
je bitno napomenuti da postoji i plan za izgradnju interkonektivnog dalekovoda 110
kV Srebrenica – Ljubovija, kao rezultat međudržavnog sporazuma između BiH i
Srbije.
62
10. LITERATURA
1. Indikativni plan razvoja proizvodnje 2019-2028, NOS BiH, 2018. godina
2. „Izvještaj o tokovima električne energije u BiH u 2018. godini“ – NOSBiH, Sarajevo,
2018. godina
3. Mješoviti Holding Elektroprivreda Republike Srpske Trebinje, Matično preduzeće,
akcionarsko društvo Trebinje, ''Podaci za Indikativni plan razvoja proizvodnje 2020.-
2029.'', decembar 2018.
4. Javno preduzeće Elektroprivreda Bosne i Hercegovine d.d. „Podaci za Indikativni plan
razvoja proizvodnje 2020-2029“, Sarajevo, decembar 2018.
5. Elektroprivreda Hrvatske Zajednice Herceg Bosne d.d. Mostar „Podaci za Indikativni
plan razvoja proizvodnje 2020-2029'', Mostar, prosinac 2018.
6. Akcioni plan za energetsku efikasnost BiH za period 2016-2018, decembar 2017.
7. Mrežni kodeks, NOSBiH.
8. „Bilans električne energije na mreži prenosa za 2019. godinu“, NOSBiH, Sarajevo,
2018. godina
9. www.entsoe.eu