Српски национални комитет међународног савета за велике

Српски национални комитет

међународног савета за велике електричне мреже

Књига IV

Зборник радова Групе: Ц1, Ц5 и Ц6

29. саветовање CIGRE Србија Златибор, 31. мај – 05. јун 2009.

СПИСАК РАДОВА Група Ц1 ЕКОНОМИЈА И РАЗВОЈ ЕЕС Председник: мр Драган Балкоски, ЕМС, Београд Секретар: др Бојан Ивановић, ЕМС, Београд Стручни известиоци: мр Снежана Мијаиловић, ЕКЦ, Београд Преференцијалне теме: 1. Развој и економска оправданост у инвестирању у објекте ЕЕС 2. Дефинисање стратегије која обезбеђује сигуран рад ЕЕС и при поремећајима

укључујући и средства која омогућују ефикасно планирање 3. Поузданост и сигурност у производним и преносним системима у контексту будућих

локација и различитих врста генератора Ц1 00 Извештај стручних известилаца – С. Мијаиловић Р Ц1 01 Глобалне и просторне прогнозе вршне снаге и динамика изградње мрежа 400 kV,

220 kV и 110 kV на конзуму ЕДБ према дугорочним планским програмима до 2000, 2005, 2010. и 2025. године – И. Чојћић, Т. Миланов

Р Ц1 02 Расплет високонапонских електродистрибутивних и преносних мрежа на конзуму ПД „Електродистрибуције Београд“ у средњорочним планским периодима до 2030. године – Т. Миланов, И. Чојћић

Р Ц1 03 Географски независне напонске зоне ТС 110/X kV и стална интерполација нових извора у средњенапонске мреже на конзуму „Електродистрибуције Београд“ у периоду од 1893. до 2030. године – И. Чојћић , Т. Миланов

Р Ц1 04 Развој хидроенергетског система на ријеци Неретви у Републици Српској – Ж. Ратковић, П. Дакић, С. Станковски

Р Ц1 05 Избор временске константе инерције, транзијентних реактанси и побудног система агрегата у ТЕ Колубара Б и ТЕ Никола Тесла Б3 – Д. Поповић, И. Станисављевић, М. Стојковић

Р Ц1 06 Избор номиналног фактора снаге генератора и карактеристика блок-трансформатора у ТЕ Колубара Б и ТЕ Никола Тесла Б3 – Д. Поповић, М. Стојковић, И. Станисављевић

Р Ц1 07 Прогноза енергетских потреба у Србији до 2030. године помоћу оптимизационог модела „Маркал“ – М. Сучевић Тасић, Љ. Митрушић

Р Ц1 08 Правилно дефинисање и имплементирање процедуре Управљања добрима („Asset Management“) као основа оптималног планирања и експлоатације електроенергетског система у будућности – Н. Шијаковић, Б. Перуничић, И. Шкокљев

Р Ц1 09 Концептуално моделовање размене добара у пословању електропривреде – В. Вујовић, И. Шкокљев

Група Ц5 ТРЖИШТЕ ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ И ДЕРЕГУЛАЦИЈА Председник: мр Емилија Турковић, Београд Секретар: мр Ненад Стефановић, АЕРС, Београд Стручни известилац: мр Владимир Јанковић, ЕМС, Београд Преференцијалне теме: 1. Либерализација тржишта електричне енергије и њена пуна имплементација кроз

Закон о енергетици, Правила о раду преносног и дистрибутивног система, Правила о раду тржишта електричне енергије и остала акта – специфичности усвојених решења у Србији и земљама региона, проблеми у имплементацији, међусобно усклађивање, однос отворених и регулисаних тржишта, улога регулатора и електроенергетских субјеката, обезбеђење сигурности ЕЕС у тржишном окружењу

2. Практична решења у либерализацији тржишта електричне енергије – реализација

права квалификованих потрошача на избор снабдевача, успостављање концепта балансне одговорности, регулисање загушења у преносном систему Србије и на регионалном нивоу, компензација транзита у интерконекцији, балансни механизам, тржиште системских услуга, берзе електричне енергије итд

3. Национални и регионални аспект обезбеђивања дугорочне и краткорочне сигурности

снабдевања, подстицаји за изградњу електроенергетских објеката у тржишном окружењу, усклађивање планова развоја електроенергетских делатности

Ц5 00 Извештај стручног известиоца – В. Јанковић Р Ц5 01 Подстицање методе за регулацију цена – А. Вучковић, Н. Деспотовић Р Ц5 02 Начин регулисања односа између дистрибутера, снабдјевача и крајњих купаца

у региону; уговор о приступу (уговор о кориштењу мреже) – З. Елек, П. Дука Р Ц5 03 Трговина електричном енергијом у ЈП Електропривреда Србије – И. Јанковић, М. Милошевић Р Ц5 04 Концепција успостављања берзе електричне енергије у Србији – М.

Младеновић, Н. Лапчевић, В. Јанковић Р Ц5 05 Нови изазови менаџмента у електроенергетском сектору Србије – А. Марковић, Н. Деспотовић Р Ц5 06 Развој тржишта прекограничних преносних капацитета на границама

регулационе области Републике Србије – Д. Стојчевски, М. Јанковић, М. Бркић Р Ц5 07 Упоредни преглед параметара за прекогранични промет електричне енергије у

југоисточној Европи и њихова усклађеност са регулативом ЕУ – Н. Стефановић, Н. Радовановић

Р Ц5 08 Регионални пројекти и иницијативе за алокацију прекограничних преносних капацитета у Европи – М. Апостоловић, М. Вукасовић

Р Ц5 09 Опис новог MF („maximum-flow“) метода за координисане аукције – М. Ђорђевић, А. Курћубић

Р Ц5 10 Координисане аукције преносног капацитета у регионима централно-источне и југоисточне Европе – пројекат софтвера за аукцијску кућу у Минхену/Freising –З. Вујасиновић, С. Мијаиловић, Н. Јовић, М. Чокорило, Б. Ивановић

Р Ц5 11 Могућности организовања заједничких аукција прекограничних преносних капацитета на границама регулационе области Републике Србије – М. Бркић, И. Савковић, Д. Стојчевски

Р Ц5 12 Децентрализоване имплицитне аукције прекограничних преносних капацитета – В. Јанковић, Д. Стојчевски, М. Младеновић

Р Ц5 13 Утицај вредности и резултата алокације капацитета на месечном нивоу на ниво транзита електричне енергије у преносном систему Србије – Н. Шијаковић, М. Станчевић, Б. Ђукић, И. Тркуља

Р Ц5 14 Математички модел регионалног балансног тржишта и принципи рада платформе „BETSEE 2.0“ – Т. Мартиновић, З. Вујасиновић, М. Апостоловић

Р Ц5 15 Утицај локалних тржишних правила на процес планирања и усаглашавања прекограничних планова размене – Б. Мандић, С. Ресавац, С. Сеге

Р Ц5 16 Учешће ЈП Електромрежа Србије у ETSO VISTA пројекту – С. Сеге, Б. Мандић Р Ц5 17 Енергетске специфичности као предуслов за отварање тржишта електричне

енергије на велико у југоисточној Европи – Н. Стефановић Р Ц5 18 Анализа обима и структуре електричне енергије земаља у оквиру енергетског

тржишта Европе – Ј. Милосављевић Р Ц5 19 Анализа развоја производње, потрошње и преносног система у југоисточној

Европи у периоду од 2009-2020. године – Н. Јовић, З. Вујасиновић, М. Вуковић, Т. Мартиновић

Група Ц6 ДИСТРИБУТИВНИ СИСТЕМИ И ДИСТРИБУИРАНА ПРОИЗВОДЊА Председник: Мика Ковачевић, ЕЛЕКТРОШУМАДИЈА Крагујевац, Крагујевац Секретар: Владимир Остраћанин, ЕЛЕКТРОСРБИЈА Краљево, Краљево Стручни известиоци: Никола Гашић, ЕПС, Београд; Малиша Божић, ЈУГОИСТОК Ниш, Ниш Преференцијалне теме: 1. Развој и рад енергетских система са дистрибуираним и обновљивим изворима

енергије (DER и RES) • сагледавање проблема на нивоу планирања и рада; искуства; утицај интеграције DER/RES у велике системе

• регулација излазних флуктуација енергије из DER/RES, обезбеђење помоћних сервиса за DER/RES

• бизнис планови и продајне цене за енергију добијену из DER/RES • активна и поуздана организација у дистрибутивним системима руралних средина

2. Концепт и технологије за активну дистрибутивну мрежу • прелазак дистрибутивне мреже из пасивне у активну (планирање, економске анализе, реструктуирање дистрибуције...)

• нова хардверска и софтверска решења за потребе DER/RES • употреба комуникационих система и интернет технологија

3. Мере за подршку интеграције DER/RES у дистрибутивну мрежу и независне системе • функције и переформансе које захтевају енергетски системи • доступне технологије (укључујући и водоник) • алати за планирање и рад независних система

Легенда: DER- Dispersed Energy Resources RES- Renewable Energy Resources Ц6 00 Извештај стручног известиоца – Н. Гашић, М. Божић Р Ц6 01 Aнализа утицаја фарме ветро генеотара на квалитет електричне енергије – С.

Стојковић Р Ц6 02 Пројекат коришћења вода реке Мораве – Н.Вучинић, Ч.Спаић, Б.Милосављевић,

Ђ.Бјеговић Р Ц6 03 Побољшање поузданости дистрибутивних извода уградњом расклопне опреме

и прикључењем дистрибуираних извора – В.Мијаиловић Р Ц6 04 Мерење електричне енергије у дистрибуираним и обновљивим изворима

енергије – Н.Гашић, М.Николић Р Ц6 05 Утицај дистрибуираних генератора на аутоматску регулацију напона

дистрибутивних мрежа –Ј.Радосављевић, М.Јевтић И Ц6 06 Услови развоја пројекта ветропарка „Баваништанско поље“ снаге 188 MW -

Ж.Ђуришић, М.Обрадовић, Н.Арсенијевић

C1 - 00 GRUPA C1: EKONOMIJA I RAZVOJ EES IZVJEŠTAJ STRUČNIH IZVJESTILACA

B.Ivanović,EMS Beograd S.Mijailović,EKC Beograd

I OPŠTE Za 29. savetovanje CIGRE Srbija utvrđene su sledeće preferencijalne teme STK C1:

• Razvoj i ekonomska opravdanost u investiranju u objekte EES • Definisanje strategije koja obezbeđuje siguran rad EES i pri poremećajima

uključujući i sredstva koja omogućuju efikasno planiranje • Pouzdanost i sigurnost u proizvodnim i prenosnim sistemima u kontekstu

budućih lokacija i različitih vrsta generadora. Za 29. savjetovanje CIGRE SRBIJA u okviru STK C1 prijavljeno je 9 referata. II KRATAK PRIKAZ REFERATA I PITANJA ZA DISKUSIJU Informacija C1-01

GLOBALNE I PROSTORNE PROGNOZE VRŠNE SNAGE

PREMA DUGOROČNIM I SREDNJOROČNIM PLANSKIM PROGRAMIMA

DO 2000.,2005., 2010. I 2025. GODINE Ivana Čojčić, Dipl.el.ing.*

Tomislav Milanov, dipl.el.ing.* PD "ELEKTRODISTRIBUCIJA BEOGRAD" (EDB)

Beograd Srbija

GLOBAL AND SPATIAL PROGNOSIS OF PEAK POWER

ACCORDING TO LONG AND MID TERM PLAN PROGRAMMES UP TO 2000, 2005, 2010, AND 2025 YEAR

Kratak sadržaj:

Radom se iznose karakteristike globalnih i prostornih prognoza vršne snage za konzum EDB prema dugoročnim planskim programima do 2000., 2005., 2010. i 2025.godine, kao i predložena i usvojena dinamika za izgradnju svih visokonaponskih elektrodistributivnih i prenosnih mreža.

Naglašava se da postojeća starost svih mreža traži hitan početak novog investicionog ciklusa za izgradnju TS 400/110 kV, 110/10 kV, 110/35 (ili 110/35/10) kV i 35/10 kV na konzumu EDB.Iznosi se i predlog dogradnje dela visokonaponske mreže 400 kV za rezervno napajanje perspektivne TS 400/110 kV Beograd XX.

Rad može da bude koristan mladim energetičarima i planerima visokonaponskih elektrodistributivnih i prenosnih mreža koji učestvuju u izradi dugoročnih i srednjoročnih planskih programa za izgradnju mreža ne samo u EDB.

Ključne reči: Globalne i prostorne prognoze vršne snage, dugoročni planski programi, dinamika izgradnje mreža

Pitanja za diskusiju: 1. Da li je vršno (maksimalno godišnje) opterećenje EDB-a zabeleženo u večernjim ili

noćnim satima?

1

2. Zašto rasplet visokonaponske prenosne mreže koji je rađen za potrebe EDB nije isti kao onaj koji je rađen za potrebe JP EMS kada je neophodno usaglasiti razvoj prenosne i distribuvne mreže?

3. Da li valorizacija cene električne energije treba uraditi u odnosu na druge energente ili u odnosu na troškove proizvodnje tako da se obezbedi profitabilan rad JP EPS?

Informacija C1-02

RASPLET VISOKONAPONSKIH ELEKTRODISTRIBUTIVNIH I PRENOSNIH MREŽA NA KONZUMU PD "ELEKTRODISTRIBUCIJE BEOGRAD"

U SREDNJOROČNIM PLANSKIM PERIODIMA DO 2030. GODINE

Tomislav Milanov, Dipl.el.ing.* Ivana Čojčić, Dipl.el.ing.*

PD "Flektrodistribucija Beograd" Beograd Srbija

ARRANGEMENT OF HIGH VOLTAGE DISTRIBUTION AND TRANSMISSION NETWORKS IN CONSUMPTION AREA OF THE COMPANY “ELECTRODISTRIBUTION OF BELGRADE”

WITHIN MID-TERM PLAN PERIODS UP TO 2030 YEAR

Kratak sadržaj: Radom se iznosi jedna od mogućih varijanti raspleta visokonaponskih elektrodistributivnih i prenosnih

mreža na konzumu PD "Elektrodistribucije Beograd" u nastupajućim srednjoročnim planskim periodima do 2030. godine-prema i zvanično usvojenim planskim programima za izgradnju mreža, kao i prema očigledno prikazanim potrebama - prema mišljenju autora ovog rada.

Naglašava se neoophodnost izgradnje TS 400/110 kV Beograd II, u blizini postojeće TS 110/35 kVBeograd II,odmah posle 2020. godine-što nameću prognoze razvoja vršne snage za pripadajući optimalan konzum na teritoriji opština Savski Venac i Čukarica , kao i starost okolnih izvora napona 10 kV.

Rad može da bude koristan mladim energetičarima i planerima elektrodistributivnih mreža ne samo na konzumu PD"Elektrodistribucije Beograd" već i svima koji na direktan ili indirektan način određuju obim investicionih ulaganja u elektroenergetski sistem na teritoriji svih beogradskih opština. ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- -Ključne reči:Elektrodistributivne mreže, dinamika izgradnje mreža,prognoze vršne snage na nivou opština

Pitanja za diskusiju

1. U odeljku 3.1.1 je data tabela iz koje se vidi da broj stanovnika opštine Stari Grad opada u periodu od 1971. do 2020. godine. U istoj tabeli broj stanova raste od 1981. godine, dok prognozirana vršna snaga permanentno raste od 1971. godine. Zašto postoji nesklad u porastu broja stanovnika, stanova i prognozirane vršne snage u ovoj tabeli? Isto se odnosi i na opštinu Palilula-gradski deo.

2. U zaključku je navedeno da je TS 400/110 kV “Beograd 2” potrebna odmah posle 2020. godine. Ova TS ne postoji u razvojnim planovima JP EMS. Zbog čega postoji nesaglasnost u sagledavanjima JP EMS i EDB–a?

3. Kako je moguće da su potrebna manja finansijska sredstva da se prenosna mreža 110 kV obliku je za kriterijum sigurnosti “N–2” nego za “N–1” kad je dobro poznato da bi se obezbedilo zadovoljenje kriterijuma sigurnosti “N–2” potrebno je imati veći stepen izgrađenosti prenosne mreže nego za zadovoljenje kriterijuma sigurnosti “N–1”?

2

Informacija C1-03 GEOGRAFSKI NEZAVISNE NAPONSKE ZONE REGULACIONIH TS 110/X kV

I STALNA INTERPOLACIJA NOVIH IZVORA U SREDNJENAPONSKE MREŽE NA KONZUMU "ELEKTRODISTRIBUCIJE BEOGRAD"

U PERIODU OD 1893. DO 2030. GODINE Ivana Čojčić, Dipl.el.ing*

Tomislav Milanov, Dipl.el.ing.* PD "Elektrodistribucija Beograd"

Beograd Srbija

GEOGRAPHICALLY INDEPENDANT POTENTIAL ZONES

OF REGULATORY TRANSFORMERS 110/X KV AND CONSTANT INTERPOLATION OF NEW SOURCES WITHIN MV GRIDS

IN CONSUMER AREA EDB IN THE PERIOD FROM 1893 TO 2007

--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Kratak sadržaj:

Radom se iznose postojeće geografski nezavisne naponske zone svih TS 110/35 kV ,110/35/10 kV i 110/10 kV na kompletnom konzumu PD"Elektrodistribucije Beograd" (u daljem tekstu EDB), sa regulacionim transformatorima, a kroz prostorni prikaz preko prigodnih karti.Razvoj elektrodistributivnih mreža se prikazuje kroz sve karakteristične periode počev od 1893. godine do danas, za koji period u dokumentaciji EDB postoje dovoljno pouzdani podaci.Očigledno se uočava redukovanje ukupnih geografskih površina elektrana i svih regulacionih TS 110/X kV, kao posledica izgradnje svih objekata mreža u uslovima stalnog rasta potrošnje električne energije i snage na kompletnom i gradskom i prigradskom i vangradskom/ruralnom delu konzuma. Daje se i jedno današnje sagledavanje za izgradnju aktuelnih regulacionih TS 110/X kV do 2030. godine.

Zaključuje se da se dalja interpolacija novih izvora u elektrodistributivnim mrežama treba da nastavi i u bližoj i u daljoj perspektivi.Prema tome , s obzirom na jako povoljna iskustva u EDB na radikalnom povećanju kvaliteta električne energije i optimizaciji ukupnih tehno - ekonomskih efektata u izgradnji nove i eksploataciji postojećih mreža, ovaj način izgradnje mreža treba u potpunosti poštovati i shvatiti kao sveopšti princip/zakon ili stil izgradnje mreža u svim nastupajućim srednjoroočnim planskim periodima ne samo u EDB.Na taj način se omogućava da svi izvori u mrežama u potpunosti dožive svoj tehnički vek, naravno, i sa neminovnim revitalizacionim intervencijama - pre svega rasklopne opreme.

Rad može da bude koristan svim energetičarima i planerima elektrodistributivnih mreža koji direktno ili indirektno definišu dinamiku izgradnje mreža , kao i svima onima koji odlučuju o obimu investiranja u elektroprivredi. --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Ključne reči:Regulacija napona,geografske zone izvora,padovi napona u mrežama, Joule-ovi gubici u1 mrežama,ekonomiija izgradnje elektrodistributivnih mreža Pitanje za diskusiju

1. Da li se razmišljalo o kompenzaciji reaktivne energije u elektrodistributivnoj mreži kao meri za popravku napona?

2. Postoji li podatak o faktoru snage potrošača u Elektrodistribuciji Beograd, odnosno u njenim pojedinim delovima?

3. Kakav bi uticaj proizvodnja električne energije u TE-TO Beograd imala na naponske prilike u distributvnoj mreži?

3

Referat C1-04

РАЗВОЈ ХИДРОЕНЕРГЕТСКОГ СИСТЕМА НА РИЈЕЦИ НЕРЕТВИ У РЕПУБЛИЦИ СРПСКОЈ

DEVELOPMENT OF HYDRO POWER SYSTEM ON THE NERETVA RIVER

IN THE REPUBLIC OF SRPSKA

Мр Жељко Ратковић, дипл. инж. маш.2

МХ Електропривреда Републике Српске, Матично предузеће а.д. Требиње Босна и Херцеговина (Република Српска)

Проф. др Пантелија Дакић, дипл. инж. маш.


Проф. др Стеван Станковски дипл. инж. ел.

Факултет техничких наука, Нови Сад Република Србија

Кратак садржај Ријека Неретва, по природним карактеристикама, представљала је једну од најинтересантнијих токова за изградњу хидроенергетских објеката у бившој држави Југославији. Горња Неретва као географски појам обухвата дио слива ове познате ријеке узводно од града Коњица. Потез Горње Неретве се сада налази у два ентитета: Републици Српској и Федерацији БиХ. Како је прошло више од двије деценије од посљедњег разматрања и дефинисања основне концепције хидроенергетског кориштења Горње Неретве, а респектујући све промјене до којих је у међувремену дошло, потребно је било размотрити и верификовати дефинитивну концепцију хидроенергетског кориштења дијела тока Горње Неретве на подручју Републике Српске. Критеријуми за избор варијанте су инвестициони, економски и енергетски параметри, а такође и, критеријуми водопривредних услова и територијална припадност објекта. Предност код избора варијанте су она рјешења која се у потпуности налазе на територији Републике Српске. Кључне ријечи: Горња Дрина, Хидроелектрана, Анализа ризика Pitanja za diskusiju 1.Navesti ostale ostale komponente energetskog iskorišćenja gornjeg toka reke Neretve I njihove osnovne investicione , ekonomske I energetske parametre. 2.Koje su naredne aktivnosti na izgradnji hidroenergetskog sistema na reci Neretvi I kada se očekuje puštanje u pogon hidroelektrana? 2 Мр Жељко Ратковић, МХ Електропривреда РС, Матично предузеће а.д. Требиње, Ул.Степе Степановића бб, 89 101 Требиње, БиХ (РС)

4

Referat C1-05 Избор временске константе инерције, транзијентних реактанси и побудног система агрегата у ТЕ Колубара Б и ТЕ Никола Тесла Б3 THE CHOICE OF GENERATOR INERTIA TIME CONSTANT, TRANSIENT REACTANCES AND EXITATION SYSTEM IN TPP KOLUBARA B AND TPP NIKOLA TESLA B3 Драган Поповић, Иван Станисављевић, Милош Стојковић Institut Nikola Tesle Beograd Kratak prikaz: Pitanja za diskusiju: 1.Zašto su se autori odlučili za statički samopobudni sistem sa proporcionalnim regulatorom u TE Kolubara B i TE Nikola Tesla B3? 2.Da li su prepoznati bilo kakvi problemi u funkcionisanju EES Srbije tokom obimnih proračuna varirajući osnovne elektromehaničke parametre u širokom dijapazonu. Referat C1-06 Избор номиналног фактора снаге генератора и карактеристика блок-трансформатора у ТЕ Колубара Б и ТЕ Никола Тесла Б3 THE CHOICE OF GENERATOR RATED POWER FACTOR AND BLOCK-TRANSFORMER CHARACTERISTICS IN TPP KOLUBARA B AND TPP NIKOLA TESLA B3 Драган Поповић, Иван Станисављевић, Милош Стојковић Institut Nikola Tesle Beograd Kratak prikaz: Pitanja za diskusiju: 1.Kako izbor faktora snage generatora i karakteristike blok transformatora u TE Kolubara B odnosno TE Nikola Tesla B3, utiče na naponsko reaktivne prilike u EES Srbije? 2.Kako su tretirane snage termosgregata u TE Kolubara B (2x350MW) i TE Nikola Tesla B3 (750 MW) pri analizama nominalnog faktora snage generatora i karakteristika blok-transformatora Referat C1-07

PROGNOZA ENERGETSKIH POTREBA U SRBIJI DO 2030. GODINE POMOĆU OPTIMIZACIONOG MODELA “MARKAL“

Energy Demand Planning in Serbia until 2030 with optimization “MARKAL“

model Marijana Sučević Tasić,Ljiljana Mitrušić EPS Beograd Kratak prikaz: U radu je data prognoza energetskih potreba u Srbiji do 2030. godine, izračunata korišćenjem modela “MARKAL“ koga primenjuju mnoge zemlje sveta za energetsko planiranje i modelovanje. Ukratko su opisane mogućnosti optimizacionog modela “MARKAL“, potrebni ulazni podaci, modelovani

5

energetski sistem Srbije u skladu sa energetskim potrebama i ostvarenim energetskim bilansom iz 2006. godine koja je ujedno usvojena kao bazna godina i izvršena je uporedna analiza dva scenarija makroekonomskog razvoja sa po dva podscenarija ograničenja emisija CO2 do 2030. godine. Pitanja za diskusiju: 1. Da li dolazi do velikih promena u strukturi prognoziranih energetskih potreba u Srbiji do 2030. godine? 2.Kako ograničenje emisije CO2 utiče na ukupnu finalnu potrošnju za period do 2030.godine u Srbiji? 3. Koja alternativna goriva se očekuju u upotrebi u ukupnoj primarnoj potrošnji goriva u periodu do 2030. gpdine? Referat C1-08

ПРАВИЛНО ДЕФИНИСАЊЕ И ИМПЛЕМЕНТИРАЊЕ ПРОЦЕДУРЕ УПРАВЉАЊА ДОБРИМА (ASSET MANAGEMENT) КАО ОСНОВА

ОПТИМАЛНОГ ПЛАНИРАЊА И ЕКСПЛОАТАЦИЈЕ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТСКОГ СИСТЕМА У БУДУЋНОСТИ

THE ADEQUATE DEFINITION AND IMPLEMENTATION OF THE ASSET

MANAGEMENT PROCEDURE AS A BASIS FOR OPTIMAL OPERATION AND PLANNING OF FUTURE POWER SYSTEMS

Н. Шијаковић*, Б. Ђукић, И. Шкокљев, Б. Перуничић

Кратак садржај: У раду је описана важност доброг дефинисања и имплементације процедуре Управљања добрима као незаобилазног фактора при техноекономској оптимизацији рада електроенергетских система у будућности. У првом делу рада су укратко описани појмови Управљања добрима и оптимизације трошкова. Други део рада се бави нешто детаљнијим залажењем у опис појединих корака процеса Управљања добрима: принципи на којима се заснива процес управљања добрима и планирање датог процеса, усаглашавање са општом политиком компаније и пословним циљевима, индикатори кључних перформанси у мрежи и принципи мерења перформанси, процена ризика, процес одржавања опреме, репарација и замена дотрајале опреме, регистар опреме и информациони менаџмент, тим за Управљање добрима, професионално усавршавање и обука, набавке.

Кључне речи: управљање добрима, индикатори кључних перформанси, планирање, стратегија, оптимизација Pitanja za diskusiju

1. Kako je organizovano upravljanje dobrima („Asset Management“) u JP Elektromreža Srbije? Da li postoji koncept za njegovo dalje poboljšanje?

2. Kolike su uštede i ostali direktni i indirektni pozitivni efekti od dobre primene upravljanja dobrima u nekoj elektroprivrednoj kompaniji?

6

Referat C1-09 KOCEPTUALNO MODELOVANJE RAZMENE DOBARA U

POSLOVANJU ELEKTROPRIVREDE THE CONCEPTUAL MODELING OF EXCHANGING ASSETS IN

POWER SYSTEMS BUSINESS

Vladimir Vujović, Ivan Škokljev Elektrotehnički fakultet, Beograd,

Bulevar kralja Aleksandra 73, p.fah 35-54 [email protected]

Kratak prikaz: Konceptualno modelovanje razmene dobara u poslovanju elektroprivrednog preduzeća prikazano je u ovom radu. Programski paket e3–value omogućava vizualizaciju svakog učesnika u modelu i izračunavanje njihovih novčanih transakcija i profita. Potrebno je da se, pre svega, proceni stvaran broj transfera vrednosti u posmatranom vremenskom periodu (na pr. godinu dana) i novčana vrednost objekata od vrednosti koji se razmenjuju. Za svakog učesnika rezultati se sumiraju u listi neto vrednosti u okviru Excel-ovog fajla, na osnovu koje se procenjuje da li je poslovni model profitabilan ili ne. Pretpostavlja se da je model dugoročno održiv ukoliko svaki od učesnika ima pozitivnu neto sadašnju vrednost poslovnih troškova i prihoda. Primer iz stvarnog okruženja prati ovaj prikaz i služi za demonstraciju programa i metode. Ključne reči: Upravljanje sredstvima, Tržište elektrićne energije Pitanja za diskusiju

1. U modelu je potpuno zanemaren prenos električne energije u interkonekciji, odnosno tranzit elektične energije. Poznato je da TSO–ovi značaj prihod ostvaruju od alokacije prekograničnih kapaciteta. Na koji način bi se alokacija prekograničnih kapaciteta mogla uključiti u model radi procene procene profitabilnosti svakog od učesnika.

2. U radu je navedeno da se modelovanje svake jedinice pokazalo nepraktičnim zbog dimenzija modela pa su elektrane podeljene prema tipu na hidroelektrane, termoelektrane i termoelektrane-toplane. Koliko je ovakav model precizan s obzirom na to da se zna kolika je razlika u ceni proizvodenog kWh-a u TE „Kolubara A“ i TENT B?

7

mailto:[email protected]

R C1 - 01

GLOBALNE I PROSTORNE PROGNOZE VRŠNE SNAGE

PREMA DUGOROČNIM I SREDNJOROČNIM PLANSKIM PROGRAMIMA

DO 2000.,2005., 2010. I 2025. GODINE

Ivana Čojčić, Dipl.el.ing.*

Tomislav Milanov, dipl.el.ing.*

PD "ELEKTRODISTRIBUCIJA BEOGRAD" (EDB)

Beograd

Srbija

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Kratak sadržaj:

Radom se iznose karakteristike globalnih i prostornih prognoza vršne snage za konzum EDB prema dugoročnim planskim programima do 2000., 2005., 2010. i 2025.godine, kao i predložena i usvojena dinamika za izgradnju svih visokonaponskih elektrodistributivnih i prenosnih mreža.

Naglašava se da postojeća starost svih mreža traži hitan početak novog investicionog ciklusa za izgradnju TS 400/110 kV, 110/10 kV, 110/35 (ili 110/35/10) kV i 35/10 kV na konzumu EDB.Iznosi se i predlog dogradnje dela visokonaponske mreže 400 kV za rezervno napajanje perspektivne TS 400/110 kV Beograd XX.

Rad može da bude koristan mladim energetičarima i planerima visokonaponskih elektrodistributivnih i prenosnih mreža koji učestvuju u izradi dugoročnih i srednjoročnih planskih programa za izgradnju mreža ne samo u EDB.

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Ključne reči: Globalne i prostorne prognoze vršne snage, dugoročni planski programi, dinamika izgradnje mreža

1.Uvod

Planiranje elektrodistributivne i prenosne mreže u beogradskom elektroenergetskom čvoru je oduvek rađeno kroz čitav niz dugoročnih i srednjoročnih planskih programa među kojima su , u novijoj istoriji, najznačajniji idejni projekti iz 1955/57. godine i 1977/78. godine. Ovi projekti su koncepcijski, dok su naredni, iz 1986. , 1995. i 2006. godine, previše stavili akcenat na optimizaciju ukupnih tehno - ekonomskih efekata vezanih za eksploataciju postojeće i izgradnju nove mreže.

Svi programi su obuhvatali studije postojećeg stanja mreže, studijske najozbiljnije prognoze potrošnje električne energije i vršne snage, studije sigurnosti, studije pouzdanosti, studije vezane za optimalnu regulaciju napona i svih drugih parametara kvaliteta električne energije, načina na koji će se Joule - ovi gubici u mrežama dovesti na najracionalnije nivoe, studije upravljanja rasklopnim

1

uređajima, te optimizacije ukupnih tehno - ekonomskih efekata vezanih za dinamiku izgradnje mreže i ukupne rezerve u svim mrežama.

Ovim radom će biti prikazan samo jedan aspekt svih ovih studijskih istraživanja vezan samo za prognoze potrošnje električne energije i vršne snage i površinskih gustina opterećenja makro i mikro reona konzuma EDB, a na osnovu kojih su određene milrolokacije TS i trase za perspektivne kablovske i nadzemne vodove, ukupan broj i snaga transformatora u TS, ukupan broj vodova koji ulaze i izlaze iz TS, preseci vodova, dometi vodova, ... itd.

Prvi koncepcijski program je u izradi prognoza potrošnje električne energije i vršne snage i površinskih gustina opterećenja makro i mikro reona konzuma EDB bio toliko sveobuhvatan da je sa tog aspekta razmatrao i mogućnosti tadašnje privrede u proizvodnji električnih uređaja za domaćinstva ( čak i rešoa sa jednom ringlom ) , podjednako kao i potrošnju električne energije i snage velikih privrednih objekata te komercijalne i administrativne delatnosti.Prognoze su bile sa dometom do 1970. godine ali su vršna opterećenja konzuma EDB nadmašena oko 1965. godine.Dinamika izgradnje mreža je realizovana stopostotno i prikazana je u Tabeli II.

Drugi koncepcijski program je u izradi prognoza potrošnje električne energije i vršne snage i površinskih gustina opterećenja makro i mikro reona konzuma EDB bio takođe sveobuhvatan ali je pretpostavio rast vršne snage prema logaritamskoj pravoj ( do tada veoma kompatibilnoj sa stvarnim razvojem všne snage, sa udvostručenjem snage svakih 7 godina do 2000. godine - kao, uostalom, i u svim svetskim metropolama ), kad je trebalo očekivati vršno opterećenje reda 6.800. MW.U prvim godinama do 1980. godine prognoze su bile sa veoma visokim stepenom poverenja, ali su se dalji porasti vršne snage kretali po linearnom zakonu sa prosečnim trendovima od 40 MW do 50 MW godišnje. Prognoze su obelodanjene 1971. godine a planom predviđeni objekti, pre svega TS 110/10 kV, su imali takođe veoma visok stepen realizacije sve do 1985. godine - nametan intenzivnom izgradnjom grada. Prognoze su međutim implicirale obustavu dalje izgradnje TS 110/35 kVoko 1975. godine čak i u vangradskoj mreži - gde su oko 1982. godine izgrađene prve TS 110/10 kV Ralja i Barič snaga 2x31,5 MVA - pre svega zbog velikih traženih snaga za kompleks livnice i hemijske industrije ( i više od 20 MW )! Dinamika izgradnje mreža prema ovom koncepcijskom programu je data u tabelama I i II, a rasplet mreža, prema potrebnim objektima iz prostorne prognoze, na Sl. 2..

Treći plan iz 1986. godine je prognozirao dalji linearan rast vršne snage sa priraštajima snage reda 50 MW godišnje sve do 2005. godine, ali je značajan po tome što u prigradsku i vangradsku mrežu uvodi tronaponske TS 110/35/10 kV u naseljima sa više od 10.000. stanovnika. Planirana je izgradnja i dve TS 400/110 kV ( TS Zvezdara i Železnik ) do 2005. godine.

Četvrti plan iz 1995. godine takođe predviđa linearan rast vršne snage do 2010. godine sa prostornom prognozom koja obuhvata prognoze daljeg rasta specifičnog opterećenja (u W/stanovniku ), te detaljne prognoze rasta ukupnog broja stanovnika i zaposlenosti ( na nivou administrativnih mesnih zajednica ) sa svim i njihovim specifičnostima u daljem razvoju. Najsveobuhvatnije je uzet u obzir način grejanja stanova i poslovnog prostora.Kako kazuju Tabele I i II realizacija planom zacrtanih objekata je gotovo obustavljena zbog nestabilne političke situacije, embarga i rata na južnoslovenskim prostorima.

Peti plan iz 2006. godine sa dometom do 2025. godine predviđa značajno niže trendove rasta vršne snage te i izuzetno restriktivno ulaganje u mrežu na gradskom delu konzuma, ali i dinamičan razvoj mreža na prigradskom i vangradskom delu konzuma EDB.Predviđa se dalji pogon mreža 35 kV na gradskom delu konzuma do isteka tehničkog veka elemenata, te gašenje enormno starih TS 35/10 kV putem razvodnih stanica 10 kV napajanim fiderima 10 kV većeg preseka iz postojećih i novih TS 110/10 kV. Rasplet mreža je prikazan na Sl.5. Ne predviđa se izgradnja druge TS 400/110 kV do 2025. godine (TS Železnik ili Orlovača ili u Makiš polju - Beograd II ). Sa realizacijom ovog plana se počelo, ali nestabilna svetska monetarna situacija itekako zabrinjava sve učesnike u planiranju mreže kao i sve zaposlene u EDB.

U toku izrade je i šesti dugoročni plan za izgradnju mreža na konzumu EDB koji će radi opšte finansijske krize verovatno biti "mnogovarijantan".Međutim, enormna starost pre svega mreže 35 kV na gradskom delu konzuma EDB veoma teško može da "podnese" ovako veliki disparitet cene

2

U ovom radu je dijagramom na Sl. 1 prikazan dosadašnji razvoj vršne snage konzuma EDB sa učešćeem TS 110/10 kV, te prognoza opsega u kome će se najverovatnije kretati vršna snaga konzuma.Takođe, prikazano je i učešće TS 110/10 kV sa tek nešto intenzivnijom dinamikom izgradnje TS 110/10 kV do 2035. godine.Očigledno je da mreža 35 kV na kraju prognoziranog perioda ima učešće samo na prigradskom i vangradskom delu konzuma.

2. JEDNO DUALNO VIĐENJE PROGNOZE VRŠNE SNAGE

električne energije u odnosu na druge energente i ponovno visok nivo opterećenosti u zimskim mesecima radi komformnog "grejanja na struju" !!!

Sl. 1. - Dosadašnji razvoj vršne snage konzuma EDB i prognoza daljeg razvoja

3

sa godišnjim trendovima od 20 MW do 50 MW

Dosadašnji razvoj vršne snage konzuma EDBsa učešćem TS 110/10 kV i 110/35/10 kV

i prognozom daljeg razvoja sa trendom od 20 MW do 50 MW godišnje

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1950

1955

1960

1965

Godine

MW

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

KOOD

TS

Konzum

110/10 kV i110/35/10 kV

NZUM SA TRENDOM 20 MW

O S T V A R E N O PROGNOZA Red. br. PARAMETRI 1961. 1965. 1971. 1975. 1981. 1985. 1991. 1995. 2001. 2005 2000 2005 2010 2025 1. Stanovnika 853.515 (1.022.409) 1.163.685 (1.259.850) 1.419.200 (1.450.312) 1.490.163 (?) 1.645.100 1.970.00

0. 1.707.800.

1.821.744.

2. Domaćinstva 287.693 319.451 100.744 171.572 230.791 607.248. 3. Stanova sa centralni

grejanjem ? 35.945 100.744 171.572 230.791

4. Stanova bez centralnog grejanja ? 344.055 347.285 354.722 378.107

5. Veliki potrošači [MW] ? 150 300 470 440 6. Veliki potrošači [MWh] ? 500.000 920.715 1.320.000 840.000 7. Zaposlenost 279.000 316.000 374.000 469.000 571.000 610.000 621.000 526.000 484.000 644.429 8. Vršno opterećenje

konzuma 134 237 426 600 912 1.059 1.269 1.614 1.631,32 1528 6.800. 2.630. 1906-2178

1990,3

9. Specifično opterećenje 157 (232) 366 (476) 643 (730) 852 (?) 992 3.452. 1.540. 852-1195 10. Površina konzuma

[Km2]* 2.501 2.501 2.501 2.501 2.501 2.840 2.840 2.840 2.840 2.840 2.501. 2.501. 2.840. 2840

11. Površinska gustina opterećenja [MW/Km2] 0,0535 0,094.8 0,170.3 0,240 0,364.7 0,372.9 0,446.8 0,5683 0,5744 0,538 2,7 1,05 0,67-0,77 0,7

12. Ukupno TS 110/35 kV [kom] 2 5 6 7 10 11 11 11 11 11 11 15

13. Ukupno TS 110/35 [MVA] 50 427,5 550,5 705 928,5 1.106 1.320.5 1.320,5 1.406 1406 1.460,5 1626,5

14. Ukupno TS 35/10 [kom] 28 35 48 52 64 73 78 79 80 81 88 83 15. Ukupno TS 35/10 kV

[MVA] 47,975 407 660 1.098,7 1.265,2 1.426,7 1.558,1 1,638 1.638 1670 1.813,6 1720

16. Ukupno TS 110/10 kV [kom] 0 0 1 1 4 8 12 13 13 14 22 19

17. Ukupno TS 110/10 kV [MVA] 0 0 40 40 309 595 698 875 875 955 1644 1877,5

18. Ukupo TS 110/35 kV [kom] 0 0 0 0 0 0 1 2 2 2 6 2

19. Ukpno TS 110/35/10 kV [MVA] 0 0 0 0 0 0 63 126 126 126 346,5 126

20. Ukupno TS 10/0,4 kV [kom] 950 1.176 1.842 2.593 3.307 4.021 4.699 5.663 6.364 5868

21. Ukupno TS 10/0,4 kV [MVA] 154,8 540 850 1.600 2.111 2.780 3.180 3.479 3.833 4077,7

22. Od toga privatne TS 10/0,4 kV [kom] ? cca 480 cca 520 cca875 cca 962 cca 1.080 cca 1.283 cca 1.342 cca 1.424 cca 1450

23. Od toga privatne TS 10/0,4 kV [MVA] ? cca 300 cca 400 cca 700 cca 856 cca 1.059 cca 1.150 cca1.210 cca 1.290 cca 1300

* Konzum JP "Elektrodistribucije Beograd" prostirala se na teritoriji beogradske opštine bez opština Lazarevac i Mladenovac do 1985.godine, a posle 1985.godine sa opštinom Mladenovac.

Tabela I - DOSADAŠNJI RAZVOJ KONZUMA "ELEKTORDISTRIBUCIJE BEOGRAD"

Čojčić, dipl.ing.el, Gospodar Jevremova 26,[email protected] islav Milanov,dipl.ing.el,Gospodar Jevremova 26,[email protected]

SA PROGNOZOM RAZVOJA DO 2025. GODINE

*Ivana *Tom

*Ivana Čojčić, dipl.ing.el, Gospodar Jevremova 26,[email protected] *Tomislav Milanov,dipl.ing.el,Gospodar Jevremova 26,[email protected]

Tabela II - Pregled obima i dinamike izgradnje TS na konzumu EDB u periodu od 1951. do 2010. godine Gradski konzum EDB Vangradski konzum EDB

Period 110/35 kV 35/10 kV 110/10 kV 110/35 kV 35/10 kV 110/35/10 kV 110/10 kV

1951 - 1955

BGD II (40)

Podstanica I, Karaburma

Batajnica, Bežanija, P. Skela

1956 - 1960

BGD I (61,5)

Z. Venac, S. Venac, V. Vode, Smed. Put, Rakovica

ILR, Obrenovac, Ugrinovci, Vinča

1961 - 1965

BGD IV (120), BGD V (126), Toplana (120)

Teh. fakultet, Neimar,Dušanovac, D.Polje, 21. maj, Z.Centar, N. Beograd 1, Galenika, Z. N. Grad N. Bgd. II

Mladenovac

Barič, Grocka, Železnik, Krnjača, Makiš, PKB, Surčin, Umka

1966 - 1970

BGD VI (120), BGD XI (126)

K. Brdo, Konjarnik, Top. Brdo, VI Muška, IMT, Galovica

Ripanj, Ralja, Hemind

1971 - 1975

Ban. brdo, N. Bgd. III El. industrija, Zemun II

BGD I (40)

BGD VII, BGD IX, BGD X

Stubline

1976 - 1980 Bele Vode,

Ikarus

Voždovac (63), FOB (63), Slavija (80)

Boleč, Batajnica II, Dobanovci, Resnik, V. M. Lug, Boždarevac, Vorbis

1981 - 1985

Filmski grad (63), Mirijevo (80), Kalemegdan (80)

Boljevci, Ratari, Pudarci, Šiljakovac

Barič (63), Ralja (63)

1986 - 1990 Bogoslovij

a (80) Borča, Dučina, IKL

1991 - 1995 Grčića Milenka

Žarkovo (80), Bežanijska kosa (80)

Vrčin (8), Jajinci (8), Železnik II (8)

Sremčica (63/42/42), Ralja (63/42/42)

Kaluđerica (31,5)

1996 - 2000

Sava Centar (40)

2001 - 2005

Borča II (16), Ugrinovci,Vinča -Nova, Dobanovci (16)

2006 - 2010

Obilić (80), Sava Centar (40) BGD I, BGD XIII

Sopot (16) Kaluđerica (31,5)

Sl. 2. - Rasplet visokonaponskih mreža prema planu iz 1977. godine

6



7


3. PRILOG DOGRADNJE MREŽE 400 kV U BEOGRADSKOM ELEKTROENERGETSKOM ČVORU

U postojećem beogradskom elektroenergetskom čvoru 400 kV uskoro će biti u pogonu još jedna TS 400/X kV - TS Beograd XX. Zato je potrebno dograditi mrežu 400 kV tako da i ova TS ima svoj napojni vod 400 kV; rezervni vodovi bi bili prema TS 400/220 kV Beograd VIII, ili prema TS Pančevo, ili prema TE Drmno i Đerdap.

Glavni napojni vod 400 kV za TS Beograd XX bi mogao da bude prema TE Obrenovac, a posle izgradnje TE u Kolubari normalno je da bude izgrađen i još jedan vod 400 kV prema ovoj elektrani, a koji bi bio rezervni za sve ove TS 400/X kV.Na taj način bi i u incidentnim situacijama svi vodovi 400 kV u ovom čvoru bili terećeni do prirodne snage i u daljoj perspektivi.

Ukupna finansijska sredstva za realizaciju ovog predloga su značajna, ali bi se time dobilo mnogo - s obzirom na to da samo TS 400/110 kV Beogrrad XX ima regulacione preklopke za regulaciju napona ( npr. za potrebe pogona u dugotrajnim postincidentnim režimima ), a TS Beograd VIII i Pančevo premeštače za regulaciju napona. Narušavanje naponskih prilika u postincidentnim režimima ne bi trebalo da se dozvoli , nezavisno od toga koliko dugo bi mogli trajati - a sobzirom na značaj pripadajućih potrošača .

4. ZAKLJUČAK

Radom su prikazane osnovne karakteristike dugoročnih prognoza vršne snage prema "zvaničnim" planskim dokumentima za izgradnju mreža na konzumu EDB. Sve prognoze su višeparametarske, saprognozama rasta ukupnog broja stanovnika na konzumu i mikroreonima, prognozom zaposlenosti i svih pripadajućih specifičnih parametara u potrošnji električne energije i snage.

8

Predlaže se izrada prognoza vršne snage sa kraćim prognoznim dometom u izvesnom "opsegu poverenja",ali i čvrsto zacrtana dinamika izgradnje mreža prema raspoloživim finansijskim sredstvima, koja moraju biti dugoročno stabilna.

Posle gotovo dvadesetogodišnjeg zastoja u izgradnji mreža na konzumu EDB potrebna su značajna finansijska sredstva za nastavak izgradnje mreeža - što se može obazbediti pravilnim valorizovanjem cene električne energije u odnosu na druge energente (reda 10 - 15 eurocenta/kWh na godišnje prosečnom nivou).

5. KORIŠĆENA LITERATURA

(1)Dugoročni planski programi za izgradnju mreža na konzumu EDB do 2000., 2005. , 2010. i 2025. godine

(2) Interna dokumentacija EDB

9

R C1 - 02

RASPLET VISOKONAPONSKIH ELEKTRODISTRIBUTIVNIH I PRENOSNIH MREŽA NA KONZUMU PD "ELEKTRODISTRIBUCIJE BEOGRAD"

U SREDNJOROČNIM PLANSKIM PERIODIMA DO 2030. GODINE

Tomislav Milanov, Dipl.el.ing.* Ivana Čojčić, Dipl.el.ing.*

PD "Flektrodistribucija Beograd" Beograd Srbija

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Kratak sadržaj: Radom se iznosi jedna od mogućih varijanti raspleta visokonaponskih elektrodistributivnih i prenosnih mreža na konzumu PD "Elektrodistribucije Beograd" u nastupajućim srednjoročnim planskim periodima do 2030. godine-prema i zvanično usvojenim planskim programima za izgradnju mreža, kao i prema očigledno prikazanim potrebama - prema mišljenju autora ovog rada. Naglašava se neoophodnost izgradnje TS 400/110 kV Beograd II, u blizini postojeće TS 110/35 kVBeograd II,odmah posle 2020. godine-što nameću prognoze razvoja vršne snage za pripadajući optimalan konzum na teritoriji opština Savski Venac i Čukarica , kao i starost okolnih izvora napona 10 kV. Rad može da bude koristan mladim energetičarima i planerima elektrodistributivnih mreža ne samo na konzumu PD"Elektrodistribucije Beograd" već i svima koji na direktan ili indirektan način određuju obim investicionih ulaganja u elektroenergetski sistem na teritoriji svih beogradskih opština. ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- -Ključne reči:Elektrodistributivne mreže, dinamika izgradnje mreža,prognoze vršne snage na nivou opština

1. UVOD Beogradski elektroenergetski čvor čine transformatorske stanice ( u daljem tekstu TS ) i pripadajuće mreže - za svaku TS mreže višeg i nižeg napona. Mreže najvišeg napona su 400 kV, a mreže najnižeg napona 0,42 kV.Dugoročnom planskom dokumantacijom iz 1977. godine (lit. 2 ) predviđena je dalja izgradnja između ova dva nivoa samo mreža 110 kV i 10 kV i postepeno "gašenje" tada veoma dobro razvijenih mreža 220 kV i 35 kV na gradskom delu konzuma ( koji se danas prostire na površini od oko 350 km2 ), dok se i tada pretpostavljao,međutim, i dalji razvoj mreže 35 kV na prigradskom i vangradskom delu konzuma ( na površini od oko 2500 km2 ). Četvoronaponski sistem na gradskom delu konzuma (mreže 400 kV, 110 kV, 10 kV i 0,4 kV ) , sa tri nivoa transformacije ( regulacionim TS 400/110 kV i 110/10 kV sa energetskim transformatorima sa regulacionim preklopkama, te elektrodistributivnim TS 10/0,4 kV sa premeštačima za regulaciju napona ) se u dugoročnom programu pripadajućim tehno - ekonomskim studijama pokazao najekonomičnijim , kao i u to vreme dalji stil izgradnje elektroenergetskog sistema grada Minhena u Nemačkoj.To su nametale, tada već dugo godina sa visokim nivoima poverenja , prognoze razvoja vršne snage konzuma "Elektrodistribucije Beograd" ( u daljem tekstu EDB ) obelodanjene 1971. godine , prema kojima je trebalo očekivati vršnu snagu potrošača na kompletnom konzumu EDB u 2000. godini u intervalu od 6.800 MW do bezmalo 12.000 MW ( otprilike kao grada New York sa tada oko 7.000.000. stanovnika - ali i sa tada uvedenim i drugim energentima za "grejanje" poslovnih i privrednih objekata te domaćinstava).

1

Ovaj perspektivni program, drugi po redu koncepcijski ( prvi koncepcijski program za izgradnju beogradskog elektroenergetskog čvora iz 1955/57. godine je do drugog koncepcijskog programa realizovan stopostotno, sa ukupnom dužinom kablovskih i nadzemnih mreža 110 kV, 35 kV 10 kV i 0,4 kV oko 300 km ,600 km , 2.000 km i 4.000 km - respektivno ), tada je "raščistio" sa daljom izgradnjom složenopetljastih mreža 0,4 kV i 10 kV, ali u varijantnim uporednim analizama nije razmatrao perspektivnu mogućnost izgradnje tronaponskog sistema 220 kV, 10 kV i 0,4 kV, sa samo dva nivoa transformacije - putem TS 220/10 kV i 10/0,4 kV, sa energetskim transformatorima istih snaga i električnih parametara kao i u TS 110/10 kV i 10/0,4 kV.Tada je napajanje beogradskog elektroenergetskog čvora na prenosnim naponima bilo preko jedne TS 400/220 kV - "F" , i ukupno tri TS 220/110 kV - "B", "C" i "E"( kako su označene na Sl. 2 ), a "duboki uvod" svih ovih TS nije tada iskorišćen za radikalan zaokret u izgradnji samo kablovske mreže 220 kV sa TS 220/10 kV - umesto i mreža 400 kV i 110 kV i TS 400/110 kV i 110/10 kV ! Tada je tehnički razvoj kablova 220 kV i transformatora 220/10 kV u Svetu i Evropi mogao to da implementira u beogradski elektroenergetski čvor !!! Iako je drugi po redu koncepcijski program razmatran i rešenja usvojena 1977/78. godine, ipak su sve koncepcijske odluke donešene do 1975. godine - jer su do 1985. godine izgrađene i " stavljene u pogon" ukupno 8 TS 110/10 kV - FOB (1976.) , Voždovac ( 1976.), Slavija (1980.), Filmski grad (1980.), Ralja (1982.), Kalemegdan (1984.) , Mirijevo (1984.) i Barič (1984.) svaka snage 2x40 (31,5 ) MVA!!!Naknadni dugoročni i srednjoročni planski programi su imali daleko skromniju realizaciju (dugoročni i srednjoročni planski programi iz 1986.,1995. i 2006. godine - lit. 3 ) - te su do 1995. godine izgrađene samo TS 110/10 kV Bogoslovija, Bežanijska kosa, Sava Centar, Žarkovo i Kaluđerica, te TS 110/35/10 kV Sremčica i Ralja (ova poslednja je rekonstrukcijom "pretvorena" iz TS 110/10 kV u tronaponsku TS 110/35/10 kV ).U periodu od 1991. do 2009. godine izgrađena je samo TS 110/10 kV Obilić te započeta rekonstrukcija TS 110/10 kV Beograd I i Voždovac, kao i definisana za izgradnju TS 110/10 kV Autokomanda do 2012. godine (označena brojem "1" na Sl. 2 ) ! Najnovijim dugoročnim planom za izgradnju svih mreža na konzumu EDB do 2025. godine predviđene su hitne obimne investicione intervencije samo na prigradskom i vangradskom delu konzuma - sa TS 110/10 kV Obrenovac i Železnik ( TS "7" na Sl, 2 ) , te TS 110/35 kV Grocka( TS "8" ), Surčin ( TS "6") , Barajevo ( TS "9") i Padinska Skela ( TS "10"), kao i izvesnim brojem TS 35/10 kV;Na gradskom delu konzuma do 2025. godine predviđene su izvesne revitalizacione intervencije nad TS 35/10 kV (kako bi ove TS u potpunosti doživele svoj tehnički vek ), kao i izgradnja tek nekoliko TS 110/10 kV na principu interpolacija između nekoliko postojećih TS 35/10 kV. Na taj način se "odlažu" krupne investicione intervencije na izgradnji kablovske mreže 110 kV za napajanje oko 25 TS 110/10 kV koje bi se dobile "pretvaranjem" svih postojećih , enormno starih, TS 35/10 kV u TS 110/10 kV na gradskom delu konzuma EDB (što omogućava građevinski objekat apsolutno svake TS 35/10 kV na gradskom delu konzuma EDB - čak i za smeštaj tri bloka sabirnica 110 kV i 10 kV i tri energetska transformatora snage 40 MVA ) ! Danas,u ovim uslovima, autor ovog rada iznosi pred najširi auditorijum analize sprovedene devedesetih godina prošlog veka, kako bi se, u skladu sa perspektivnim planom zacrtanom dinamikom i obimom izgradnje mreže na kompletnom konzumu EDB do 2025. godine, komentarišući dostignute nivoe opterećenosti elemenata mreža i površinskih gustina opterećenja na mikroreonima konzuma, samo za nijansu intenzivirala dinamika izgradnje mreža na gradskom delu konzuma EDB, te do 2030. godine pored zacrtanih ukupno 9 TS 110/35 kV i 110/10 kVzacrtanih za izgradnju do 2025. godine , u mrežu na konzumu EDB "plasirale" još ukupno 8 TS 110/10 kV, a odustalo od izgradnje jedne TS 110/10 kV u naselju Obrenovac ( prema stavu autora ovog rada sva naselja na prigradskom i vangradskom konzumu EDB treba napajati putem mreže 35 kV, a na osnovu izuzetno povoljnih iskustava sa dosadašnjim napajanjem električnom energijom naselja Mladenovac - putem jedne TS 110/35 kV i šest TS 35/10 kV još iz perioda od sedamdesetih godina prošlog veka ). Svi stavovi autora ovog rada baziraju na obimnim studijama stacionarnih režima u elektrodistributivnim i prenosnim mrežama, studijama struja kratkih spojeva, studijama pouzdanosti i studijama tehno - ekonomije izgradnje mreža, te na osnovu oko stotinak stručnih radova, posle najozbiljnije i najstručnije recenzije, objavljenih u stručnim časopisima i zbornicima radova na savetovanjima JUKO CIGRE i JUKO CIRED. Mnogi postulati i zaključci iz njih će biti samo ovlaš iznešeni i ponovo prikazani u ovom radu, ali će, ipak, biti u kontekstu sa ovim radom iznešeno i nekoliko bitnih novina

2

2.PREDLOG DINAMIKE IZGRADNJE TS 110/10 kV, 110/35 kV I 35/10 kV NA KONZUMU EDB DO 2030. GODINE Ovde je u priloženoj Tabeli I prikazana jedna od mogućih varijanti dinamike izgradnje TS 110/10 kV, 110/35

kV i 35/10 kV na konzumu EDB u srednjoročnim petogodišnjim planskim periodima do 2030. godine.Uvid u opravdanost ovakve dinamike izgradnje TS će biti dat u trećem delu ovog rada - kroz dosadašnji i prognoziran razvoj opterećenja i svih specifičnih parametara potrošnje na nivou administrativnih opština. Tabela I - Predlog obima izgradnje izvora napona 10 kV i 35 kV u mrežama EDB do 2030. godine

godine/periodi TS 110/10 kV TS 110/35 kV TS 35/1o kV

do 2010.

Beogrd I Voždovac

Barič

-

Zemun III Batajnica III

M.M.Lug Padinska Skela

2011 - 2015.

Autokomanda( TS 1 ) Železnik (TS 7 ) Galovica ( TS 3 )

Rekonstrukcija TS BGD VI

Grocka ( TS 8 ) Rekonstrukcija TS BGD X

Barajevo Jakovo Bečmen

Draževac Rušanj

Ripanj - Brđani Grocka II

Ledine Obrenovac II

Kotež

2016 - 2020.

Centar ( TS 2 ) Stari Đeram ( TS 16 )

Olimp ( TS 12 ) Novi Bgd - Blok 32 (TS 13 ) Rekonstrukcija TS BGD V

Surčin ( TS 6 ) Rekonstrukcija TS BGDII

Obrenovac III Dunavac - 35/20/10

kV Beljina Padina

Koraćica Resnik II

2021 - 2025.

Braće Jerković (TS 15 ) Senjak ( TS 14 )

Rakovica ( TS 17 ) Umka ( TS 5 )

Padinska Skela ( TS 10 ) Rekonstrukcija TS BGD

VII Rekonstrukcija TS BGD

XI

Grocka III Dren

Velika Moštanica Barajevo II

Veliki Mokri Lug Vlaško polje

Ovča

2026 - 2030.

Dorćol VI Muška gimnazija ( TS 11 )

Altina ( TS 4 ) Carinska zona ( TS 18 )

Višnjička banja ( TS 19 )

Barajevo (TS 9 ) Rekonstrukcija TS

Mladenovac

Lipovica Jagnjilo

Zeleno brdo Beli potok Resnik III Kumodraž

Trešnja Borča III

3 . OČIGLEDAN ENEGETSKI UVID U POTREBAN OBIM INVESTICIONOG ULAGANJA U MREŽE EDB U okviru ove tačke biće prikazan način praćenja razvoja vršne snage potrošača na nivou administrativnih opština, iz godine u godinu , na konzumu EDB u dosadašnjem periodu.Metod se koristi za određivanje prioriteta u izgradnji TS X/10 kV na konzumu EDB. Naime, s obzirim na to da se na teritoriji gradskih opština nalazi od 3 do 6 TS X/10 kV, a na prigradskim i više, to je očigledno da ukoliko se prosečno iskorišćenje instalisane snage svih TS kreće u opsegu od 80 % do 90 % , da tada tada neizostavno treba intervenisati sa izgradnjom novih objekata mreže na principu interpolacija između postojećih objekata mreže - stavljanjem novog objekta u težište opterećenja. Ovde su dosadašnji razvoji vršne snage na nivou opština sa prognozom razvoja do 2020. godine sortirani prema pripadajućim TS X/110 kV , kako bi se došlo do zaključka o ugroženosti ne samo TS X/10 kV već i TS X/110 kV na konzumu EDB.

3

3.1. -OPTIMALAN KONZUM TS 400/110 kV BEOGRAD XX 3.1.1, - Opština Stari grad

1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020. Stanovnika 83.742. 71.893. 68.564. 61.327. 60.000. 58.000.

Stanova 26.633. 24.932. 26.144. 26.900. 28.000. 30.000. Zaposlenost 87.197. 115.583. 105.024. 69.809. 100.000. 120.000.

Vršna snaga(MW) 46 78 106 117 132 140 Specifično opterećenje(W/st.) 549 1.085. 1.546. 1.907. 2.200. 2.400.

Površina opštine(km2) 7 7 7 7 7 7 Površinska gust.opt.(MW/km2) 6,6 11,2 15,2 16,7 18,8 20

Elektrodistributivni izvori su TS 110/10 kV Kalemegdan(80 MVA ) i TS 35/10 kV Podstanica( 50 MVA ) i Viline Vode(25 MVA ) , a perspektivni izvori su TS 110/10 kV Centar(3x40 MVA ) i Dorćol (3x40 MVA ) ;

Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002.g. oko 76 %!

3.1.2. - Opština Palilula - gradski deo 1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020.

Stanovnika 92.385. 100.034. 97.217. 87.138. 86.000. 85.000. Stanova 24.899. 28.410. 31.267. 35.939. 40.000. 45.000.

Zaposlenost 38.844. 50.523. 50.183. 33.354. 40.000. 55.000. Vršna snaga(MW) 53 92 104,2 123,8 140 170

Specifično opterećenje(W/st.) 575 920 1.072. 1.420. 1.628. 2.000. Površina opštine(km2) 29 29 29 29 29 29

Površinska gust.opt.(MW/km2) 1,83 3,2 3,6 4,3 4,8 5,9 Elektrodistributivni izvori su TS 110/10 kV Beograd I (80 MVA ) i Bogoslovija (80 MVA ) i TS 35/10 kV

Tehnički fakultet ( 50 MVA ) , a perspektivni izvor je TS 110/10 kV Tehnički fakultet(80 MVA ) ; Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002. godini oko

73 %!

3.2. - OPTIMALAN KONZUM TS 220/110 kV BEOGRAD III 3.2.1. - Opština Rakovica

1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020. Stanovnika 50.798. 87.067. 97.752. 102.215. 100.000. 98.000.

Stanova 14.725. 23.850. 29.235. 33.880. 40.000. 48.000. Zaposlenost 39.353. 42.183. 35.161. 40.000. 50.000.

Vršna snaga(MW) 18 38,5 79,7 80,1 90 98 Specifično opterećenje(W/st.) 355 442 834 784 900 1.000.

Površina opštine(km2) 30 30 30 30 30 30 Površinska gust.opt.(MW/km2) 0,6 1,28 2,66 2,67 3,15 3,66 Elektrodistributivni izvori su TS 110/10 kV Filmski grad (63 MVA ) i TS 35/10 kV Kanarevo brdo ( 32 MVA )

, Rakovica (16 MVA ), 21. Maj (24 MVA ) i Resnik (25 MVA ) , a perspektivni izvori su TS 110/10 kV Rakovica (80 MVA ) i TS 35/10 kV Resnik II (16 MVA ) ;

Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002. godini oko 57 %!

3.2.2. - Opština Grocka 1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020.


Zaposlenost 3.713. 5.931. 6.353. 7.737. 8.200. 9.500. Vršna snaga(MW) 4,4 15,4 44,8 67 74 80

Specifično opterećenje(W/st.) 125 283 672 800 902 1.000. Površina opštine(km2) 289 289 289 289 289 289

Površinska gust.opt.(MW/km2) 0,042 0,053 0,155 0,232 0,256 0,276 Elektrodistributivni izvori su TS 110/10 kV Kaluđerica(31,5 MVA ) i TS 35/10 kV Vinča ( 16 MVA ) ,

Grocka (16 MVA ), Boleč (16 MVA ),Pudarci (12,5 MVA ), Vinča institut ( 4,1 MVA ) i Vrčin (8 MVA ) , a perspektivni izvori su TS 110/35 kV Grocka (63 MVA ) i TS 35/10 kV Grocka II i III (svaka snage 16 MVA) ; Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002. g. oko 65 %!

4

3.2.3. - Opština Sopot 1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020.


Zaposlenost 1.145. 1.687. 2.016. 5.458. 6.200. 7.500. Vršna snaga(MW) 1,7 3,4 15,4 16,6 19 24

Specifično opterećenje(W/st.) 80 163 770 767 900 1.200. Površina opštine(km2) 271 271 271 271 271 271

Površinska gust.opt.(MW/km2) 0,006 0,0125 0,057 0,061 0,07 0,09 Elektrodistributivni izvori su TS 110/35/10 kV Ralja(63 MVA ) i TS 35/10 kV Dučina ( 12 MVA ) i Sopot (8

MVA ) ; Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002.g. oko 27 %!

3.3. - OPTIMALAN KONZUM TS 220/110 kV BEOGRAD XVII 3.3.1. - Opština Vračar

1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020. Stanovnika 84.291. 78.862.. 69.680.. 61.576. 56.000. 55.000.

Stanova 27.872 27.676. 27.546. 28.214. 30.000. 32.000. Zaposlenost 29.716. 3.095. 35.488. 26.412. 30.000. 36.000.

Vršna snaga(MW) 25,4 47,5 81,7 128,8 129 138 Specifično opterećenje(W/st.) 300 611 1.182. 2.223. 2.300. 2.500.

Površina opštine(km2) 3 3 3 3 3 3 Površinska gust.opt.(MW/km2) 8,5 15,8 27,2 42 44 45,8 Elektrodistributivni izvori su TS 110/10 kV Slavija (80 MVA ), Obilić (80 MVA ) i TS 35/10 kV Neimar ( 50

MVA ) , a perspektivni izvor je TS 110/10 kV Neimar(3x40 MVA ) ; Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002. g. oko 62 %! 3.3.2. - Opština Voždovac

1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020. Stanovnika 134.206. 159.364. 161.376. 157.817. 150.000. 143.000.


Vršna snaga(MW) 40,7 64,3 91,9 125,4 165 196 Specifično opterećenje(W/st.) 292 405 571 795 1.100. 1.370.

Površina opštine(km2) 149 149 149 149 149 149 Površinska gust.opt.(MW/km2) 0,27 0,43 0,62 0,84 1,11 1,3 Elektrodistributivni izvori su TS 110/10 kV Voždovac (63 MVA ) i TS 35/10 kV Dušanovac( 50 MVA ), Jajinci

(8 MVA )i Ripanj ( 16 MVA ) a perspektivni izvori su TS 110/10 kV Dušanovac (80 MVA ) i Braće Jerković (80 MVA )

i TS 35/10 kV Padina (16 MVA ) ,Beli potok ( 16 MVA ) Trešnja ( 8 MVA ) i Ripanj - brđani ( 16 MVA ); Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002.g.oko 91,5 %! 3.3.3. -Opština Zvezdara

1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020. Stanovnika 112.938. 128.753. 140.483. 137.903. 135.000. 130.000.


Vršna snaga(MW) 44,5 89,7 120,5 185,5 197 212 Specifično opterećenje(W/st.) 395 695 861 1.345. 1.450. 1.630.

Površina opštine(km2) 32 32 32 32 32 32 Površinska gust.opt.(MW/km2) 1,4 2,8 3,8 5,8 6,2 6,6

Elektrodistributivni izvori su TS 110/10 kV Mirijevo (80 MVA ) i TS 35/10 kV Šesta muška gimnazija( 50 MVA ), Konjarnik ( 50 MVA ),Smederevski put (25 MVA ) i M.M,Lug (12,5 MVA ), a perspektivni izvori su TS 110/10 kV Stari Đeram ( 80 MVA ) ,Olimp ( 80 MVA ) ,Šesta muška gimnazija (3x40 MVA ) i Konjarnik (

3x40 MVA ) i TS 35/10 kV Zeleno brdo ( 16 MVA ), Veliki Mokri Lug ( 16 MVA ) i Mali Mokri Lug ( 16 MVA );

Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002.g. oko 8 5,3%!

5

3.4. - OPTIMALAN KONZUM TS 400/110 kV BEOGRAD II 3.4.1. - Opština Savski Venac

1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020. Stanovnika 63.531. 53.374. 47.682. 44.560. 46.000. 47.000.


Vršna snaga(MW) 37,5 87 96 147,5 92 68 Specifično opterećenje(W/st.) 590 1.665. 2.065. 3.180. 2.000. 1.450.

Površina opštine(km2) 14 14 14 14 14 14 Površinska gust.opt.(MW/km2) 2,7 6,2 6,86 10,5 6,6 4,8 Elektrodistributivni izvori su TS 35/10 kV Zeleni Venac ( 50 MVA ) , Savski Venac (41 MVA ) , Topčidersko brdo ( 25 MVA ) i Dobro polje(25 MVA ) , a perspektivni izvori su TS 110/10 kV Autokomanda (80 MVA )

,Senjak (80 MVA ) i Savski Venac (3x40 MVA ); Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002. godini oko

82 %! 3.4.2. - Opština Čukarica

1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020. Stanovnika 102.254. 132.123. 154.632. 174.467. 181.000. 192.500.

Stanova 26.728. 37.070. 49.214 61.903. 66.000. 76.000. Zaposlenost 59.355. 63.812. 59.012. 62.000. 65.000.

Vršna snaga(MW) 35,9 64,9 101,8 149 173 205 Specifično opterećenje(W/st.) 350 490 658 855 1.110. 1.314.

Površina opštine(km2) 156 156 156 156 156 156 Površinska gust.opt.(MW/km2) 0,23 0,42 0,65 0,96 1,1 1,3 Elektrodistributivni izvori su TS 110/10 kV Žarkovo ( 80 MVA ) i TS 35/10 kV Banovo brdo (41 MVA ) , Bele

vode ( 32 MVA ) , Železnik I ( 16 MVA ) , Železnik II ( 8 MVA ) , Železnik ILR ( 12 MVA ) i Umka(25 MVA ) ,

a perspektivni izvori su TS 110/10 kV Železnik (80 MVA ) i Umka (63 MVA ) i TS 35/10 kV Ostružnica ( 8 MVA ) , Lipovica ( 16 MVA ) , Rušanj ( 8 MVA ) i Velika Moštanica ( 8 MVA ) ;

Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002. godini oko 70 %!

3.4.3. - Opština Barajevo 1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020.


Zaposlenost 1.037. 1.189. 3.115. 3.500. 3.700. 4.000. Vršna snaga(MW) 2,1 4,7 9,2 23,8 25 30

Specifično opterećenje(W/st.) 127 250 432 474 1.000. 1.305. Površina opštine(km2) 213 213 213 213 213 213

Površinska gust.opt.(MW/km2) 0,01 0,02 0,043 0,094 0,1173 0,1408 Elektrodistributivni izvori su TS 35/10 kV Boždarevac ( 16 MVA ) , IKL ( 8 MVA ) i Šiljakovac( 8MVA ) ,

a perspektivni izvori su TS 110/35 Barajevo (63 MVA ) i TS 35/10 kVBarajevo (16 MVA ) i Beljina ( 8 MVA ) ;

Prosečno iskorišćenje instalisane snage u odnosu na vršno opterećenje svih TS X/10 kV je u 2002. godini oko 74,4 %!

Ovde će biti prikazan i dosadašnji razvoj vršnih snaga svih TS X/110 kV na konzumu EDB rađen na nivou svih administrativnih opština, kao i prognoza razvoja vršne snage do 2020. godine. Očigledno je da je TS 400/110 kV Beograd II neophodna u mrežama EDB već u planskom periodu 2015-2025. godine, s obzirom na to da se posle izvesnog pada vršne snage ove TS oko 2010. godine ( kao posledica "gasifikacije potrošača" na kompletnoj opštini Savski Venac )normalno očekuje dalji rast vršne snage na ovom području, i naravno, i ove TS. Očigledne su dobre korelacije između vršnog opterećenja konzuma i opterećenja svih pripadajućih TS X/110 kV- kao posledica velike pažnje koja se poklanja formiranju dispečerskih izveštaja o jednovremenim opterećenjima TS X/10 kV na kompletnom konzumu EDB!

6

3.5. - Dosadašnji razvoj vršnih snaga TS X/110 kV na konzumu EDB sa prognozom daljeg razvoja do 2020. godine

1971. 1981. 1991. 2002. 2010. 2020. BGD XX 99 170 210,2 240,8 272 310 BGD II 75,5 156,6 207 320,3 290 303 BGD III 24,1 57,3 139,9 163,7 183 202

BGD XVII 110,6 201,5 294,1 439,7 491 546 BGD V 73,1 177,9 277 368,3 393 464

KOLUBARA 25,8 68 91,7 108,8 119 127 PANČEVO 11,1 29,8 49,7 74,7 86 99,8 UKUPNO 419,2 861,1 1269,6 1716,3 1834 2051,8

OSTVARENO 416 859 1269 1640 - -

4. - RASPLET MREŽA 400 kV, 220 kV i 110 kV U BEOGRADSKOM ELEKTROENERGEETSKOM ČVORU POSLE IZGRADNJE TS 400/110 kV BEOGRAD XX I BEOGRAD II Analize geografskog rasporeda TS X/110 kV i 110/X kV na konzumu EDB kao i optimizacije ukupne dužine mreže 110 kV na računaru su pokazale da optimalan povezni konzum između TS X/110 kV Beograd "A" i Beograd "B" treba da čine TS 110/X kV severno od autoputa Niš - Beograd -Zagreb, sve do Dunava i ušća Save u Dunav, tj. teritorije opština Stari grad, Palilula, Vračar i Zvezdara ; takođe, povezni konzum između TS X/110 kV Beograd "B" i Beograd "C" treba da bude na teritoriji opštine Voždovac, te, najzad, i povezni konzum između TS X/110 kV Beograd "D" i Beograd "C" treba da bude na teritoriji opština Savski Venac i Čukarica. Novi vodovi 110 kV su kablovski, dok postojeći nadzemni vodovi 110 kV treba da povežu ove TS sa udaljenom elektranom "K" i perspektivnom "J" južno od Beograda. Gotovo odmah bi trebalo formirati i "osovinu" Beograd "A" - Beograd "B" - Beograd "C" iz postojećeg dvosistemskog dalekovoda 110 kV od TS Beograd "C" do blizu TS Beograd "A", kako bi se, zajedno sa postojećim nadzemnim i perspektivnim kablovskim vodovima, stvorile najčvršće "veze" za rezerviranje na potezima između svih TS X/110 kV. Konačno sagledavanje persspektivnih trasa za kablovske vodove 110 kV predstavlja potez između TS Beograd "D" i Beograd "E" sa kablovima položenim u korito reke Save od leve ka desnoj obali, ili preko novog mosta na Savi preko Ade Ciganlije - od savskog Amfiteatra na desnoj obali do Bloka 45 na levoj obali reke Save.Prve u nizu TS 110/10 kV koje bi trebalo da aktualizuju ovaj pravac su TS "1" ( Autokomanda ) i TS "14" ( Senjak ) koje bi do izgradnje TS Beograd "D" trebalo priključiti na TS "B" sa dva kabla 110 kV položenim u isti rov.To bi bila i "geografska granica" između zona raspleta izvora "A" i"B", izvora "B" i "C", te izvora "C" i "D". Perspektivne TS 110/10 kV je, sa veoma malom dogradnjom osnovne povezne mreže 110 kV, moguće povezati tako da se ostvari princip sigurnosti "n-2" - ali bi tada trebalo da postoje i međuveze između poveznih vodova 110 kV, i svaka prijemna TS da ima tri napojna kabla 110 kV ( kao što je to prikazano na Sl. 2 ).Ukupna dužina takve mreže je manja od isključivo povezne mreže 110 kV koja se gradi za princip sigurnosti "n-1", sa neuporedivo kraćom dužinom rovova ( jer je u takvoj mreži moguće polagati i više kablova u isti rov ) ! Interesantno je da bi tada samo nove TS 110/10 kV trebalo da imaju dvostruke sabirnice u postrojenju 110 kV sa ukupno tri polja za vodove i, naravno i tri polja za ukupno tri transformatora 110/10 kV ( radi potpunog rezervisanja incidenata ""n-2" na naponskom nivou 110 kV ). Mrežu 400 kV u beogradskom elektroenergetskom čvru za napajanje TS "A" i "D" bi trebalo formirati kombinacijom postojećih i perspektivnih dalekovoda 400 kV, kao što je to prikazano na Sl. 1,te ih povezati sa postojećim izvorom "K" i perspektivnim izvorom "J".

7

Sl. 1. - Rasplet mreža 400 kV, 220 kV i 110 kV sa izgradnjom TS 400/110 kV Beograd "A" i Beograd "D"

Sl. 2. - Moguće varijante oblikovanja mreže 110 kV za principe sigurnosti "n-1" i "n-2"

8

5. ENORMNO STARE MREŽE I NOVE MREŽE NA GRADSKOM KONZUMU EDB Ovde su na priloženoj Sl. 3. prikazane mikrolokacije apsolutno svih TS X/10 kV na gradskom konzumu EDB, ali i sa naglašenim zonama novih TS 110/10kV izgrađenih u periodu od 1971. do 1993. godine.Očigledno je da nove mreže "pokrivaju" samo oko 40 % geografske površine gradskog konzuma - što mora da zabrinjava sve učesnike u odlučivanju o obimu investiranja u elektrodistributivnu mrežu na području Beograda, a ne samo zaposlene u EDB!

Sl. 3. - Učešće nove mreže sa TS 110/10 kV na gradskom području Beograda 6. ZAKLJUČAK Radom je prikazana jedna moguća varijanta raspleta mreža 400 kV, 220 kV i 110 kV na konzumu EDB za planski period do 2030. godine;do tada bi u beogradski elektroenergetski čvor trebalo interpolirati ukupno 4 TS 110/35 kV i 2 TS 110/10 kV u prigradskoj i vangradskoj mreži, i još desetak TS 110/10 kV (3x40 MVA svaka ) u gradskoj mreži. Neophodno je potrebna i TS 400/110 kV Beograd II odmah posle 2020. godine - kao što je to i bilo predviđeno prethodnim dugoročnim planskim programima ! Perspektivnu mrežu 110 kV je moguće oblikovati i za princip sigurnosti "n-2", a u tom slučaju su moguća značajno manja finansijska sredstva nego za mreže koje rezerviraju incidente reda "n-1"! 7. KORIŠĆENA LITERATURRA (1) - Elektrosrbija Beograd, Perspektivni plan izgradnje mreža 110 kV i 35 kV u beogradskom elektroenergetskom čvoru, Studija, 1955/57. godina (2) - G.Muždeka, - Idejni projekti razvoja mreža 110 kV i 35 kV na području Beograda do 2000. godine,Studija,1977. godine (3) - ETI N.Tesla- Idejni projekti razvoja mreža 110 kV i 35 kV do 2005.,2010. i 2025. godine, Studije, 1986.,1995. i 2006. godine

9

*Ivana Čojčić, dipl.ing.el, Gospodar Jevremova 26,[email protected] *Tomislav Milanov,dipl.ing.el,Gospodar Jevremova 26,[email protected]

R C1 - 03

GEOGRAFSKI NEZAVISNE NAPONSKE ZONE REGULACIONIH TS 110/X kV I STALNA INTERPOLACIJA NOVIH IZVORA U SREDNJENAPONSKE MREŽE

NA KONZUMU "ELEKTRODISTRIBUCIJE BEOGRAD" U PERIODU OD 1893. DO 2030. GODINE

Ivana Čojčić, Dipl.el.ing* Tomislav Milanov, Dipl.el.ing.*

PD "Elektrodistribucija Beograd" Beograd Srbija

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

-------- Kratak sadržaj: Radom se iznose postojeće geografski nezavisne naponske zone svih TS 110/35 kV ,110/35/10 kV i 110/10 kV na kompletnom konzumu PD"Elektrodistribucije Beograd", sa regulacionim transformatorima, a kroz prostorni prikaz preko prigodnih karti.Razvoj elektrodistributivnih mreža se prikazuje kroz sve karakteristične periode počev od 1893. godine do danas, za koji period u dokumentaciji EDB postoje dovoljno pouzdani podaci.Očigledno se uočava redukovanje ukupnih geografskih površina elektrana i svih regulacionih TS 110/X kV, kao posledica izgradnje svih objekata mreža u uslovima stalnog rasta potrošnje električne energije i snage na kompletnom i gradskom i prigradskom i vangradskom/ruralnom delu konzuma.Daje se i jedno današnje sagledavanje za izgradnju aktuelnih regulacionih TS 110/X kV do 2030. godine. Zaključuje se da se dalja interpolacija novih izvora u elektrodistributivnim mrežama treba da nastavi i u bližoj i u daljoj perspektivi.Prema tome , s obzirom na jako povoljna iskustva u EDB na radikalnom povećanju kvaliteta električne energije i optimizaciji ukupnih tehno - ekonomskih efektata u izgradnji nove i eksploataciji postojećih mreža, ovaj način izgradnje mreža treba u potpunosti poštovati i shvatiti kao sveopšti princip/zakon ili stil izgradnje mreža u svim nastupajućim srednjoroočnim planskim periodima ne samo u EDB.Na taj način se omogućava da svi izvori u mrežama u potpunosti dožive svoj tehnički vek, naravno, i sa neminovnim revitalizacionim intervencijama - pre svega rasklopne opreme. Rad može da bude koristan svim energetičarima i planerima elektrodistributivnih mreža koji direktno ili indirektno definišu dinamiku izgradnje mreža , kao i svima onima koji odlučuju o obimu investiranja u elektroprivredi. --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Ključne reči:Regulacija napona,geografske zone izvora,padovi napona u mrežama, Joule-ovi gubici u mrežama,ekonomiija izgradnje elektrodistributivnih mreža

1.Uvod Regulaciji naponskih prilika u svim mrežama i do krajnjih potrošača, u svim proizvodno-prenosnim i elektrodistributivnim sistemima na području beogradskog elektroenergetskog čvora, oduvek se posvećivala velika, dužna, pažnja, kao, uostalom i svim drugim parametrima kvaliteta električne energije (među kojima je, svakako, najznačajnije održavanje učestalosti u propisima definisanom, tehnički izvodljivom, opsegu). Stalno praćenje, analiza i kontrola svih parametara kvaliteta električne energije u dosadašnjem periodu imaju za posledicu danas mnogo uže opsege svakodnevnog ispoljavanja istih od propisima definisanih, na kompletnom i gradskom i prigradskom i vangradskom/ruralnom potrošačkom području PD "Elektrodistribucije Beograd"( u daljem tekstu EDB ) koji se prostire na površini od preko 2.800. km2(gradski deo na površini od oko 350 km2).Tako se npr. kvalitet napona kod svih pojedinačnih potrošača na gradskom delu konzuma EDB kreće u desetostruko užem opsegu oko nazivne vrednosti nego što je to propisima definisano, a na ruralnom području se preduzimaju adekvatne investicione intervencije da se ovaj parametar kreće u prihvatljivom opsegu, opet, u daleko užem opsegu nego što to propisi "traže" ; kabliranjem bezmalo svih niskonaponskih mreža i na ruralnim područjima, izgradnjom samonosećim kablovskim snopovima na betonskim stubovima, eliminisani su i danas veoma neugodni porasti i padovi napona faza pri pojavi prolaznih zemljospojeva sa velikim otporom na mestu "kvara" - usled tuširanja provodnika niskonaponske mreže o grane drveća, tzv. pojava "flicker"-a ( treperenje sijalica u večernjim i noćnim časovima). S obzirom i na prostorni raspored i način napajanja velikih industrijskih potrošača sa srednjefrekventnim indukcionim pećima ili izuzetno intermitentnim pogonom motora sa regulacijom brzine obrtanja motora promenama učestalosti putem elemenata energetske elektronike, i harmonijsko izobličenje napona kod apsolutno svih potrošača na konzumu EDB, se , makar i u tragovima-ne primećuje! Međutim, do toga se došlo sistemarskim radom i angažovanjem ne samo svih do sada zaposlenih u EDB - već i svih inženjera i tehničara te radnika na ovim prostorima , koji su, prateći i uvodeći sve uvek aktuelne novine sa evropskih i svetskih prostora - postepeno, kroz bezbroj iteracija, upornim radom, stalnom borbom i sa izrazito stohastičkim aspektom pojavljivanja svih parametara kvaliteta električne energije u praksi, merenjima na "terenu" u mrežama i kod potrošača , izgradili i grade mreže sa oduvek jako zaoštrenim tehno - ekonomisanjem u izgradnji mreža, te danas svi parametri kvaliteta električne energije kod potrošača i na konzumu EDB ispoljavaju zakon normalne Gauss-ove raspodele, sa veoma oštrim opsegom varijacije oko maksimuma raspodele/srednje nazivne vrednosti! Ovim radom će biti očigledno/vizuelno prikazan samo jedan aspekt regulacije daleko najvažnijeg parametra - kvaliteta napona, i to samo kroz veličinu i razvoj geografski nezavisnih naponskih zona regulacionih TS 110/X kV na kompletnom konzumu savremenog beogradskog elektroenergetskog čvora. Naime, posle izgradnje prve termoelektrane na ugalj na Dorćolu, termoelektrane STARA CENTRALA u 1893. godini, a zatim i ZEMUN, te termoelektrana SNAGA I SVETLOST i MAKIŠ,sve do 1953. godine, do izgradnje prve TS 110/35 kV Beograd II, regulacija napona u mreži je sprovođena samo na generatorima ( a mnogo kasnije od tih početaka, oko 1933. godine, i premeštačima u TS 6/3/2 kV Podstanica I na Dorćolu i TS 60/6 kV Podstanica II kod današnje mostarske petlje). Već oko 1960. godine postoje četiri, u 1970. godini sedam, a u 1980. godini čak šesnaest geografski nezavisnih naponskih zona. Danas ih ima oko trideset! Do 2020. godine, prema nekim procenama biće ih još najmanje pet, a do 2030. godine još najmanje devet! A tek tada se očekuje nagla ekspanzija sa oko dvadesetpet novih regulacionih zona, geografski nezavisnih, koje će se dobiti "pretvaranjem" postojećih TS 35/10 kV u matičnim građevinskim objektima na gradskom delu konzuma u savremene regulacione TS 110/10 kV! Mladost današnja će to svakako dočekati a i poneko od nas rođenih oko pedesetih godina prošlog veka. Tako intenzivnu i dinamičnu izgradnju mreža na području Beograda smo priželjkivali i sedamdesetih i osamdesetih godina prošlog veka, ali gotovo dvadesetogodišnja nestabilna politička situacija, embargo prema SRJ i rat na području južnoslovenskih naroda, sputali su nas u nastojanjima da svim potrošačima plasiramo električnu energiju sa apsolutno svim parametrima kvaliteta i na ruralnim područjima kao i u predgrađima svih svetskih metropola. Ovako dinamičan razvoj i u perspektivi nametaće svi potrošači sa sistematskim povećanjem površinskih gustina opterećenja i svih specifičnih parametara potrošnje električne energije, te će, u skladu sa njihovim "ponašanjem", biti sprovođeni manje ili više obimni investicioni zahvati/ciklusi.

2

2.DOMETI PRVIH ELEKTRANA NA PODRUČJU GRADA U 1922. I 1933. GODINI I SVE DO 1960. GODINE

U okviru ove tačke rada biće prikazane jednopolne sheme " visokonaponskih" mreža ( gledano iz današnjeg ugla srednjenaponskih ) na području Grada u 1922. i 1933. godini . Današnji nazivi ulica potiču još iz tih vremena. Takođe, prikazane su i geografski nezavisne naponske zone izvora napona 6 kV i 35 kV u 1960. godini ( termoelektrana Snaga i svetlost i Zemun i TS 110/35 kV Beograd I i Beograd II ).Tada su naponski nezavisne geografske zone regulacionih TS 110/35 kV Beograd I i Beograd II bile veće i od 1.000. km2!

Sl.1-Šema razvoda električne mreže Beograda u 1922. godini

Sl.2-Šema razvoda električne mreže Beograda u 1933. godini

3

Sl. 3 - Geografski nezavisne naponske zone na konzumu EDB u 1960. godini(

Termoelektrana "Snaga i svetlost" i "Zemun" i regulacionih TS 110/35 kV Beograd I i

Beograd II )

Sl. 4 - Geografski nezavisne naponske zone na konzumu EDB u 1970. godini

(sa ukupno 4 nove regulacione TS i naponski nezavisne geografske zone )

3.GEOGRAFSKI NEZAVISNE NAPONSKE ZONE TS 110/X kV U PERIODU OD 1970. DO 2010. GODINE Već u 1971. godini stavljena je u pogon prva TS 110/10 kV Beograd I na Karaburmi sa površinom konzuma od tek nekoliko km2 , da bi do 1980. godine u pogonu bile i TS 110/10 kV FOB, Voždovac, Slavija i Filmski grad. Negde oko 1985. godine uvidele su se sve loše strane odluka donešenih oko 1975. godine da se na ruralnim područjima obustavi dalja izgradnja TS 110/35 kV, i u mrežu se u 1990. godini, posle najozbiljnijih studija, uvode tronaponske TS 110/35/10 kV za napajanje električnom energijom naselja Sremčica i Železnik te kompletne opštine Barajevo (sa geografski nezavisnom naponskom zonom od preko 300 km2). Posle toga je došlo i do "pretvaranja" i prve TS 110/10 kV Ralja na ruralnom području u tronaponsku TS, a danas se sagledava još za izgradnju ukupno 4 TS 110/35/10 kV ili TS 110/35 kV. Stavljanjem samo ovih 4 TS 110/X kV u težišta opterećenja mreže 35 kV - padovi napona na svim vodovima 35 kV na kompletnom ruralnom delu konzuma EDB će biti dovedeni na nivo od ispod 2 % ! U tački 4. će biti prikazani postojeći padovi napona u mreži 35 kV na ovim mikroreonima, koji su još uvek dobro kompenzovani delovanjem regulacione automatike i regulacionih preklopki u izvornim TS 110/35 kV i premeštačima napona u pripadajućim TS 35/10 kV; na taj način je širina variijacije napona kod svih pripadajućih potrošača u mreži 0,4 kV još uvek u granicama od 3 % - 7 % od nazivne vrednosti napona - što je više nego dvostruko uži opseg od propisima dozvoljenog. Zato se sa neizmernim iščekivanjem čeka izgradnja ove 4 TS 110/X kV na ruralnom području EDB, što nameću i izuzetno visoki Joule-ovi gubici u mrežama 35 kV na ovim područjima- čija će korelacija sa procentualnim padovima napona u mrežama biti iznešena u tački 5.

4

Sl. 5 - Geografski nezavisne naponske zone na

konzumu EDB u 1980. godini (sa ukupno 8 novih regulacionih TS i naponski

nezavisnih geografskih zona )








4. GEOGRAFSKI NEZAVISNE NAPONSKE ZONE

PERSPEKTIVNIH TS 110/X kV NA KONZUMU EDB DO 2020. I 2030. GODINE

U okviru ove tačke biće prikazan način na koji se oduvek, putem nomograma, procenjuje ugroženost mreža sa aspekta padova napona u njoj, a u funkciji od opterećenja svakog od vodova na pripadajućem delu mreže.Očigledno je da su TS 110/35 kV Grocka ,Surčin, Barajevo i Padinska Skela na ruralnim područjima neophodne još koliko danas - što nameću i izuzetno visoki procentualni Joule-ovi gubici u mreži 35 kV, kao i značajno niži nivo pouzdanosti napajanja električnom energijom.

5

Iz istih razloga, sagledavajući padove napona opet preko nomograma, treba interpolirati u mrežu 10 kV i oko 20 perspektivnih TS 35/10 kV. Sa ovim "objektima" ukupni padovi napona u svim mrežama 35 kV i 10 kV na konzumu EDB će biti dovedeni na vrednosti ispod 2 %, maksimalno 3 %, kao uostalom i u slučaju postojećeg napajanja TS 35/10 kV Krnjača, Borča i Hemind na banatskom delu konzuma EDB - sa dvosistemskim napojnim vodovima 35 kV dužina do 5, eventualno 10 km.





(sa ukupno 8 novih regulacionih TS i naponski nezavisnih geografskih zona )

Si

T

Slu

11(s

na35

l. 11 - Nomogram padova napona u mreži 35 kV pre zgradnje TS 110/35 kV Padinska Skela

(sa izgradnjom ove TS padovi napona u mreži 35 kV za sve S 35/10 kV će biti manji od 2 % )

. 12 - Nomogram padova napona mreži 35 kV pre izgradnje TS

0/35 kV Grocka a izgradnjom ove TS padovi pona u mreži 35 kV za sve TS /10 kV će biti manji od 3 % )

6

Sl. 13 - Nomogram padova napona u mreži 35 kV pre izgradnje TS

35 kV Barajev110/ o

35/10 k % )

Sl. 1izgra

(sasve TS

(sa izgradnjom ove TS padovi napona u mreži 35 kV za sve TS

V će biti manji od 2

4 - Nomogram padova napona u mreži 35 kV pre dnje TS 110/35 kV Surčin

izgradnjom ove TS padovi napona u mreži 35 kV za 35/10 kV će biti manji od 4 % )

5.KORELACIJE IZMEĐU PROCENTUALNIH PADOVA NAPONA I JOULE-OVIH GUBITAKA Ovde će biti prikazane uobičajene korelaciije između procentualnih padova napona i Joule-ovih gubitaka na apsolutno svim naponskim nivoima mreža u funkciji i od opterećenja i u funkciji od dužine vodova , koje očigledno kazuju da su u elektrodistributivnim mrežama procentualni padovi napona i Joule-ovi gubici u njoj istih vrednosti, dok su u prenoosnim mrežama procentualni padovi napona za nijansu veći od procentualnih Joule-ovih gubitaka. Pretpostavljeno je da faktor snage na potrošačkom kraju vodova ima vrednost 1 , dok, treba napomenuti, da sa promenom faktora snage ove korelacije imaju druge "veze". Dijagrami imaju inženjersku tačnost.

7

Sl. 15 .-Prenosne snage kablovskih i nadzemnih vodova svih napona u funkciji od dužine vodova uz uslov da pad napona ne prevaziđe zadatu vrednost,npr. 5 %

8

Sl. 16 - Procentualni Joule-ovi gubici na kablovskim i nadzemnim vodovima u funkciji od opterećenja po kilometru dužine vodova ( za vodove 0,4 kV na 100 metara dužine )

Sl. 17 - Procentualni padovi napona na kablovskim i nadzemnim vodovima u funkciji od opterećenja po kilometru dužine vodova ( za vodove 0,4 kV na 100 metara dužine )

9

6. ZAKLJUČCI Na kraju, da se, opet, samo u kratkim crtama iznese ono što je, sa malo teksta i desetak dijagrama, već rečeno : na gradskom delu konzuma EDB, kao i na većem delu ruralnih područja, kvalitet napona kod potrošača je na zaista visokom nivou ; međutim na ukupno 4 područja sa nadzemnim mrežama 35 kV i još oko 20 mikroreona sa nadzemnim mrežama 10 kV, neophodni su za izgradnju pripadajući izvori napona 35 kV, odnosno 10 kV, kako bi padovi napona u mrežama bili dovedeni na itekako prihvatljiv nivo - bili ograničeni na vrednosti ispod 3 % i za sva nastupajuća povećanja površinskih gustina potrošača i opterećenja i za daleku perspektivu. Nove izvore treba interpoliratti u postojeće mreže stavljanjem u težišta potrošnje, te i sa minimalnim "dogradnjama" postojećih načina napajanja, izvući maksimum koji u ovom trenutku pružaju mreže 35 kV i 10 kV.Ovaj stil stalnih interpolacija novih izvora u postojeće mreže je sasvim blizu i optimalnim tehno - ekonomskim efektima za izgradnju i eksploataciju elektrodistributivnih mreža ne samo na konzumu EDB. 7.KORIŠĆENA LITERATURA (1)-Dragutin Stanojević, ELEKTRODISTRIBUCIJA Beograda, Zemuna i beogradskog kraja, razvoj do 2000.,Monografija,Beograd 2001. (2)Interna dokumentacija EDB (3) Tomislav Milanov, Odabrani objavljeni stručni radovi, kopirano u 100 primeraka, tri primerka se nalaze u Stručnoj biblioteci EDB, obim:oko 80 stručnih radova, 2008. godine

10

Р Ц1 - 04

РАЗВОЈ ХИДРОЕНЕРГЕТСКОГ СИСТЕМА НА РИЈЕЦИ НЕРЕТВИ У РЕПУБЛИЦИ СРПСКОЈ

Мр Жељко Ратковић, дипл. инж. маш.1


Проф. др Пантелија Дакић, дипл. инж. маш.


Проф. др Стеван Станковски дипл. инж. ел.

Факултет техничких наука, Нови Сад Република Србија

Кратак садржај Ријека Неретва, по природним карактеристикама, представљала је једну од најинтересантнијих токова за изградњу хидроенергетских објеката у бившој држави Југославији. Горња Неретва као географски појам обухвата дио слива ове познате ријеке узводно од града Коњица. Потез Горње Неретве се сада налази у два ентитета: Републици Српској и Федерацији БиХ. Како је прошло више од двије деценије од посљедњег разматрања и дефинисања основне концепције хидроенергетског кориштења Горње Неретве, а респектујући све промјене до којих је у међувремену дошло, потребно је било размотрити и верификовати дефинитивну концепцију хидроенергетског кориштења дијела тока Горње Неретве на подручју Републике Српске. Кључне ријечи: Горња Дрина, Хидроелектрана, Анализа ризика 1. УВОД Ријека Неретва, по природним карактеристикама, представљала је једну од најинтересантнијих токова за изградњу хидроенергетских објеката у бившој држави Југославији. Велика количина падавина (1700 mm), велике концентрације воде и повољни топографски и морфолошки услови за изградњу постројења, само су неке од предности овог слива. Извор је на око 1000 m.n.m. дужина тока 228 km и површина слива 11840 km2. Прије избијања ратних сукоба, на сливу ријеке Неретве изграђено је пет хидроенергетских објеката. Горња Неретва као географски појам обухвата дио слива ове познате ријеке узводно од града Коњица. Потез Горње Неретве се сада налази у два ентитета: Републици Српској припада најузводнији дио потеза дужине око 36 km, односно дио тока од извора до профила који се налази око 1,5 km узводно од ушћа Љуте, док преостали дио потеза Горње Неретве до Коњица припада Федерацији БиХ.

1 Мр Жељко Ратковић, МХ Електропривреда РС, Матично предузеће а.д. Требиње, Ул.Степе Степановића бб, 89 101 Требиње, БиХ (РС)

1

2. ИСТРАЖИВАЊА ХИДРОЕНЕРГЕТСКОГ ПОТЕНЦИЈАЛА НА ПОДРУЧЈУ ГОРЊЕ НЕРЕТВЕ ДО 1991. ГОДИНЕ Рад на истраживању хидроенергетског потенцијала горњег тока ријеке Неретве до 1991. године може се подијелити на два периода:

- до почетка Другог свјетског рата, односно до 1941. године, - након завршетка Другог свјетског рата до 1991. године,

2.1 Период до Другог свјетског рата Послије завршетка Првог свјетског рата, Министарство пољопривреде и вода, путем Генералне дирекције вода, извршило је процјену водних снага новооформљене државе и приказало у публикацији: "Привремени попис водених снага Краљевине Срба, Хрвата и Словенаца", Београд 1922. године. Марта 1945. године, настаје документ "Водне снаге на територији Далмације" аутора инж. Јосифа Маматзи-а. По свом настанку припадао би наредном раздобљу, али по настанку материје коју садржи припада овом раздобљу. Подаци и концепције изнијете у њему, базирају се на студијама и пројектима израђеним у периоду 1925. – 1941. Значај овог материјала је у томе што указује на пројекте и анализе које су урађене до почетка Другог свјетског рата [2]. 2.2 Период од завршетка другог свјетског рата до 1991. године Завршетком Другог свјетског рата, покренуте су активности на обезбјеђењу потребне енергије, а за то је било потребно интезивно истраживање и изградњу енергетских извора, између осталих и водних потенцијала. Инжењер Јарослав Черни, је човјек који је отпочео, а може се рећи и утемељио, систематско изучавање водних снага у СР БиХ. У часопису Електропривреда из 1951. године од стране Вујице Јевђевића публикован је чланак "Хидроенергетске могућности ријеке Неретве" и ово је први документ који приказује енергетске могућности цјелокупног тока ријеке Неретве са одређеним притокама. Према основном пројекту из 1953. године, чије су поставке и рјешења приказани у часопису Електропривреда, чланком "Хидроенергетско рјешење сливног подручја Неретва-Рама" од стране Д. Царића, први пут је детаљније анализирано енергетско кориштење горње Неретве. Систематско изучавање водних снага Југославије започиње 1949. године у Хидротехничком институту "Инг. Јарослав Черни", и први резултати су објављени 1954. године путем чланка: ХИДРОЕНЕРГЕТСКИ ПОТЕНЦИЈАЛ ЈУГОСЛАВИЈЕ, штампаног у часопису Електропривреда, аутора В. Јевђевића и Д. Марјановића. Комплетније обавјештење о овом изучавању дато је путем књиге: ВОДНЕ СНАГЕ ЈУГОСЛАВИЈЕ, објављене 1956. године[2]. Завршетком Основног пројекта отворена је нова фаза рада на изучавању и изради одговарајуће техничке документације. Кроз тај рад, прикупљајући релевантне податке и информације, долазило је до промјена у односу на концепцију дату раније, а оне су се кретале: од смањења броја хидроелектрана ради енергетског кориштења "горњег тока Неретве", па до прилагођавања енергетских карактеристика хидроелектрана захтјевима развоја. Значајније промјене су настале крајем шездесетих година. 3. ПРЕГЛЕД ДОСАДАШЊИХ РЈЕШЕЊА

Горња Неретва је у више наврата била предмет пажње и истраживања најповољнијег начина хидроенергетског кориштења њених вода: • 1953 год у оквиру “Основног пројекта хидроенергетског кориштења тока ријеке

Неретве”. Овим пројектом предвиђена је изградња три хидроелектране: ХЕ Улог, ХЕ Главатичево и ХЕ Љута.

• 1960. год. у оквиру “Допуне Основног пројекта пројекта хидроенергетског кориштења тока ријеке Неретве”.

2

Овим појектом концепција кориштења Горње Неретве доживјела је значајну трансформацију. Елимининисана је хидроелектрана ХЕ Главатичево и цјелокупан потез Горње Неретве ријешен са двије електране - ХЕ Улог и ХЕ Коњиц. Високоакумулациона хидроелектрана Коњиц је планирана са котом успора 400 mнм, а као оптимално рјешење ХЕ Улог, за тадашње услове и критерије, одабрана је варијанта акумулационо – деривационог постројења са котом успора 736 mнм.

• 1973. год. у оквиру ажурираног “Основног пројекта хидроенергетског кориштења тока ријеке Неретве”.

Основна концепција и параметри ХЕ Улог и ХЕ Коњиц из “Допуне Основног пројекта” је задржана, са изузетком повећања инсталисаних снага [3].

• 1984. год. у оквиру „Студије хидроенергетско кориштење Горње Неретве” Овим појектом концепција кориштења Горње Неретве доживјела је значајну трансформацију. Цјелокупан потез Горње Неретве ријешен је са четири прибранске акумулационе електране - ХЕ Улог, ХЕ Главатичево, ХЕ Љубуча и ХЕ Коњиц[1].

4. ДЕФИНИСАЊЕ ПРОБЛЕМА И АНАЛИЗА РИЗИКА

Како је прошло више од двије деценије од посљедњег разматрања и дефинисања основне концепције хидроенергетског кориштења Горње Неретве, а респектујући све промјене до којих је у међувремену дошло, потребно је било још једанпут, користећи најновије методе и критерије у пројектовању, као и актуелна и евентуално будућа економско-еколошка ограничења, размотрити и верификовати дефинитивну концепцију хидроенергетског кориштења дијела тока Горње Неретве на подручју Републике Српске. На подручју Републике Српске, тј на око 36 km горњeg токa ријеке Неретве, планиране су биле:

1. ХЕ Љубуча - Ова хидроелектрана планирана је тако да заузима подручје и Федерације БиХ и Републике Српске. На подручју Федерације БиХ, планиран је положај машинске зграде и дио акумулације, а на подручју Републике Српске планиран је положај дијела акумулације[1].

2. ХЕ Улог - Хидроелектрана Улог пројектована је тако да се и машинска зграда и

акумулација налази у Републици Српској. ХЕ Улог пројектована је тако да има инсталисану снагу 36 MW и просјечну годишњу производњу од 102 GWh.

ХЕ Улог је прибранска електрана, са браном лоцираном на 33 km+250 од извора Неретве, или 3,5 km низводно од мјеста Улог. Планирана, лучно бетонска конструкција бране формира акумулацију запремине 389×106 m3 за радни ниво на коти 736 m.н.м., а укупна висина бране је 151 m, a дужина круне бране 235,5 m[1].

Код изградње хидроенергетских објеката потребно је анализирати одговарајуће ризике у евалуацији хидроенергетских пројеката[7]. Приликом анализа ризика код усвојеног хидроенергетског искориштења горњег тока ријеке Неретве, из 1984. године, значајније су изражени сљедећи ризици:

- Геолошки ризик, - Хидрогеолошки ризик, - Хидролошки ризик, - Ризик великих вода и акумулација, - Ризик вишенамјенског коришћења вода, - Конструктивни ризик (Ризик прелома бране), - Ризик утицаја на околину, - Ризик дугог развоја и прекорачења трошкова и рока изградње, - Политички ризик, - Социолошки аспекти реализације хидроенергетских пројеката, - Ризик обезбјеђења начина финансирања.

На основу претходно наведених чињеница, може се закључити да је било потребно поново анализирати 36 km ријеке Неретве у Републици Српској и пројектовати нова технички

3

изводљива и економски исплатива рјешења хидроенергетских објеката на том дијелу тока ријеке Неретве. 5. НАЧИН РЈЕШАВАЊА ПРОБЛЕМА И АНАЛИЗА ВАРИЈАНТНИХ РЈЕШЕЊА Почетком 2007. године МХ ЕРС је покренула процедуру да се изради „Идејно рјешење искориштења горњег тока ријеке Неретве у Републици Српској, са Претходном студијом оправданости“, и „Хидролошка студија за горњи ток ријеке Неретве у Републици Српској“. Израда ове инвестиционо-техничке документације повјерена Институту за водопривреду „Јарослав Черни“ из Београда. Горњи ток реке Неретве у Републици Српској, који је енергетски неискоришћен, ограничен је са низводне стране међуентитеском границом РС – Федерација БиХ, а са узводне стране мјестом Улог. Укупно расположив пад на овом простору износи око 111,0 m: узводна кота 641 mнм (кота моста преко р. Неретве у Улогу је 645 mнм) - низводна кота код локалитета Град 530 mнм [6]. У долини ријеке Неретве, на разматраном простору, постоје повољни услови за изградњу великих брана (клисураста долина) и то веома рационалног типа и облика (лучне и гравитационе бране, мале запремине). Геоморфолошки услови за формирање акумулација су релативно добри. Запремине акумулационих простора нису велике, али могу бити веома драгоцјене у енергетском смислу. Услови вододрживости акумулационих базена су промењиви и на овом нивоу познавања геолошких карактеристика простора се могу оцијенити као нелимитирајући фактори којима се у наредним фазама истраживања и пројектовања мора посветити одговарајућа пажња [6].

Слика 1. Приказ хидрометеоролошких станица на сливу

и непосредној близини слива горње Неретве

Основни принцип енергетског искоришћења дијела водотока се своди на максимизацију односа количине и квалитета произведене енергије са инвестиционим трошковима. На ово питање није било могуће дати јасан и поуздан одговор без одговарајуће упоредне анализе могућих варијантних решења. Полазећи од овог, а уважавајући реално стање простора, хидролошких карактеристика и ограничења, дефинисани су могући основни објекти енергетског система (бране и акумулације, доводни системи и машинске зграде), чијим се комбиновањем добијају могућа варијантна рјешења хидроенергетског искоришћења потенцијала горњег тока ријеке Неретве у Републици Српској.

4

У инвестиционо-техничкој документацији „ХЕ Неретва-Улог, Идејно рјешење и претходна студија изводљивости“ за све варијанте извршен је прорачун енергетских ефеката на основу дефинисаних перформанси акумулација и природних услова (хидролошки подаци приказани у Хидролошкој студији горњег тока ријеке Неретве у РС), као и процјена инвестиционе вриједности. 5.1 Прорачун производње електричне енергије за варијантна рјешења Средње годишње производње добијене су осредњавањем резултата прорачуна за период од 1954.-1985. године. Протоци на одговарајућим преградним профилима (Недавић, Студенац, Трескавац и Град) преузети су из хидролошке студије дате која је претходно урађена. Пројектант је извршио прорачун производње за 11 описаних варијаната искоришћења хидропотенцијала предметне локације. Ових 11 варијаната формирано је комбинацијом 17 могућих решења ХЕ. Могућа рјешења разликују се по: - локацији електране, - типу електране (прибранска или деривациона), - типу дотока (код електрана на локацији „Град“ доток зависи од тога које се електране налазе узводно од њих, осим код ХЕ „Град високи“, која у систему ради сама). 5.2 Анализа варијантних техничких рјешења Пројектант је низводно од мјеста Улог, разматрао више варијантних рјешења, и у тим варијантним рјешењима је предивио 6 различитих преградних конструкција на четири изабрана профила, и процијенио инвестициона улагања у преградне конструкције. Пројектант је такође, анализирао доводне системе за анализиране деривационе варијанте, машинске зграде, а и такође је процијенио инвестициона улагања у доводне системе. У току анализа варијантних техничких рјешења, Пројектант је за све варијанте анализирао хидромеханичку, машинску и електро опрему, и процијенио инвестициона улагања у ову опрему. Такође, Пројектант је извршио анализу и процјену инвестиционих улагања у приступне путеве за сва варијантна рјешења. 6. УСВОЈЕНО ХИДРОЕНЕРГЕТСКО РЈЕШЕЊЕ ГОРЊЕГ ТОКА РИЈЕКЕ НЕРЕТВЕ У РЕПУБЛИЦИ СРПСКОЈ За избор оптималне варијанте енергетског искоришћења горњег тока ријеке Неретве у Републици Српској, Пројектант је извршио упоредну анализу анализираних варијантних техничких рјешења, кроз симултано сагледавање техничких карактеристика објеката, енергетских показатеља, економских параметара и других релевантних услова. 6.1 Упоредна анализа инвестиционих вриједности различитих варијанти Пројектант је израдио рекапитулацију инвестиционе вриједности кроз следеће основне позиције: - Грађевински радови: бране, доводни системи, машинске зграде, и путеви, - Опрема: хидромеханичка, машинска, електро и оскултациона опрема на бранама, хидромеханичка опрема доводних система, агрегати и пратећа хидромеханичка опрема, електроопрема, прикључак на електроенергетску мрежу - Нематеријална улагања (откупи, вриједност истражних, пројектантских и других радова) – процијењена на 15% од вриједности грађевинских радова, и набавке и уградње опреме. 6.2. Упоредна нализа енергетских показатеља Енергетске показатеље чине сумарни подаци о инсталисаним снагама свих хидроелектрана, као и просјечне годишње производње хидроелектрана кроз анализиране варијанте и то исказане кроз укупну производњу, производњу вршне и производњу базне енергије. 6.3. Упоредна анализа економских параметара Економске параметре разматраних варијантних рјешења су основни статички економски параметри:

5

- специфичне инвестиције (однос инвестиционе вриједности и инсталисане снаге) и - инвестициони количник (однос инвестиционе вриједности и годишње производње) 6.4 Избор варијанте Критеријуми за избор варијанте су инвестициони, економски и енергетски параметри, а такође и, критеријуми водопривредних услова и територијална припадност објекта. Предност код избора варијанте су она рјешења која се у потпуности налазе на територији Републике Српске. Прва рангирана варијанта која је у потпуности на територији Републике Српске је варијанта ХЕ Град-ниска и деривациона ХЕ Недавић са основним објектима система: брана Недавић (КНУ 641 mнм), доводни систем Недавић-Град, деривациона ХЕ Недавић, брана Град- ниска (КНУ 570 mнм), “прибранска“ ХЕ Град-ниска[6]. Изабрану варијанту чине:

- деривациона ХЕ Недавић са годишњом производњом од 75 GWh (инсталисана снага 32,8 MW) и,

- „прибранска“ ХЕ Град-ниска са годишњом производњом од 11,244 GWh (инсталисана снага 2,8 MW).

Слика 2. Подужни пресјек изабране ватијанте

Процијењена укупна инвестициона улагања у изградњу ХЕ Недавић и ХЕ Град-ниска су 59,37 милиона ЕУР-а. - специфичне инвестиције 1771 €/kW и - инвестициони количник 0,731 €/kWh - Просјечна производна цијена за век рада од 30 година износи 4,5 €c/kWh. - Просјечна производна цијена у првим годинама рада износи 7,3 – 5,70 €c/kWh. ХЕ Недавић (Улог) је деривациона хидроелектрана, са браном лоцираном на 33 km+250 од извора Неретве, или 3,5 km низводно од мјеста Улог. Планирана, лучно бетонска конструкција бране формира акумулацију запремине 7,04×106 m3 за радни ниво на коти 641 m.н.м., а укупна висина бране је 53 m, a дужина бране у круни 56,6 m.

Уколико се изврши техно-економска анализа само деривационе ХЕ Недавић као прве фазе реализације (инвестициона вриједност за ову хидроелектрану са свим припадајућим објектима је 42,7 милиона €), добијају се најповољнији економски пoказатељи: - специфичне инвестиције 1420 €/kW и - инвестициони количник 0,62 €/kWh Просјечна производна цијена за век рада од 30 година износи 3,8 €c/kWh. Просјечна производна цијена у првим годинама рада износи 6,1 – 5,0 €c/kWh

6

6.5 Анализа ризика за усвојено рјешење Ако упоредимо ризике који су били присутни код хидроенергетског рјешења из 1984. године за горњи ток ријеке Неретве у Републици Српској, са рјешењем које је усвојено у инвестицио-техничкој документацији коју је урадио „Институт за водопривреду Јаросла Черни“, може се закључити да су ризици:

- Геолошки ризик - смањен, - Хидрогеолошки ризик- смањен, - Хидролошки ризик-смањен, - Ризик великих вода и акумулација -смањен, - Ризик вишенамјенског коришћења вода - смањен, - Конструктивни ризик (Ризик прелома бране) - смањен, - Ризик утицаја на околину-смањен, - Ризик дугог развоја и прекорачења трошкова и рока изградње-смањен, - Политички ризик- смањен, - Социолошки аспекти реализације хидроенергетских пројеката-смањен, - Ризик обезбјеђења начина финансирања- смањен.

На основу енергетских, инвестиционих, економских и анализа ризика, усвојено техничко рјешење има већу могућност да се реализује. 7. НАРЕДНЕ АКТИВНОСТИ У циљу реализације наредне фазе пројектовања, тј. израде Идејног пројекта, потребно је обезбиједити квалитетне подлоге. На преградном мјесту планиране бране Недавић, до 1991. године вршени су значајни истражни радови и на основу те чињенице потребно је прикупити те податке. Такође, у циљу бољег сагледавања режима вода и режима наноса на току горње Неретве потребно је реализовати следеће активности:

- Прикупљање, систематизација и анализа постојеће документације и подлога за слив Горње Неретве,

- Успостављање лимниграфских станица, - Симултана хидролошка мјерења на одређеним профилима, - Детаљно теренско рекогносцирање слива и водотока, - Организација псамолошких осматрања и мјерења, - Анализа постојеће документације о наносу на ријеци Неретви итд[5].

У циљу смањења геолошких ризика, у процесу истраживања за хидроенергетске објекте (бране, машинске зграде, доводни и одводни системи), потребно је реализовати сљедеће активност:

- Израда пројекта истраживања, - Инжењерскогеолошко и хидрогеолошко картирање терена, - Истражно бушење, - Геофизичка истраживања, - Лабораторијска испитивања, - Израда елабората (парцијални и синтезни) са програмом допунских истраживања за

фазу пројекта за извођење[8].. Такође, за израду осталих дијелова Идејног пројекта, потребно је обезбиједити одговарајуће подлоге. 8. ЗАКЉУЧАК У инвестиционо-техничкој документацији која је израђена у 2008. години, тј. у „Идејном рјешењу и претходној студији изводљивости“, пројектоване су двије хидроелектране ХЕ Улог (Недавић) и ХЕ Град-ниска, а основни параметри ових хидроелектрана су: - ХЕ Улог (Недавић) деривациона хидроелектрана, инсталисане снаге 32,8 МW и просјечне годишње производње од 75 GWh електричне енергије, - ХЕ Град-ниска је прибранска електрана, инсталисане снаге 2.8 МW и просјечне годишње производње од 11,24 GWh електричне енергије.

7

ХЕ Улог (Недавић) је технички изводљив пројекат, економски оправдан и на еколошки прихватљивој локацији без значајних утицаја на животну средину. Након свих анализа и добијених параметара може се закључити да је у тренутку потребно наставити активности на истраживању и пројектовању само деривационе ХЕ Недавић, јер ова хидроелектрана показује да је то оптимално рјешење у овом тренутку. Прибранску ХЕ „Град-Ниски” би требало градити у каснијем периоду, када се могу очекивати повољнији општи услови за искориштење обновљивих извора електричне енергије. ЛИТЕРАТУРА: [1] РО ХЕ на Неретви, Јабланица ООУР Институт за истраживање и развој,"Пројекат Горња

Неретва", Студија, Мостар, 1985. године. [2] Енергоинвест, ООУР Хиграинжењеринг."Хидроенергетско кориштење Горње Неретве",

Студија, Сарајево, 1984. године. [3] Енергоинвест "Хидроенергетско коришћење ријеке Неретве", Основни пројекат, Техничко

рјешење, ХЕ Улог - Сарајево, 1973. године. [4] Институт за водопривреду „Јарослав Черни“, „Хидролошка студија горњег тока реке

Неретве (у Републици Српској)“- Београд, март 2008. године, [5] Институт за водопривреду „Јарослав Черни“ „ХЕ Неретва-Улог, Идејно рјешење и

претходна студија оправданости“ -, Београд, март 2008. године, [6] Мр Мирослав Марковић „Пројектно финансирање у земљама у развоју, Анализа ризика у

евалуацији хидроенергетских пројеката“, Никшић 2000, године. [7] Проф. др. Петар Стојић „Хидротехничке грађевине“, Сплит 1998. године.

DEVELOPMENT OF HYDRO POWER SYSTEM ON THE NERETVA RIVER IN THE REPUBLIC OF SRPSKA

Zeljko Ratkovic, M.Sc.M.E.

MH Elektroprivreda of the Republic of Srpska, Parent Joint-stock Company Trebinje Bosnia and Herzegovina (Republic of Srpska)

Prof.Dr. Pantelija Dakic, B.M.E.

MH Elektroprivreda of the Republic of Srpska, Parent Joint-stock Company Trebinje Bosnia and Herzegovina (Republic of Srpska)

Prof.Dr. Stevan Stankovski, B.E.E.

Faculty of Technical Science, Novi Sad Serbia

Summary By its natural characteristics the Neretva River represents one of most interesting river flows for construction of hydro power facilities in former Yugoslavia. The upper Neretva, as a geographical term, covers a part of the basin of this known river upstream from Konjic town. The upper Neretva area is now located in two entities: Republic of Srpska and Federation of BiH. Since more than two decades were passed from the last survey and definition of the upper Neretva hydro power utilisation concept, and respecting all changes arisen in the meantime, it was necessary to consider and verify the definite hydro power utilisation concept of the upper Neretva river part at the territory of the Republic of Srpska.

8

R C1 - 05

IZBOR VREMENSKE KONSTANTE INERCIJE, TRANZIJENTNIH REAKTANSI I POBUDNOG SISTEMA AGREGATA U TE KOLUBARA B I TE NIKOLA TESLA B3

Dragan P.Popović, Ivan Stanisavljević, Miloš Stojković Institut "Nikola Tesla", Beograd

KRATAK SADRŽAJ

U radu se izlažu relevantni metodološki i praktični aspekti izbora najpovoljnijih vrednosti vremenskih konstanti inercije, tranzijentnih reaktansi i najpovoljnijih karakteristika pobudnih sistema agregata. Praktična primena ove metodologije je obavljena na primeru predviđenih novih agregata u TE Kolubara B i TE Nikola Tesla B3.

Ključne reči: izbor, vremenska konstanta inercije, tranzijentne reaktanse, pobudni sistem,

sistem regulacije pobude

1. UVOD

Značaj i složenost problematike izbora relevantnih parametara novih agregata i njihovih blok-transformatora već su bili istaknuti u [1-6]. U referenci [6], naglašeno je da je ova problematika od posebnog značaja za planirane nove termoagregate u TE Kolubara B (2x 350 MW) i TE Nikola Tesla B3 (1x 750 MW), imajući u vidu veličine njihovih snaga i mesta priključenja na sistem, odnosno njihov veliki uticaj na efikasno i stabilno funkcionisanje EES-a Srbije. Vlada Republike Srbije, na sednici održanoj 11. decembra 2008. godine, konačno je dala zeleno svetlo da EPS raspiše međunarodni tender za izbor strateškog partnera za izgradnju ove dve termoelektrane. Raspisana je prva faza navedenog tendera, što je objavljeno u „Fajnenšel tajmsu“ 20. januara 2009. godine.

U pomenutom kontekstu izbora najpovoljnih vrednosti ključnih parametara i karakteristika agregata, odnosno generatora, prvi i jedan od najznačajnijih, a reklo bi se i jedan od najdelikatnijih zadataka je bio izbor najpovoljnijih vrednosti nominalnog faktora snage generatora, koji je morao da se vrši simultano sa izborom prenosnog odnosa njihovih blok-transformatora. O tome kako je taj problem rešavan i rešen, bilo je detaljno reči u Studiji [2] i radu [6]. Dalje, u Studiji [2], izloženi su relevantni metodološki i praktični aspekti izbora najpovoljnijih vrednosti odnosa kratkog spoja, odnosno sinhronih reaktansi generatora u razmatranim novim TE.

Predmet pažnje ovoga rada je izbor najpovoljnijih vrednosti vremenske konstante inercije, tranzijentnih reaktansi, pobudnih sistema i sistema regulacije pobude pomenutih novih turboagregata. U njemu, najpre se u najkraćim crtama izlažu relevantni metodološki aspekti analiza tranzijentne stabilnosti, u kontekstu izbora ovih parametara i karakteristika, a zatim se daju rezultati praktične primene ove metodologije i odgovarajućeg računarskog programa.

2. METODOLOŠKI ASPEKTI IZBORA VREMENSKE KONSTANTE INERCIJE AGREGATA, TRANZIJENTNIH REAKTANSI I POBUDNOG SISTEMA GENERATORA

2.1. Uvodne napomene

Vremenska konstanta inercije agregata (Ti),, tranzijentna reaktansa u podužnoj osi generatora (x'd), odnos kratkog spoja (Kc) i karakteristike pobudnog sistema i njegove regulacije, u svojoj povezanosti, sa različitim pojedinačnim uticajem, u najvećoj meri definišu dinamičko ponašanje

1

agregata u okviru kratkotrajnih dinamičkih procesa EES-a. Na to imaju uticaja i vremenska konstanta pobudnog kola pri otvorenom statorskom namotaju i parametri i karakteristike pobudnog sistema i sistema regulacije pobude, kao i ostale relevantne veličine (opterećenje generatora aktivnom i reaktivnom snagom).

Vremenska konstanta inercije agregata je jedan od najznačajnijih parametara agregata (turbine i generatora). Ona je izvedena iz veličina i rasporeda obrtnih masa agregata, odnosno iz njegovog zamajnog momenta, svedenog na nominalnu snagu i nominalni broj obrtaja. Povećanje vremenske konstante inercije evidentno povoljno utiče na stabilan rad generatora u EES. Međutim, specijalno po-većanje vrednosti zamajnih masa iznad tipičnih, odnosno prirodnih vrednosti, u cilju povećanja rezerve stabilnosti, direktno i značajno utiče na povećanje cene generatora.

Takođe, i veličine tranzijentne reaktanse, kao i odnosa kratkog spoja, utiču na cenu generatora. Na primer, ako bi razlozi stabilnosti zahtevali niže vrednosti tranzijentne reaktanse od uobičajenih, to bi za sobom povlačilo smanjivanje elektromagnetnog iskorišćenja materijala, a što bi nužno dovelo do povećanja odgovarajućih dimenzija generatora, a time i njegove cene. Dakle, u pitanju je jedna složena problematika, koja ima tehno-ekonomski karakter. A kada su u pitanju tehnički aspekti, oni su u prvom redu vezani za problematiku tranzijentne stabilnosti EES-a, na koji se priključuju novi generatori. Analize tranzijentne stabilnosti, dakle, vršene su prvenstveno u cilju utvrđivanja povoljnog opsega vrednosti tranzijentne reaktanse u podužnoj osi generatora (x'd) i vremenske konstante inercije agregata (Ti), kao i u cilju utvrđivanja najpovoljnijih rešenja za pobudni sistem i njegovu regulaciju.

2.2. Metodološki i praktični aspekti analiza tranzijentne stabilnosti

U cilju sagledavanja proučavanog fenomena tranzijentne stabilnosti bilo je neophodno da se raspolaže sa odgovarajućom metodologijom (i odgovarajućim računarskim programom). Ta metodologija bi trebalo da na adekvatan način simulira dinamičko ponašanje EES-a, nakon pojave i eliminacije kvara. Dakle, bilo je neophodno modelovanje kompletne električne mreže razmatrane interkonekcije i svih njenih relevantnih komponenti, uključujući odgovarajuće regulacione i zaštitne uređaje (u prvom redu to se odnosi na detaljnije modelovanje sinhronih mašina i njihovih regulacionih sistema). Takođe, takav prilaz je zahtevao razvoj efikasne metode numeričke integracije aktuelnih sistema nelinearnih diferencijalnih jednačina.

U Institutu "Nikola Tesla", razvijena je jedna takva metodologija i odgovarajući računarski program (DINST) [7]. Ova metodologija koristi isti način modelovanja relevantnih komponenti EES-a i isti efikasan način numeričke integracije aktuelnih diferencijalnih jednačina, koji je primenjen kod analiza statičke stabilnosti i kod strožijih analiza primarne regulacije učestanosti. Razlika postoji u načinu modelovanja električne mreže, kao i načinu rešavanja problema tokova snaga. U ovoj metodologiji, matematički model tokova snaga, odnosno jednačine balansa formirane su preko strujnih injektiranja u svim čvorovima EES-a, predstavljenog matricom admitansi čvorova, u kojoj su uključene i grane sinhronih mašina.

Računarski program DINST za analize tranzijentne stabilnosti baziran je na prethodno pomenutom strožijem modelovanju sinhronih mašina i njihovih regulacionih sistema, uključujući i pomenute standardizovane modele pobudnog sistema (i njegove regulacije), hidropostrojenja i termopostrojenja. On, pored glavnog programa ima 34 potprograma tipa subroutine, a u njegovoj realizaciji primenjen je takođe Visual Fortran Professional Edition 6.0.0. Omogućeno je tretiranje interkonekcija sa 10000 čvorova, 30000 grana, 2000 generatora, 4000 transformatora i 200 regulacionih basena. Unošenje ulaznih podataka i prikazivanje niza relevantnih rezultata je omogućeno posebnim editorima za čiji je razvoj korišćen Microsoft Visual Basic 5.0.

Korisniku ovoga računarskog programa je omogućeno sledeće: utvrđivanje efekata tropolnih kratkih spojeva na odabranim elementima, utvrđivanje efekata različitih vrsta nesimetričnih kratkih spojeva na odabranim elementima, utvrđivanje efekta uspešnog tropolnog automatskog ponovnog uključenja, na dalekovodima gde ono postoji, utvrđivanje efekta neuspešnog tropolnog automatskog ponovnog uključenja, na dalekovodima gde ono postoji, utvrđivanje efekta uspešnog jednopolnog automatskog ponovnog uključenja, na dalekovodima gde ono postoji, utvrđivanje efekta neuspešnog jednopolnog automatskog ponovnog uključenja, na dalekovodima gde ono postoji, utvrđivanje efekta

2

jednostrukih i višestrukih ispada proizvodnih kapaciteta i automatizovani proračun kritičnog vremena trajanja tropolnog kratkog spoja.

Automatizacija proračuna kritičnog vremena trajanja tropolnog kratkog spoja je doprinela da se analize tranzijentne stabilnosti obavljaju veoma brzo i racionalno, dakle i veoma efikasno. Kritično vreme isključenja kvara (KVIK), koje je teorijska kategorija, predstavlja minimalnu vrednost od svih dobijenih vrednosti maksimalnog trajanja tropolnih kratkih spojeva, nastalih na početku svih dalekovoda (elementa), koji su povezani za razmatrano čvorište, pri kojima je još uvek očuvana stabilnost sinhronog paralelnog rada (tzv. ugaona stabilnost). Pri tome, eliminacija kvara se vršila trajnim tropolnim isključenjem deonice u kvaru. Na taj način, poredeći dobijene vrednosti za KVIK, sa realnim vrednostima vremena eliminacije kvara, dobija se dobra slika u pogledu granice, odnosno rezerve tranzijentne stabilnosti za razmatrano stanje interkonekcije.

Dalje, korisniku, za posmatrani vremenski period odvijanja prelaznog procesa, je omogućeno praćenje sledećih dinamika promene: električnih uglova, odnosno sopstvenih učestanosti svake od sinhronih mašina, tokova aktivnih snaga na svim elementima, tokova reaktivnih snaga na svim elementima, struja na svim elementima, napona u svim čvorovima, ems-le Eq na svim generatorima, ems-le E fq na svim generatorima, električnih snaga na svim generatorima i mehaničkih snaga na svim generatorima.

Sa ovim pokazateljima, grafički interpretiranim na selektivan i pregledan način, dobija se detaljni uvid u sam tok odvijanja prelaznog procesa, odnosno "odziva" EES-a na pojavu i eliminaciju analiziranog kvara. Ujedno, dobijaju se svi relevantni pokazatelji, koji se odnose na uspostavljeno postdinamičko, kvazistacionarno stanje razmatranog EES-a, u njegovom širokom okruženju.

3. IZBOR TRANZIJENTNIH REAKTANSI, VREMENSKIH KONSTANTI INERCIJE, VRSTE POBUDNIH SISTEMA I NJIHOVE REGULACIJE AGREGATA U TE KOLUBARA B I TE NIKOLA TESLA B3


Sve analize za potrebe Studije [2] urađene su na modelu realne elektroenergetske interkonekcije koju sačinjavaju EES Srbije, Crne Gore, Bosne i Hercegovine, Hrvatske, Mađarske, Makedonije, Rumunije, Bugarske, Grčke i Albanije. Modelovane su kompletne visokonaponske mreže 220 i 400 kV u pomenutim EES (u EES Grčke, i relevantni delovi mreže 150 kV), uz napomenu da je kompletno modelovana mreža 110 kV u EES Srbije i sve TS 110/X kV. Pri tome, u potpunosti je respektovan dalji razvoj prenosne mreže Srbije, saglasno rezultatima Studije [8].

Za potrebe analiza dinamičkih stanja EES-a Srbije, korišćeni su interni podaci Instituta "Nikola Tesla", koji su godinama skupljani, proveravani, sređivani i ažurirani, a inovirani podaci, vezani za pobudne sisteme i sisteme regulacije pobude generatora u EES Srbije, preuzeti su iz [9]. Takođe, koriščeni su i podaci, koji su prikupljani i sređivani tokom rada na Studiji "Izrada i verifikacija računarskog dinamičkog simulacionog modela elektroenergetskog sistema Republike Srbije sa okruženjem", koja se radi za potrebe Elektromreže Srbije.

3.2. Kraći prikaz nekih od karakterističnih rezultata

Primenom računarskog programa DINST obavljene su veoma obimne analize tranzijentne stabilnosti EES-a Srbije, u njegovom širokom okruženju, kada su predmet posebne pažnje bili agregati u TE Kolubara B i TE N.Tesla B3. To je urađeno za maksimalna i minimalna stanja prenosne mreže Srbije koja se očekuju 2015, 2020. i 2025. godine, za karakteristične poremećaje po vrsti, mestu i trajanju. U okviru ovoga, vršene su analize osetljivosti kritičnog vremena isključenja tropolnog kratkog spoja (3PKS) na početku relevantnih dalekovoda 400 kV, na varijacije vremenske konstante inercije Ti i tranzijentne reaktanse xd' razmatranih agregata. Vremenska konstanta inercije agregata i tranzijentna reaktansa varirane su u širokom opsegu (od 4 s do 10 s, odnosno od 0.20 do 0.50 r.j.).

Karakteristični rezultati ovih analiza, prikazani u šestoj glavi Studije [2] (posredstvom četiri tabele i četrdeset šest dijagrama), na jedan pregledan način govore o karakteru i osobinama

3

razmatranih tranzijentnih prelaznih stanja. Pre svega, to se odnosi na dobijene vrednosti za kritično vreme isključenja najtežeg kvara (3PKS), koji na razmatranom naponskom nivou (400 kV) ima veoma malu verovatnoću nastanka. Najznačajniji rezultati analiza tranzijentne stabilnosti, kada su predmet pažnje bile TE Kolubara B i TE N.Tesla B3, koji mogu da daju dobru globalnu sliku, sistematizovani su u Tabeli I. U njoj se daju kritična vremena isključenja (KVIK) tropolnog kratkog spoja (3PKS) na dalekovodima 400 kV koji gravitiraju TE Kolubara B i TE N.Tesla B3, za maksimalna i minimalna stanja prenosne mreže Srbije, koja se očekuju 2015, 2020. i 2025. godine. Ovi rezultati važe za maksimalno opterećenje TE Kolubara B (2x350 MW) i TE N.Tesla B3 (750 MW), kao i za maksimalno opterećenje N.Tesla B 1, 2 i TE N.Tesla A. Pri tome, za vremensku konstantu inercije razmatranih turboagregata uzeta je vrednost od 5 s, a tranzijentne reaktanse po podužnoj osi su imale vrednost 0.30 r.j. Takođe, ovi rezultati se odnose na slučaj kada ovi turbogeneratori imaju statičke samopobudne sisteme, sa proporcionalnom regulacijom.

Tabela I: Kritična vremena isključenja 3PKS na relevantnim dalekovodima 400 kV koji gravitiraju TE Kolubara B i TE N.Tesla B3

1 TE Kolubara B - TS Kragujevac 0.21 0.34 0.21 0.34 0.21 0.32 0.21 0.30 0.21 0.38

2 TE Kolubara B - TS Obrenovac A 0.14 0.31 0.15 0.31 0.15 0.29 0.20 0.30 0.20 0.37

3 TE Kolubara B - TS Beograd 8 - - - - - - 0.21 0.30 0.21 0.3

3 RP Mladost - TS N.Sad 0.14 0.25 0.14 0.25 0.12 0.23 0.13 0.23 0.13 0.29

4 RP Mladost - TS Obrenovac A 0.13 0.24 0.13 0.24 0.13 0.22 0.12 0.22 0.12 0.27

5 RP Mladost - TS S.Mitrovica 0.14 0.25 0.14 0.25 0.13 0.23 0.13 0.23 0.13 0.29

max max min

R.br.

2015 2020Tropolni kratak spoj

na početku dalekovodamin

Kritično vreme isljučenja kvara (s)

2025

VARIJANTA 1 VARIJANTA 5

max min max

Kritično vreme isljučenja kvara (s)

VARIJANTA 6

min max min

7

Poredeći dobijene vrednosti za KVIK, sa vrednostima vremena reagovanja postojeće distantne

zaštite na dalekovodima 400 kV i vremena dejstva prekidača (te vrednosti u zbiru ne prelaze 0.10 s, a najčešće se kreću oko 0.08 s), zaključuje se da će novi turboagregati u TE Kolubara B i TE N.Tesla B3, sa uobičajenim ("prirodnim") vrednostima za relevantne parametre, posedovati zadovoljavajući nivo rezerve tranzijentne stabilnosti.

Taj zaključak je utemeljen rezultatima analizama osetljivosti vrednosti KVIK-a na varijacije vremenske konstante inercije agregata (Tj), u širokom opsegu od 4 do 10 s i varijacije tranzijentne reaktanse u podužnoj osi (x'd), takođe u širokom opsegu od 0.2 do 0.50 r.j.. Grafička interpretacija karakterističnih rezultata, vezanih za evaluaciju KVIK-a, daje se na Slikama 1, 2 i 3.

Zavisnost kritičnog vremena isključenja 3PKS čvorišta 400 kV TE Kolubara B, od vremenske konstante inercije agregata Tj u TE Kolubara B, za dve vrednosti tranzijentne reaktanse x'd i maksimalna stanja 2015. i 2025. godine, daje se na Slici 1. Dalje, na Slici 2 daje se zavisnost kritičnog vremena isključenja 3PKS na početku dalekovoda 400 kV TE Kolubara B - Kragujevac od vremenske konstante inercije agregata Tj u TE Kolubara B, za maksimalno stanje 2015. godine. To se daje za dve vrednosti tranzijentne reaktanse x'd (0.25 i 0.40 r.j) i za dve vrste pobudnih sistema (SS – statički samopobudni; NP- nezavisna pobuda) generatora u u TE Kolubara B. Zatim, na Slici 3, za maksimalno stanje 2015. godine, daje se zavisnost kritičnog vremena isključenja 3PKS na početku dalekovoda 400 kV TE Kolubara B - Kragujevac od tranzijentne reaktanse x'd generatora u TE Kolubara B, za dve ekstremne vrednosti vremenske konstante inercije Tj (4 s i 8 s). Tranzijentna reaktansa xd' varirana je takođe u širokom opsegu (od 0.20 do 0.50). Ti rezultati ukazuju da uslovi obezbeđenja potrebne rezerve tranzijetne stabilnosti ne unose neke posebne zahteve u pogledu njihovog izbora. Time je omogućen, kao i u slučaju odnosa kratkog spoja (Kc), izbor ekonomičnih rešenja, odnosno "prirodnih" ili uobičajenih vrednosti za ove parametre.

4

4 6 8

0.12

0.14

0.16

0.18

0.20

0.22

0.24

10

KVIK

[s]

Tj [s]

MAX 2015 (x'd =0.25) MAX 2015 (x'd =0.40) MAX 2025 (x'd =0.25) MAX 2025 (x'd =0.40)

Slika 1: Zavisnost kritičnog vremena isključenja 3PKS čvorišta 400 kV TE Kolubara B, od vremenske

konstante inercije agregata u TE Kolubara B

4 6 80.16

0.18

0.20

0.22

0.24

0.26

0.28

0.30

10

KVI

K [s

]

Tj [s]

SS (x'd =0.25) NP (x'd =0.25) SS (x'd =0.40) NP (x'd =0.40)

Slika 2: Zavisnost kritičnog vremena isključenja 3PKS na početku dalekovoda 400 kV TE Kolubara B - Kragujevac od vremenske konstante inercije agregata u TE Kolubara B – maksimalno stanje 2015.

godine

5

0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.50

0.16

0.18

0.20

0.22

0.24

0.26

0.28

KVIK

[s]

x'd [p.u.]

Tj = 4 [s] Tj = 8 [s]

Slika 3: Zavisnost kritičnog vremena isključenja 3PKS na početku dalekovoda 400 kV TE Kolubara B

- Kragujevac od tranzijentne reaktanse generatora u TE Kolubara B – maksimalno stanje 2015. godine

Dalje, dobijeni rezultati omogućuju izbor savremenih statičkih poluprovodničkih (tiristorskih)

samopobudnih sistema za generatore u TE Kolubara B i TE N.Tesla B3. Ti sistemi su praktično bezinercioni, a karakteriše ih ekonomičnost, visoka pouzdanost u radu i jednostavnost. Ujedno, dobijeni rezultati analiza tranzijentne stabilnosti opravdavaju izbor jednostavnog elektronskog regulatora pobude, čija se regulaciona greška u osnovi formira na bazi otklona napona na krajevima generatora ("proporcionalna" regulacija), a takođe, dobijeni rezultati ne uslovljavaju posebno ekstremne vrednosti za stepen forsiranja, odnosno "plafonsku" vrednost napona pobude razmatranih turbogeneratora (ne veće od 2). Kao dobra ilustracija tranzijentnih svojstava EES-a Srbije, poslužiće naredne Slike 4, 5 i 6.

0 4 8 12 16

-20

0

20

40

60

80

20

HE Djerdap TE Drmno TE Kolubara B TE N.Tesla B12 TE N.Tesla A56

el.u

gao

[°]

t [s] Slika 4: Krive oscilovanja izabranih generatora nakon 3PKS na početku dalekovoda 400 kV

TE Kolubara B – TS Obrenovac - maksimalno stanje 2015. godine (TE N.Tesla B 3 nije u pogonu)

6

0 4 8 12 16-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

20

HE Djerdap TE Drmno TE Kolubara B12 TE N.Tesla B12 TE N.Tesla B3

el.u

gao

[°]

t [s] Slika 5: Krive oscilovanja izabranih generatora nakon 3PKS na početku dalekovoda 400 kV

TE Kolubara B – TS Obrenovac - maksimalno stanje 2020. godine

0 4 8 12 16 20-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

P [M

W]

t [s]

TE Kolubara B - TS Kragujevac 2 TE Kolubara B - TS Obrenovac A TS N.Sad 3 - RP Mladost TS Obrenovac A - RP Mladost RP Mladost - TS S.Mitrovica 2

Slika 6: Tokovi aktivnih snaga na navedenim 400 kV dalekovodima nakon 3PKS na početku

dalekovoda 400 kV RP Mladost – TS Novi Sad - maksimalno stanje 2020. godine

7

4. ZAKLJUČCI

Primenom računarskog programa DINST obavljene su obimne analize tranzijentne stabilnosti EES-a Srbije u njegovom širokom okruženju, za očekivana maksimalna i minimalna stanja 2015, 2020. i 2025. godine. Poredeći dobijene vrednosti za KVIK, sa vrednostima vremena reagovanja postojeće distantne zaštite na dalekovodima 400 kV i vremena dejstva prekidača (te vrednosti u zbiru ne prelaze 0.10 s, a najčešće se kreću oko 0.08 s), zaključuje se da će novi turboagregati u TE Kolubara B i TE N.Tesla B3, sa uobičajenim vrednostima za relevantne parametre, posedovati zadovoljavajući nivo rezerve tranzijentne stabilnosti. Taj zaključak je utemeljen na bazi rezultata analiza osetljivosti vrednosti KVIK-a na varijacije vremenske konstante inercije agregata (Tj), u širokom opsegu od 4 do 10 s i varijacije tranzijentne reaktanse u podužnoj osi (x'd), takođe u širokom opsegu od 0.2 do 0.50 r.j.. Takođe, dobijeni rezultati omogućuju izbor savremenih statičkih poluprovodničkih (tiristorskih) samopobudnih sistema, koji su praktično bezinercioni, a koje karakteriše i ekonomičnost, visoka pouzdanost u radu i jednostavnost. Dalje, dobijeni rezultati opravdavaju izbor jednostavnog elektronskog regulatora pobude, čija se regulaciona greška u osnovi formira na bazi otklona napona na krajevima generatora ("proporcionalna" regulacija), a ne uslovljavaju posebno ektremne vrednosti za stepen forsiranja, odnosno "plafonsku" vrednost napona pobude razmatranih turbogeneratora.

Na kraju, potrebno je da se naglasi da utvrđeni opseg osnovnih elektromehaničkih parametara (praktično je reč o mogućnosti izbora najekonomičnijih rešenja, odnosno izbora uobičajenih, "prirodnih" vrednosti), obezbeđuje realizaciju povoljnih statičkih i dinamičkih performansi razmatranih novih termoagregata u TE Kolubara B i TE N.Tesla B3, što je na liniji obezbeđenja visokog stepena sigurnosti i ekonomičnosti pogona, kako ovih samih agregata, tako i EES-a Srbije, u kome oni neposredno participiraju.

5. LITERATURA

[1] "Izbor i analiza optimalnih parametara generatora i blok-transformatora hidroelektrana priključenih na prenosnu mrežu 110 i 35 kV EES EPS-a", Institut "Nikola Tesla", Beograd, 2007.

[2] "Studija stabilnosti rada i izbor opsega najpovoljnijih vrednosti parametara i karakteristika turboagregata i blok-transformatora u TE Kolubara B i TE Nikola Tesla B3", Institut "Nikola Tesla", Beograd, 2008.

[3] D.P.Popović, M. Stojković, ''Izbor nominalnog faktora snage generatora i karakteristika njegovog blok-transformatora'', časopis "Elektroprivreda", br. 2, 2008., str.13-27.

[4] D.P.Popović, M.Stojković, ''Izbor vremenske konstante inercije, tranzijentnih reaktansi i pobudnog sistema generatora prema zahtevina elektroenergetskog sistema'', časopis "Elektroprivreda", br.3, 2008, str.17-27.

[5] D.P.Popović, M. Stojković, ''Izbor odnosa kratkog spoja i sinhronih reaktansi generatora sa aspekta zahteva elektroenergetskog sistema'', 52 Konferencija ETRAN, Palić, 8-12 jun, 2008, EE2.5-1-4.

[6] D.P.Popović, M.Stojković, I.Stanisavljević, ''Izbor nominalnog faktora snage generatora i karakteristika blok-transformatora u TE Kolubara B i TE Nikola Tesla B3'', rad prjavljen za 29 Savetovanje CIGRE Srbija, Zlatibor, 31 maj- 6 jun, 2009.

[7] D.P.Popović, "Dinamička sigurnost elektroenergetskih interkonekcija", monografija, Institut "Nikola Tesla", Beograd, ISBN 978-86-83349-07-4, jun 2008. godine, str.255.

[8] "Studija dugoročnog razvoja prenosne mreže 400 kV, 220 kV i 110 kV na području Republike Srbije, za period do 2025. godine", Institut "Nikola Tesla", Beograd, 2007.

[9] "Regulacija napona odnosno pobudne struje sinhronih generatora u elektranama Elektroprivrede Srbije sa gledišta zahteva sistema", Institut "Nikola Tesla", Beograd, 2005

8

R C1 - 06

IZBOR NOMINALNOG FAKTORA SNAGE GENERATORA I KARAKTERISTIKA BLOK-TRANSFORMATORA U TE KOLUBARA B i TE

NIKOLA TESLA B3 Dragan P.Popović, Miloš Stojković, Ivan Stanisavljević

Institut "Nikola Tesla", Beograd

KRATAK SADRŽAJ

U radu se izlažu relevantni metodološki aspekti izbora najpovoljnijih vrednosti za nominalni faktor snage generatora i najpovoljnijih karakteristika njegovog blok-transformatora. Praktična primena ove metodologije je obavljena na primeru predviđenih novih turbogeneratora u TE Kolubara B i TE Nikola Tesla B3.

Ključne reči: izbor, nominalni faktor snage, generator, blok-transformator, karakteristike

1. UVOD

Generalno gledano, kod izbora parametara sinhronih generatora, uz uvažavanje ekonomskih kriterijuma, neophodno je da se postigne razumni kompromis između cene njihovih konstrukcija, pogonskih troškova, kvantiteta i kvaliteta plasirane električne energije u elektroenergetski sistem (EES), odnosno neophodno je da se uvaže i zahtevi koje neminovno nameće EES (tzv. sistemski zahtevi). Dakle, u pitanju je jedan veoma složeni tehno-ekonomski problem. Dobrim izborom relevantnih parametara novih generatora i njihovih blok-transformatora postiže se optimalni rad proizvodnog bloka, odnosno, u interaktivnoj sprezi sa EES na koji se priključuje, postiže se maksimalno, odnosno, racionalno iskorišćenje njegovih performansi. U kontekstu ovoga osnovnog cilja, između ostalog, veoma su bitni efekti poboljšanja naponsko-reaktivnih prilika u delu mreže gde se novi izvor priključuje.

Poznato je da prisutni ekonomski i tehničko-tehnološki faktori uslovljavaju porast jediničnih snaga generatora, a time, po pravilu, i neminovno pogoršanje (sa aspekta zahteva EES-a) određenih parametara generatora. To je u prvom redu vezano za turbogeneratore. S druge strane, izbor nominalne snage hidrogeneratora je u prvom redu determinisan karakteristikama energetskog izvora, pri čemu njegova konstrukcija ima u potpunosti individualni karakter, s obzirom da je ona uslovljena velikim brojem promenljivih faktora.

Iz pomenutih razloga, veoma je važno da se razviju odgovarajuće metodologije, koje će na najracionalniji način da izvrše izbor povoljnih vrednosti ključnih parametara i karakteristika generatora i njihovih blok-transformatora. Dakle, pitanja izbora relevantnih parametara novih izvora, sa aspekta zahteva EES-a, imaju nesumnjivo veliki značaj i aktuelnost. Naravno, to se odnosi i na izvore, koji su predviđeni za revitalizaciju, kada je neophodno blagovremeno da se utvrde, u novim uslovima pogona, efekti postojećih, i eventualno korigovanih, njihovih parametara i karakteristika.

Ova problematika je od posebnog značaja za planirane nove termoagregate u TE Kolubara B (2x350 MW) i TE Nikola Tesla B3 (750 MW), imajući u vidu veličine njihovih snaga i mesta priključenja na sistem, odnosno njihov veliki uticaj na efikasno i stabilno funkcionisanje EES-a Srbije. Vlada Republike Srbije, na sednici održanoj 11. decembra 2008. godine, konačno je dala zeleno svetlo da EPS raspiše međunarodni tender za izbor strateškog partnera za izgradnju ove dve termoelektrane. Raspisana je prva faza navedenog tendera, što je objavljeno u „Fajnenšel tajmsu“ 20. januara 2009. godine.

Osnovni cilj Studije [1], saglasno njenom Programskom zadatku, je bio da izvrši široke analize karakterističnih statičkih stanja i da izvrši proveru statičke i dinamičke stabilnosti rada ovih novih

1

agregata sa uobičajenim vrednostima relevantnih parametara, pa da se na osnovu toga definiše dozvoljeni opseg promene svih relevantnih parametara i karakteristika turboagregata i blok-transformatora, koji će da posluži za izradu relevantnih delova tendera za izbor i ugovaranje novih agregata u razmatranim novim TE.

U pomenutom kontekstu izbora povoljnih vrednosti ključnih parametara i karakteristika, prvi i jedan od najznačajnijih, a reklo bi se i jedan od najdelikatnijih zadataka je izbor najpovoljnijih vrednosti nominalnog faktora snage generatora, koji mora da se vrši simultano sa izborom prenosnog odnosa njihovih blok-transformatora. Osnovni kriterijum pri tome je ostvarenje željenog (maksimalnog) iskorišćenja pogonskih mogućnosti generatora, saglasno zahtevima i potrebama EES-a u pogledu ostvarenja povoljnih naponsko-reaktivnih prilika. Dakle, vrednosti nominalnog faktora snage generatora i karakteristike i parametari njegovog blok-transformatora, kako će se to videti i u ovom radu, nalaze se u veoma složenoj međusobnoj interaktivnoj povezanosti, koju nije moguće svesti na odgovarajuće, jednostavnije i jednozačne analitičke forme.

Predmet pažnje ovoga rada su najpre relevantni metodološki aspekti izbora ovih parametara i karakteristika. Zatim, daju se rezultati praktične primene ove metodologije na primeru pomenutih novih termoelektrana.

2. METODOLOŠKI ASPEKTI IZBORA NOMINALNOG FAKTORA SNAGE GENERATORA I KARAKTERISTIKA NJEGOVOG BLOK-TRANSFORMATORA


Imajući u vidu da se priroda i način ostvarenja bilansa reaktivnih snaga suštinski razlikuje od ostvarenja bilansa aktivnih snaga, problematika izbora nominalnog faktora snage generatora, uz aktuelnost i pomenuti veliki praktični značaj, ima i veliku složenost. To je uslovljeno činjenicom da se bilans reaktivne snage, a u tom kontekstu, prisustvo rezerve ili deficita u reaktivnoj snazi, ostvaruje u kontekstu raznorodnih okolnosti i uslova. Na taj način, izbor nominalnog faktora snage perspektivno planiranog generatora mora da se bazira na utvrđenim potrebama EES-a, u pogledu potreba za generisanjem ili apsorpcijom reaktivne snage, uzimajući, pri tome u obzir, sledeće osnovne, međusobno povezane faktore: položaj elektrane u EES, njena udaljenost od potrošačkih čvorova, veličina reaktivne snage ovih potrošačkih čvorova, način povezivanja elektrane (parametri i karakteristike blok-transformatora) sa EES, očekivana, odnosno zahtevana stanja elektrane u pogledu proizvodnje ili apsorpcije reaktivne snage i međusobni uticaj naponsko-reaktivnih prilika elektrane i EES-a.

Osnovni kriterijum za izbor najpovoljnijih vrednosti nominalnog faktora snage generatora, prenosnog odnosa i napona kratkog spoja blok-transformatora, je ostvarenje željenog (maksimalnog) iskorišćenja pogonskih mogućnosti posmatranog bloka, pri očekivanim naponima konkretnog čvorišta EES-a, na koji će elektrana biti priključena, odnosno saglasno zahtevima i potrebama EES-a. Drugim rečima, govoreći praktičnim rečnikom, problem određivanja najpovoljnijih vrednosti za pomenute veličine mora da se osloni na što objektivniju procenu mogućih režima rada elektrane sa aspekta naponsko-reaktivnih prilika, u složenoj interakciji sa EES, na koji se priključuje. Za ispunjenje ovoga cilja, kako je to već bilo istaknuto, potreban je veliki broj proračuna tokova snaga i naponskih prilika u EES, na koji se posmatrana elektrana priključuje, za relativno duži vremenski period posmatranja. Pri ovome, dakle, traga se za rešenjem koje je najpovoljnije sa tehno-ekonomskog aspekta.

Da bi se te analize statičkih stanja obavile na efikasan, racionalan i pregledan način, izvršeno je unapređenje računarske programske celine, koju, u okviru jedinstvene baze podataka, u komplementarnoj primeni, čine unapređene verzije računarskih programa IZBOR i DEFNAPON [5,6].

2.2. Računarski program IZBOR

U radovima [2-4] je bio izložen razvoj i praktična primena jedne nove metode i odgovarajućeg računarskog programa (UCOSFI) za upravljanje tokovima reaktivnih snaga na izabranim elementima, uvođenjem kompenzacije u odgovarajuće čvorove, koji prirodno gravitiraju tome elementu. Za potrebe Studije [1], razvijen je računarski program IZBOR, koji je derivat računarskog programa

2

UCOSFI, uz uvođenje niza unapređenja, vezanih za sofisticiraniji način izbora nominalne vrednosti faktora snage i parametara i karakteristika njihovih blok-transformatora.

U aktuelnoj verziji računarskog programa IZBOR omogućeno je da se, u odnosu na ostvareno polazno stacionarno stanje, na odabranim generatorima izvrše sledeće korekcije: nominalne prividne snage, nominalnog faktora snage, angažovane aktivne snage, zadatih vrednosti napona na krajevima, nominalne prividne snage blok-transformatora, vrednosti prenosnog odnosa blok-transformatora i korekcije vrednosti napona kratkog spoja blok-transformatora. Sve ove korekcije mogu da se obavljaju pojedinačno, ili da se formira njihova raznorodna kombinacija.

Za stanje, dobijeno nakon učinjenih korekcija, za odabrane generatore, u posebnoj datoteci, na pregledan način, daju se sledeći pokazatelji: angažovana aktivna snaga [MW], angažovana reaktivna snaga [Mvar], odnos angažovane i maksimalno raspoložive reaktivne snage, odnos aktuelne i nominalne vrednosti struje statora, odnos aktuelne i nominalne vrednosti napona na krajevima generatora, ostvareni (radni) faktor snage I vrednost napona na visokonaponskim sabirnicama elektrane [kV]. Takođe, za stanje dobijeno nakon učinjenih korekcija daju se sledeći pokazatelji: veličina i struktura gubitaka aktivne i reaktivne snage u razmatranom EES i promene u odnosu na polazno stanje, veličina i struktura generisanja reaktivne snage od strane dalekovoda u razmatranom EES i promene u odnosu na polazno stanje i veličina reaktivne rezerve generatora u razmatranom EES i njena promena u odnosu na polazno stanje.

Dakle, u okviru ovih simulacija, omogućena je i detaljna analiza osetljivosti gubitaka aktivne i reaktivne snage i naponskih prilika na pragu prenosne mreže na promenu faktora snage odabranih generatora i prenosnog odnosa njihovih blok-transformatora. Dalje, u kontekstu mogućnosti koje ima računarski program IZBOR, potrebno je da se posebno naglasi da ograničenja po reaktivnoj snazi generatora nisu unapred zadate, konstantne veličine, kao je to u prisutnim i raspoloživim modelima tokova snaga u postdinamičkim kvazistacionarnim stanjima, analogno konvencionalnim modelima tokova snaga.

3. PRAKTIČNI ASPEKTI IZBORA NOMINALNOG FAKTORA SNAGE GENERATORA I KARAKTERISTIKA NJEGOVOG BLOK-TRANSFORMATORA


Primenom računarskih programa IZBOR i DEFNAPON izvršene su veoma opsežne analize maksimalnih i minimalnih statičkih stanja prenosne mreže Srbije, u njenom širokom okruženju, koja se očekuju 2010, 2015. i 2020. godine, saglasno podacima i podlogama iz studija [7, 8]. To je urađeno na modelu realne elektroenergetske interkonekcije koju sačinjavaju EES Srbije, Crne Gore, Bosne i Hercegovine, Hrvatske, Mađarske, Makedonije, Rumunije, Bugarske, Grčke i Albanije. Modelovane su kompletne visokonaponske mreže 220 i 400 kV u pomenutim EES (u EES Grčke, i relevantni delovi mreže 150 kV), uz napomenu da je kompletno modelovana mreža 110 kV u EES Srbije i sve TS 110/X kV. Pri tome, u potpunosti je respektovan dalji razvoj prenosne mreže Srbije, saglasno rezultatima Studije [7].

Dobijeni karakteristični rezultati, koji su bili dati u četvrtoj glavi Studije [1] (posredstvom dvadeset četiri tabela i pedeset šest slika), dali su dobru i široku osnovu za izbor najpovoljnijih vrednosti za nominalni faktor snage razmatranih novih turbogeneratora u TE Kolubara B i TE Nikola Tesla B3. Blok-transformatori u TE Kolubara B su ugovoreni, isporučeni i montirani sa fiksnim prenosnim odnosom (22/410 kV/kV), tako da je ostalo da se proveri ispravnost usvojenog rešenja za njihove blok-transformatore i da se izvrši izbor karakteristika blok-transformatora u TE Nikola Tesla B3.

3.2. Izbor nominalnog faktora snage generatora u TE Kolubara B i provera ispravnosti izbora fiksnog prenosnog odnosa za njihove blok- transformatore

Rezultati analiza maksimalnih stanja omogućili su konstataciju da je najpovoljnija vrednost za nominalni faktor snage generatora u TE Kolubara B u iznosu 0.85. Radi ilustracije, navodi se Tabela I koja se odnosi na TE Kolubara B, opterećenoj sa maksimalnom aktivnom snagom (2x 350 MW), za tri vrednosti nominalnog faktora snage 0.80, 0.85 i 0.90. i već usvojenu fiksnu vrednost prenosnog

3

odnosa njihovih blok-transformatora, u iznosu Ugn/400+2.5 % kV/kV. U ovoj tabeli daju se ostvarene vrednosti reaktivnih snaga na krajevima generatora u TE Kolubara B, u odnosu na maksimalno raspoloživu reaktivnu snagu Q/Qmax i ostvarene vrednosti napona na krajevima generatora Ug, u odnosu na njegovu nominalnu vrednost Ugn (Ug/Ugn). Uvedene oznake u ovoj tabeli A – H , odnose se na sledeće slučajeve: A) TE N.Tesla B3 nije u pogonu, a generatori u TE N.Tesla A i B imaju napon na krajevima u iznosu

1.00 Ugn; B) TE N.Tesla B3 nije u pogonu, a generatori u TE N.Tesla A i B imaju napon na krajevima u iznosu

1.05 Ugn; C) U pogonu su TE N.Tesla B3 i TE N.Tesla A i B sa naponom na krajevima generatora u iznosu

1.00 Ugn; D) U pogonu su TE N.Tesla B3 i TE N.Tesla A i B sa naponom na krajevima generatora u iznosu

1.05 Ugn; E) TE N.Tesla B3 nije u pogonu; neraspoloživost po jednog generatora u TE N.Tesla A i B;

preostali generatori u TE N.Tesla A i B imaju napon na krajevima u iznosu 1.00Ugn; F) TE N.Tesla B3 nije u pogonu; neraspoloživost po jednog generatora u TE N.Tesla A i B;

preostali generatori u TE N.Tesla A i B imaju napon na krajevima u iznosu 1.05 Ugn; G) U pogonu su TE N.Tesla B3 i po jedan generator u TE N.Tesla A i B, sa naponom na krajevima

generatora u iznosu 1.00 Ugn; H) U pogonu su TE N.Tesla B3 i po jedan generator u TE N.Tesla A i B, sa naponom na krajevima

generatora u iznosu 1.05 Ugn; Na taj način, proučavan je veliki broj situacija, koje mogu, sa različitom verovatnoćom da se

pojave u realnom pogonu. Te situacije su povezane sa definisanjem napona (u opsegu 1.00 - 1.05Ugn) na krajevima generatora u elektranama, geografski (i električki) bliskih TE Kolubara B, uključujući i neraspoloživost pojedinih generatora u tim elektranama. Kao što se to uočava, pri vrednosti faktora snage od 0.85, ostvaruje se visoka proizvodnja reaktivne snage, uz prisustvo odgovarajuće rezerve, čije aktiviranje može da bude od dragocene pomoći u saniranju teških naponsko-reaktivnih stanja, koja nije moguće isključiti u budućem pogonu.

Rezultati sprovedenih analiza niza karakterističnih maksimalnih, a zatim i minimalnih stanja prenosne mreže Srbije, u njenom širokom okruženju, potvrdili su ispravnost usvojenog rešenja sa fiksnom vrednošću prenosnog odnosa blok-transformatora generatora u TE Kolubara B u iznosu Ugn/410 kV/kV. Kao ilustracija navode se Tabela II, u kojoj se daje zavisnost ostvarene vrednosti reaktivnih snaga (Q/Qmax) na krajevima generatora u TE Kolubara B od vrednosti prenosnog odnosa njihovih blok-transformatora. Oznaka 1 se odnosi na prenosni odnos Ugn/400 kV/kV, oznaka 2 na Ugn/400 +2.5 % kV/kV i oznaka 3, na prenosni odnos Ugn/400+5 % kV/kV. Pri vrednosti prenosnog odnosa Ugn/400+5 % kV/kV obezbeđen je u najvećem broju situacija plasman značajnog dela raspoložive reaktivne snage, ostajući u okvirima naponsko-regulacionog opsega generatora u iznosu ± 5% Ugn. Takođe, u ovim okvirima naponsko-regulacionog opsega, utvrđena je mogućnost harmonizacije potpobuđenih režima rada generatora u TE Kolubara B, saglasno potrebama koje bi nametalo obezbeđenje povoljnih naponsko-reaktivnih prilika u minimalnim stanjima prenosne mreže Srbije. Dakle, ovo rešenje za prenosni odnos blok-transformatora omogućuje postojanje šireg manevarskog prostora za uspostavljanje potpobuđenih režima, što je svakako od posebnog praktičnog interesa.

4

Tabela I: Ostvarene vrednosti reaktivnih snaga (Q/Qmax) generatora TE Kolubara B, za maksimalno stanje 2015. godine

Q/Qmax Ug/Ugn Q/Qmax Ug/Ugn Q/Qmax Ug/Ugn

A 0.749 1.050 0.897 1.050 1.000 1.041

B 0.495 1.050 0.593 1.050 0.744 1.050

C 0.794 1.050 0.950 1.050 1.000 1.035

D 0.521 1.050 0.623 1.050 0.780 1.050

E 0.773 1.050 0.925 1.050 1.000 1.037

F 0.603 1.050 0.772 1.050 0.906 1.050

G 0.776 1.050 0.928 1.050 1.000 1.037

H 0.586 1.050 0.679 1.050 0.850 1.050

Stanjecosφn=0.80 cosφn=0.90cosφn=0.85

Tabela II: Zavisnost odate reaktivne snage generatora u TE Kolubara B od vrednosti prenosnog odnosa njihovih blok-transformatora - maksimalno stanje 2015. godine

Q/Qmax UVN [kV] Ug/Ugn Q/QmaxUVN

[kV] Ug/Ugn Q/QmaxUVN

[kV] Ug/Ugn

A 0.599 406.8 1.050 0.897 410.5 1.050 1.000 411.4 1.032

B 0.303 414.0 1.050 0.593 418.0 1.050 0.897 421.4 1.050

C 0.658 404.7 1.050 0.950 408.2 1.050 1.000 408.5 1.027

D 0.339 412.9 1.050 0.623 416.4 1.050 0.920 419.9 1.050

Stanje1 2 3

3.3. Izbor nominalnog faktora snage generatora u TE N.Tesla B3 i karakteristika njegovog blok-transformatora

Za razliku od slučaja TE Kolubara B, u kojoj su blok-transformatori već imali usvojenu fiksnu vrednost prenosnog odnosa (Ugn/410 kV/kV), u slučaju TE N.Tesla B3, bilo je potrebno da se za taj važan parametar nađe najracionalnije rešenje, kao i da se utvrdi da li je potrebna regulacija (u praznom hodu, ili pod opterećenjem) blok-transformatora. Dakle, u pitanju je bio kompleksniji problem od prethodno rešavanog, jer je bilo neophodno da se simultano izvrši izbor najpovoljnijih rešenja za nominalni faktor snage generatora u TE N. Tesla B3 i karakteristika njegovog blok-transformatora.

Rezultati analiza maksimalnih stanja omogućili su konstataciju da je najpovoljnija vrednost za nominalni faktor snage generatora u TE N.Tesla B3 u iznosu 0.85. Kao ilustracija, navode se Tabele III i IV. Oznake u ovim tabelama A–D, sada imaju sledeća značenja: A) Generatori u TE Kolubara B i TE N.Tesla A i B 1, 2, maksimalno opterećeni, imaju napon na

krajevima u iznosu 1.00 Ugn; B) Generatori u TE Kolubara B i TE N.Tesla A i B 1, 2, maksimalno opterećeni, imaju napon na

krajevima u iznosu 1.05 Ugn; C) Neraspoloživost po jednog agregata u TE N.Tesla A 1,2, A 3,4 i A 5, 6 i TE N.Tesla B 1, 2;

preostali generatori i generatori u TE Kolubara B, maksimalno opterećeni, imaju napon na krajevima u iznosu 1.00 Ugn;

5

D) Neraspoloživost po jednog agregata u TE N.Tesla A 1,2, A 3,4 i A 5, 6 i TE N.Tesla B 1, 2; preostali generatori i generatori u TE Kolubara B, maksimalno opterećeni, imaju napon na krajevima u iznosu 1.05 Ugn;

Na taj način, kao i u slučaju TE Kolubara B, analizirane su situacije koje mogu, sa različitom verovatnoćom da se pojave u budućem realnom pogonu.

Dakle, pri vrednosti nominalnog faktora snage u iznosu 0.85 ostvaruje se visoka proizvodnja reaktivne snage, uz prisustvo odgovarajuće rezerve, čije aktiviranje, kako je to već bilo istaknuto, može da bude od dragocene, a često i od presudne pomoći u eliminaciji eventualne pojave naponske nestabilnosti, koja bi dovela do kolapsa napona.

Rezultati sprovedenih analiza niza karakterističnih maksimalnih, a zatim i takvih minimalnih stanja, omogućili su konstataciju da je najpovoljnije rešenje za blok-transformator u TE N.Tesla B3 fiksna vrednost njegovog prenosnog odnosa u iznosu Ugn/410 kV/kV. Kao ilustracija, navode se Tabele V i VI. U ovim tabelama daje se zavisnost ostvarene vrednosti reaktivnih snaga (Q/Qmax) na krajevima generatora u TE N.Tesla B3 od vrednosti prenosnog odnosa njegovog blok-transformatora. Oznaka 1 se odnosi na prenosni odnos Ugn/380 kV/kV, oznaka 2 na Ugn/400 kV/kV, oznaka 3 na Ugn/400+2.5% kV/kV i oznaka 4, na prenosni odnos Ugn/400+5% kV/kV. U narednom tekstu, za prethodno pomenute prenosne odnose koristiće se veličine 0.95, 1.00, 1.025 i 1.05, respektivno. Ujedno, daju se i vrednosti napona na visokonaponskim sabirnicama TE N.Tesla B3 (UVN) i početne vrenosti napona na krajevima generatora (Ug/Ugn). Oznake u ovim tabelama A–D imaju prethodno data značenja.

Vrednost prenosnog odnosa u iznosu Ugn/410 kV/kV, u najvećem broju razmatranih stanja, obezbeđuje plasman značajnog dela raspoložive reaktivne snage, uz zadržavanje dragocene rezerve. Takođe, ostajući u okvirima raspoloživog naponsko-regulacionog opsega generatora u TE N.Tesla B3 u iznosu ±5% Ugn, omogućeno je postojanje šireg manevarskog prostora za uspostavljanje potpobuđenih režima rada, saglasno potrebama koje bi nametala minimalna stanja EES-a Srbije.

Tabela III: Ostvarene vrednosti reaktivne snage (Q/Qmax) generatora TE N.Tesla B3, za maksimalno stanje 2015. godine


A 0.692 1.050 0.826 1.050 1.000 1.047

B 0.401 1.050 0.478 1.050 0.597 1.050

C 0.713 1.050 0.851 1.050 1.000 1.040

D 0.514 1.050 0.613 1.050 0.765 1.050

cosφn=0.80Stanje

cosφn=0.90cosφn=0.85

6

Tabela IV: Ostvarene vrednosti reaktivne snage (Q/Qmax) generatora TE N.Tesla B3, za maksimalno stanje 2025. godine i tri varijante razvoja prenosne mreže Srbije


A 0.711 1.050 0.849 1.050 1.000 1.045

B 0.427 1.050 0.510 1.050 0.636 1.050

C 0.729 1.050 0.870 1.050 1.000 1.043

D 0.533 1.050 0.636 1.050 0.793 1.050

A 0.713 1.050 0.851 1.050 1.000 1.045

B 0.430 1.050 0.513 1.050 0.640 1.050

C 0.712 1.050 0.850 1.050 1.000 1.045

D 0.473 1.050 0.565 1.050 0.705 1.050

A 0.737 1.050 0.880 1.050 1.000 1.042

B 0.468 1.050 0.558 1.050 0.697 1.050

C 0.769 1.050 0.918 1.050 1.000 1.037

D 0.585 1.050 0.699 1.050 0.872 1.050

Stanjecosφn=0.80 cosφn=0.85 cosφn=0.90

Varijanta 5

Varijanta 1

Varijanta 6

Tabela V: Zavisnost odate reaktivne snage generatora u TE N.Tesla B3 od vrednosti prenosnog odnosa njegovog blok-transformatora; nominalni faktor snage 0.80; maksimalno stanje 2015. godine




[kV] Ug/Ugn

A 0.220 402.5 1.050 0.459 404.9 1.050 0.692 407.1 1.050 1.000 409.6 1.028

B -0.058 413.1 1.050 0.174 415.5 1.050 0.401 417.8 1.050 0.894 422.4 1.050

C 0.259 401.0 1.050 0.489 403.8 1.050 0.713 406.4 1.050 0.948 408.9 1.050

D 0.074 408.1 1.050 0.297 411.0 1.050 0.514 413.6 1.050 0.742 416.3 1.050

3 4Stanje

1 2

Tabela VI: Zavisnost odate reaktivne snage generatora u TE N.Tesla B3 od vrednosti prenosnog odnosa njegovog blok-transformatora; nominalni faktor snage 0.85; maksimalno stanje 2015. godine




[kV] Ug/Ugn

A 0.262 402.5 1.050 0.548 404.9 1.050 0.826 407.1 1.050 1.000 408.0 1.010

B -0.069 413.1 1.050 0.208 415.5 1.050 0.478 417.8 1.050 1.000 421.8 1.044

C 0.309 401.0 1.050 0.584 409.8 1.050 0.851 406.4 1.050 1.000 407.6 1.037

D 0.088 408.1 1.050 0.354 411.0 1.050 0.613 413.6 1.050 0.885 416.3 1.050

3 4Stanje

1 2

7

Što se tiče vrednosti napona kratkog spoja blok-transformatora u TE N.Tesla B3 poželjno je da ona bude što niža (ili u okviru svojih prirodnih, odnosno tipičnih vrednosti), ali da to ne bude praćeno nesrazmerno višom cenom blok-transformatora.

Na taj način, generalno gledano, za razmatrani vremenski horizont do 2025. godine, ne postavljaju se neki specijalni zahtevi od strane EES-a Srbije u pogledu razmatranih parametara turbogeneratora u TE Kolubara B i TE N.Tesla B3, u kontekstu naponsko-reaktivnih prilika. Glavni razlog za prethodno rečeno je povezivanje sa glavnim delom UCTE mreže, koje je uspešno obavljeno 10. oktobra 2004. godine, čime je dobijen i niz veoma korisnih efekata za EES Srbije. Naravno, tome su u odgovarajućoj meri doprineli i ugrađenih 200 Mvar na niskom naponu, kao i aktiviranih oko 80 Mvar. Ti razlozi su još ubedljiviji u analiziranim maksimalnim stanjima koja se očekuju 2015. godine, ne samo zbog ugradnje dodatnih, novih 200 Mvar (170 Mvar na niskom i 30 Mvar na srednjem naponu), već i zbog daljeg razvoja prenosne mreže Srbije i uvođenja njenih novih elemenata, koji je (razvoj), između ostalog, utvrđivan i utvrđen uz striktno respektovanje osnovnog kriterijuma sigurnosti (n-1).

4. ZAKLJUČCI

U radu su izloženi relevantni metodološki i praktični aspekti izbora najpovoljnijih vrednosti za nominalni faktor snage generatora i parametara njihovih blok-transformatora. Rezultati praktične primene razvijene metodologije dali su dobru i široku osnovu za izbor najpovoljnijih vrednosti za nominalni faktor snage razmatranih novih turbogeneratora u TE Kolubara B i TE Nikola Tesla B3. Takođe, ti rezultati su potvrdili ispravnost usvojenog rešenja za blok-transformatore u TE Kolubara B i omogučili da se izvrši izbor karakteristika blok-transformatora u TE Nikola Tesla B3.

5. LITERATURA

[1] "Studija stabilnosti rada i izbor opsega najpovoljnijih vrednosti parametara i karakteristika turboagregata i blok-transformatora u TE Kolubara B i TE Nikola Tesla B3", Institut "Nikola Tesla", Beograd, 2008.

[2] Popović D.P., "Jedna metoda upravljanja tokovima reaktivnih snaga u normalnim i havarijskim stanjima elektroenergetskih interkonekcija", časopis "Elektroprivreda", br. 1, 2006., str. 7 - 24

[3] Popović D. P. , Stojković M., ''Jedan prilaz rešavanju naponsko-reaktivne problematike u prenosnim mrežama'', 13 Simpozijum -Upravljanje i telekomunikacije u EES, Tara, 29 maj - 02 jun, 2006, referat C2 I 02

[4] Popović D.P. , Stojković M., ''Računarski program za utvrđivanje lokacije i snage uređaja za kompenzaciju reaktivne snage'', Međunarodni naučno-stručni simpozijum INFOTEH-Jahorina, 22-24 mart, 2006, referat D-1.

[5] Popović D.P.,"Upravljanje naponima generatora i naponsko reaktivna stanja elektroenergetskih interkonekcija", časopis "Elektroprivreda", br. 1, 2007., str. 12 - 26.

[6] Popović D.P., Stojković M., "Dinamički aspekti upravljanje naponima generatora i naponsko-reaktivna stanja elektroenergetskih interkonekcija", časopis "Elektroprivreda", br. 3, 2007., str. 3 - 14.

[7] "Studija dugoročnog razvoja prenosne mreže 400 kV, 220 kV i 110 kV na području Republike Srbije, za period do 2025. godine", Institut "Nikola Tesla", Beograd, 2007.

[8] "Planiranje izvora reaktivne snage u prenosnoj mreži EES Srbije - II faza" - finalna verzija, Institut "Nikola Tesla", Beograd, 2007.

8

1

PROGNOZA ENERGETSKIH POTREBA U SRBIJI DO 2030. GODINE POMOĆU OPTIMIZACIONOG MODELA “MARKAL“

Marijana Sučević Tasić,Ljiljana Mitrušić

Sadržaj:

U radu je data prognoza energetskih potreba u Srbiji do 2030. godine, izračunata korišćenjem modela “MARKAL“ koga primenjuju mnoge zemlje sveta za energetsko planiranje i modelovanje. Ukratko su opisane mogućnosti optimizacionog modela “MARKAL“, potrebni ulazni podaci, modelovan energetski sistem Srbije u skladu sa energetskim potrebama i ostvarenim energetskim bilansom iz 2006. godine koja je ujedno usvojena kao bazna godina i izvršena je uporedna analiza dva scenarija makroekonomskog razvoja sa po dva podscenarija ograničenja emisija CO2 do 2030. godine.

Ključne reči: model „MARKAL“, end-use, bottom-up, primarna potrošnja, finalna potrošnja, scenario, bruto-društveni proizvod (GDP), energetska efikasnost

1. UVOD

Energetski resursi Svedoci smo velikog porasta globalnih energetskih potreba u svetu od kojih se 75% zadovolji

konvencionalnim energentima tj. neobnovljivim izvorima energije. Veliki udeo konvencionalnih goriva u ukupnoj potrošnji nesumnjivo dovodi do potpunog iscrpljenja ovih resursa uz istovremenu emisiju štetnih gasova sa efektom staklene bašte.

U skladu sa svetskim trendom rasta udela obnovljivih izvora energije i visokoefikasnih tehnologija, neophodno je razmatrati pravce razvoja energetike i kod nas. S jedne strane ograničenost resursa, s druge strane povećanje potreba za energijom uz istovremanu obavezu smanjenja emisije CO2, usloviće potrebu za upotrebom visokoefikasnih uredjaja na strani proizvodnje i potrošnje.

I Republika Srbija je u velikoj meri suočena sa problemom porasta potreba i ograničenosti energetskih rezervi koje su bazirane na konvencionalnim energentima i to najvećim delom na niskokaloričnom lignitu koji se eksploatiše u rudnicima sa površinskom eksploatacijom, dok su rezerve u nafti i gasu gotovo zanemarljive i ne mogu da podmire najnužnije potrebe ni u privrednim oblastima gde se ove energetske vrste upotrebljavaju kao isključive. Zato je neophodno povećanje učešća obnovljivih izvora energije.

Od obnovljivih izvora najvažniji energetski resurs u Republici Srbiji je hidropotencijal. S obzirom na vrednost ove obnovljive energije, potrebno je uložiti napore da se iskoristi preostalih 35% ove energije. Od ukupnog potencijala koji je procenjen na oko 17 000 GWh godišnje iskoristi se oko 10 500 GWh.

Biomasa, koja se odnosi na drvnu biomasu i u određenoj meri na biomasu poljoprivrednih biljnih ostataka (slama, oklasak kukuruza, ljuske suncokreta) je drugi po zastupljenosti i vrlo značajan energetski potencijal koji se procenjuje na oko 140 PJ godišnje.

Geotermalna energija i energija sunčevog zračenja se koriste u veoma malom procentu, dok se energija vetra praktično i ne koristi, ali se razmatraju mogućnosti korišćenja ovog izvora na najpovoljnijim lokacijama u Srbiji.

2

2. OPIS MODELA “MARKAL“

“MARKAL“ (MARKet Allocation Model) je optimizacioni model za dugoročno planiranje energetskih potreba u različitim uslovima razvoja za odredjeni energetski sistem. Optimalno rešenje po principu najmanjeg troška se dobije samo pod uslovom da su energetske potrebe svakog sektora zadovoljene u svakom vremenskom periodu.

Prve verzije programskog modela “MARKAL“ su razvijene ranih osamdesetih godina prošlog veka u Internacionalnoj energetskoj agenciji ( IEA-International Energy Agency) u okviru ETSAP organizacije (Energy Technology Systems Analysis Programme). “MARKAL“ je fleksibilan program sa mogućnošću kreiranja energetskog sistema sa različitim energetskim izvorima, potrošnjama, uslugama, tehnologijama pod raznim ograničenjima kao što su cene energenata, limitirane kapitalne investicije, restrikcija uvoza nafte i gasa, obaveza smanjenja emisije štetnih gasova.

Sa brojnim specificiranim parametrima, “MARKAL“ određuje takvu konfiguraciju upotrebe tehnologija (za transformaciju energije na strani proizvodnje i potrošnje) i goriva (za transformaciju u proizvodnji električne energije i toplote) i za transformaciju energetskog sistema na lokalnom, regionalnom ili nacionalnom nivou. Neki od segmenata moguće primene modela “MARKAL“ su i donošenje pravnih regulativa u okviru “least cost” (ekonomski opravdane) strategije u uslovima ograničenja emisije štetnih gasova sa efektom staklene bašte.

Ulazni set podataka za optimizacioni model “MARKAL“ je u stvari veoma detaljan prikaz energetskog sistema od izvora energenata za primarnu potrošnju do korisne energije koju troši krajnji potrošač. Potreba za ovako detaljnim skupom ulaznih podataka sledi iz načina proračuna energetskih potreba. Osnovna karakteristika modela “MARKAL“ je da ima “bottom up” pristup, odnosnu pristup gde se prognozira potrebna korisna energija (end use) krajnjih potrošača, pa se na osnovu te korisne energije i raspoložovih tehnologija dobije ukupna potrebna finalna i primarna energija. Što su kvalitetniji, odnosno tačniji ulazni podaci, to je kvalitet dobijenih rezultata bolji.

Optimizacioni model “MARKAL“ je koncipiran tako da je u proračunu korisne energije i finalne potrošnje izvršena podela na sektore. Razmatraju se sledeći sektori: domaćinstva, komercijalni sektor (usluge), industrija i poljoprivreda.

Ulazni podaci se mogu se podeliti u tri osnovne grupe parametara sa njihovim podgrupama. To su MAKROEKONOMSKI, DEMOGRAFSKI i ENERGETSKI PARAMETRI.

Energetska baza Republike Srbije formirana je pomoću programskog modela “MARKAL“ u okviru projekta

Planiranje energetskih potreba u Jugoistočnoj Evropi do 2027. godine (SEE-REDP South East Europe Regional Demand Planning) koji je trajao od 2005. do 2008. godine. Programski model “MARKAL“ je bio korišćen i prilikom izrade Strategije mehanizma čistog razvoja Republike Srbije (CDM - Clean Development Mechanism).

Osnovu ulaznih podataka programskog modela “MARKAL“ čini ostvareni elektroenergetski bilans u baznoj godini a rezultati se prikazuju po trogodišnjim etapama. Kao bazna godina je u ovim proračunima usvojena 2006. godina.

Makroekonomski i demografski parametri Najvažniji makroekonomski parametar je Bruto društveni proizvod (GDP - Grose Domestic Production)

izražen u milionima Eura, dat za baznu 2006.godinu kao i njegova projekcija u (%) do 2030. godine.

GDP za 2006. godinu je preuzet od Republičkog zavoda za statistiku Srbije - Statistički godišnjak za 2007.godine, Sistem Nacionalnih računa Republike Srbije 1997. – 2004. Demografski parametri su takođe uzeti iz Republičkog zavoda za statistiku, a to su podaci o broju stanovnika i procene kretanja broja stanovnika za naredni period prema trendu iz prethodnog perioda, podaci o broju domaćinstava, broja stanovnika po domaćinstvima i drugo.

Energetski parametri Ovo je najbrojniji skup ulaznih podataka i sadrži energetski bilans primarnih energenata, bilans energenata koji

se troše u procesu transformaciju energije (npr. energenti za proizvodnju električne energije), bilans energenata koji se koristi za finalnu potrošnju po sektorima i po gorivima, bilans korisne energije po sektorima (industrija, komercijalni

3

sektor, domaćinstva i poljoprivreda) po mestu potrošnje (kuće, stanovi, lokali, ustanove, određena grana industrije i.t.d.) i načinu potrošnje (grejanje, hlađenje, mehanički rad i.t.d.). Podaci za sve energetske parametre uzeti su iz publikacije „Energetskoi bilans Republke Srbije - plan za 2008. godinu“ (Ministarstvo rudarstva i energetike), koji sadrži i podatke o realizaciji za 2006. godinu.

Energetski bilans primarne energije za baznu 2006. godinu Primatni energenti koji se koriste u energetskom bilansu naše zemlje za finalnu potrošnju ili za dalju

transformaciju energije razdvojeni su na deo koji se dobija iz domaćeg izvora, deo koji se dobija iz uvoza i deo koji se izvozi.

Električna energija iz hidropotencijala se preuzima direktno za finalnu potrošnju bez gubitaka u transformaciji, dok se proizvedena toplota i električna energija preuzimaju iz energije koja se transformiše u toplanama, termoelektranama-toplanama, termoelektranama, industrijskim energanama.

U ostvarenom energetskom bilansu R. Srbije u 2006. godini ukupna primarna potrošnja je iznosila oko 609 PJ uključujući proizvodnju primarne energije, uvoz energenata i promenu zaliha.

Bilans energenata za transformaciju za baznu 2006. godinu Ovaj skup ulaznih podataka sadrži potrošnju energenata u termoelektranama i termoelektranama-toplanama

(mrki ugalj, lignit, sušeni lignit, ulje za loženje, mazut, prirodni gas), potrošnju energenata za proizvodnju toplotne energije u termoelektranama, termoelektranama – toplanama, toplanama i energanama (kameni ugalj, koks, mrki ugalj, lignit, sušeni lignit, visokopećni gas, prirodni gas, naftni derivati), potrošnju uglja za transformacije u visokoj peći i sušari, proizvodnju električne energije, proizvodnju toplotne energije, proizvodnju rafinerija. Na ove transformacije odlazi 87.3%, ukupne primarne energije, što je oko 530 PJ.

Bilans energenata za finalnu potrošnju za baznu 2006. godinu Ovaj skup ulaznih podataka sadrži učešće energenata ( mrki ugalj, koks, kameni ugalj, lignit, drvo, prirodni

gas, tečni naftni gas, destilati, mazut, kerozin, električna energija, toplota) u direktnoj odnosno finalnoj potrošnji po sektorima industija, domaćinstva, komercijalni sektor, poljoprivreda.

Potrošnja finalne energije je iznosila oko 308 PJ. Od toga se 35% potrošilo u industriji, 24% u saobraćaju, dok je preostalih 41 % potrošnja u domaćinstvima, javnim i komunalnim delatnostima i poljoprivredi.

Potrošnja korisne energije krajnjih potrošača za sledeće sektore Struktura potrošnje korisne energije (end use) u svim sektorima je detaljnije analizirana i procenjena za 2003.

godinu u okviru projekta Planiranje energetskih potreba u Jugoistočnoj Evropi do 2027. godine pa je pod pretpostavkom da se ona nije mnogo promenila, primenili i za 2006. godinu.

3. ANALIZA

U cilju sagledavanja nekih mogućnosti programskog modela “MARKAL“ , urađene su analize osetljivosti u odnosu na promene GDP, pa se u tom smislu razmatraju dva scenarija GDP, počevši od bazne 2006. godine. U jednom scenariju (S_R09) je pretpostavljena stopa porasta GDP do 2030. godine 3.5%, a u drugom je pretpostavljena da stopa rasta GDP praktično stagnira do 2012. zbog svetske ekonomske krize i iznosi svega 0.5%, da bi posle 2015. pa do kraja planiranog perioda stopa porasta GDP iznosila 3.5% (SKR_09).

Za svaki od scenarija urađene su analize osetljivosti i za po jedan podscenario gde se u odnosu na baznu 2006.godinu uvodi ograničenje emisije CO2 od 20% do 2021. godine, koja se zadržava na toj vrednosti do kraja planskog perioda. Za scenario S_R09 uradjen je podscenario S_R09-20 sa ograničenjem emisije CO2, a za scenario SKR09, uradjen je podscenario SKR09-20 sa ograničenjem emisije CO2. U ovim analizama je obuhvaćena samo primarna i finalna potrošnja energije za transport, dok je podela po načinu potrošnje korisne energije u ovom sektoru izostavljena (u proračunima je obuhvaćena samo električna energija koja se koristi u sektoru trnsport) zbog toga što u publikacijama Republičkog zavoda za statistiku Srbije ne postoji odgovarajuća statistika za ovaj sektor.

scen4. i indu

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Na slednarija i oba p5. prikazan j

ustriji.

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

GDP

0

20

40

60

80

00

20

40

60

80

00

2006 200

ResidenResidenSpace H

dećim dijagrapodscenarija uje porast potr

Slika 1. Proje

Slika 2. Pora

00%

00%

00%

00%

00%

00%

00%

2006

09 2012 201

Porast

tial Cloth Dryingtial Other Electricit

Heating

amima su priu sektorima došnje korisne

ekcija GDP i

ast potrošnje u

2009 201

GDP S_R

15 2018 202

S_R09

potrošnje

y

ikazani rezuldomaćinstva, e energije (en

broja stanovn

u sektoru dom

12 2015 2

GDP i sta

R09 GD

21 2024 202

u domaćin

ResidentResidentWater He

4

ltati koji su industrija, kod-use) u dom

nika do 2030.

maćinstva za p

2018 2021

anovništvo

DP SKR09

7 2030 2006

nstvima za

tial Dish Washingtial Fridges and Freeating

izračunati pomercijalni semaćinstvima, k

godine za ob

planski period

2024 202

Populatio

6 2009 2012

a dva scena

eezers

pomoću modektor i poljoprkomercijalnom

ba scenarija

d 2006-2030

27 2030

on

2 2015 2018

SKR09

arija (PJ)

ResidentResidentSpace Co

ela “MARKArivreda. Na slm sektoru, po

za oba scenar

72407260728073007320734073607380740074207440

2021 2024

9

tial Lightningtial Cloth Washingooling

AL“ za oba ikama 2. 3. i

oljoprivredi i

rija

2027 2030

2

4

6

8

10

12

14

2

0

20

40

60

80

00

20

40

2006 200

Lightning

0

20

2006 200

Slika 3. Pora

Slika 4. Pora

09 2012 2015

Porast

g Other Electric

09 2012 201

Po

ast potrošnje u

st potrošnje u

5 2018 2021

S_R09

t potrošnje

city Public Lig

5 2018 2021

S_R09

rast potroš

u komercijaln

u poljoprivred

2024 2027

e u komerc

hting Fridges

1 2024 2027

šnje u polj

5

nom sektoru z

di za planski p

2030 2006

cijalnom s

and Freezers

2030 2006

oprivredi z

Poljoprivreda

za planski per

period 2006-2

2009 2012 2

ektoru za d

Space Heating

2009 2012

za dva sce

riod 2006-203

2030 za oba sc

2015 2018 20

SKR09

dva scena

Hot Water

2015 2018

SKR09

enarija (PJ)

30 za oba scen

cenarija

021 2024 202

rija (PJ)

Space cooling

2021 2024 2

)

narija

27 2030

Cooking

2027 2030

6

Slika5. Porast potrošnje u industriji za planski period 2006-2030 za oba scenarija

U svim prethodnim dijagramima uočljiva je velika osetljivost porasta potrošnje u svim sektorima na GDP. Najizraženija je u komercijalnom sektoru i industriji. U industriji je čak veoma izražen pad potrošnje za scenario sa smanjenjim porastom GDP (SKR09) u periodu 2009.-2012. godine.

Na slikama 6. i 7. je dat pregled promene strukture finalne potrošnje po gorivima i po sektorima za oba scenarija i oba podscenarija. Ovde je vrlo važno uočiti promenu strukture potrošnje po gorivima kada se uporedi scenario sa podscenarijom u kome je ograničena emisija CO2. Takođe se uočava da je veliki porast potrošnje korisne energije zadovoljen manjim porastom potrošnje finalne energije. Razlog za takvu pojavu je mogućnost modela “MARKAL“ da u narednim godinama koristi nove, mnogo efikasnije tehnologije na strani potrošnje. Korisniku je data mogućnost da po potrebi sam odredi moguću dostupnost novih tehnologija u datom vremenu. U slučaju da smatra nerealno ranom pojavom neke od novih tehnologija koju predlaže “MARKAL“ , njenu upotrebu može odložiti za neki drugi period u budućnosti.

Kao primer navešćemo upotrebu štedljivih sijalica. S obzirom na broj domaćinstava i broj sijaličnih mesta, investicija zamene inkadescentnih sijalica visokoefikasnim štedljivim sijalicama je veoma velika. U referentnom scenariju (S_R09) se zamena dogadja sporije jer je ukupni trošak osnovna kriterijumska funkcija, prvo se zamena vrši sijalicama koje su efikasnije, ali ne i mnogo skuplje. Medjutim ako ga uporedimo sa podscenarijom sa ograničenjem emisije CO2 (S_R09-20) , uočava se mnogo brža zamena štedljivim sijalicama i to onim sa najvećom efikasnošću.

Iako je ukupna finalna potrošnja manja za samo 2.92% u poredjenju scenarija i podscenarija za projekciju GDP 3.5%, a oko 6% za projekciju GDP 0.5% do 2012. godine, a zatim 3.5% do kraja posmatranog perioda, emisija CO2 je smanjena za 20% u oba slučaja što je i bio cilj. Što se tiče finalne potrošnje po sektorima za oba scenarija i podscenarija možemo uočiti prilično ujednačeno učešće u ukupnoj potrošnji finalne energije.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030

S_R09 SKR09

Porast potrošnje u industriji za dva scenarija (PJ)

Chemicals Food Iron & Steel Non-metalic Minerals Paper Non-ferrous metals Other Industries

7

Slika 6. Ukupna finalna potrošnja po gorivima za planski period 2006-2030 za oba scenarija i oba podscenarija

Slika 7. Ukupna finalna potrošnja po sektorima za planski period 2006-2030 za oba scenarija i oba podscenarija

Primarna potrošnja goriva (slika 8.) zadržava isto učešće samo ako posmatramo dva scenarija i to referentni scenario sa većim porastom GDP (S_R09) i scenario sa manjim porastom GDP (SKR_09), dok u poređenju sa podscenarijima vidimo dosta promenjenu strukturu potrošnje goriva. Najuočljivije je smanjenje upotrebe uglja i nafte.

0

100

200

300

400

500

600

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

S_R09 S_R09-20 SKR09 SKR09-20

Finalna potrošnja po gorivima (PJ)

Biomass Coal Electricity LPG Low-temperature Heat Natural Gas (and GWG) Oil Renewables (other)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

S_R09 S_R09-20 SKR09 SKR09-20

Finalna potrošnja po sektorima (PJ)

Agriculture Commercial Industrial Residential Transportation & Other

Nedemipriluvoene

510152025303540455055606570758085

dostajuća eneisiju CO2 kolikom transfooza koja bi zergije na nivo

Slika 8.

Slika 9.

05000500050005000500050005000500050

2006

2009

2012

0

100000

200000

300000

400000

2003

Million Eu

ro

ergija se sa jeoji su dostupnormacije enerzbog troškova

iz 2006. godi

Ukupna prim

Diskontovani

2015

2018

2021

2024

S_R09

Bioma

Dis

S

edne strane nni u datom vrrgije. U podsa bila i veća ine.

marna potrošnj

i trošak energ

2027

2030

2006

2009

P

ass * Coal

counted Total Sys

S_R09 S_R

nadoknađuje uremenskom p

scenarijima saali je iskori

j goriva za pl

getskog sistem

2012

2015

2018

2021

2024

S_R09-20

rimarna po

Electricity

stem Cost, Region

09‐20 SKR

8

upotrebom foperiodu, a sa a ograničenoišćena moguć

anski period 2

ma

2024

2027

2030

2006

2009

otrošnja go

y * LPG

n: SERBIA, Value

R09 SKR09

osilnih gorivadruge stranem emisijom ćnost “MARK

2006-2030 za

2009

2012

2015

2018

2021

SKR09

oriva (PJ)

Natural Gas

‐20

a čijim sagoree upotrebom n

CO2 pojavljuKAL“ A i o

a oba scenarij

2021

2024

2027

2030

2006

(and GWG)

evanjem dobinajefikasnijihuje električnagraničen uvo

a i oba podsc

2006

2009

2012

2015

2018

SKR0

Oil

ijemo manju h tehnologija a energija iz oz električne

cenarija

2018

2021

2024

2027

2030

9-20

9

4. ZAKLJUČAK

U ovom radu je prikazan samo mali deo mogućnosti modela “MARKAL“ . Urađene su elementarne energetske analize kao što su prognoza potrebne korisne energije, prognoza potrošnje finalne i primarne energije do 2030. godine. Prognoza potrebne korisne energije po sektorima je veoma zavisna od projektovanog GDP, ali i od elastičnosti potražnje za svaki vid krajnje potrošnje. U ovom radu su usvojene vrednosti za elastičnosti kao što su u ostalim zemljama u regionu. Elastičnosti potražnje je moguće prilagođavati specifičnostima naših uslova, što ostavlja prostora za dalje analize u toj oblasti.

Analizom diskontovanog troška energetskog sistema (Discounted Total System Cost) izračunatog pod pretpostavkama koje su opisane na početku, vidi se da se trošak sa 56,363 milEur za referentni scenario gde GDP iznosi 3.5%, pri smanjenju CO2 za 20% do 2021. godine povećava na 349,851 milEur, odnosno za drugi scenario gde GDP iznosi 0.5%, za slučaj smanjenja CO2 za 20% do 2021., sa 49,942 milEur povećava na 142,585 milEur. Ovako veliki porast troška je usledio iz velikih investicija u alternativna goriva i čiste tehnologije.

Višestruko povećanje troška za slučaj smanjenja emisija CO2 ukazuje na neophodnost dodatnih mera koje je potrebno sprovesti da bi ispunjunje eventualnih zahteva za smanjenjem emisije CO2 postalo izvodljivo. Jedna od tih mera bila bi povećanje energetske efikasnosti i mera štednje energije krajnjih potrošača.

5. LITERATURA

1. „Energetski bilans Republke Srbije - plan za 2008. godinu“ (Ministarstvo rudarstva i energetike) 2. Statistički godišnjak Republike Srbije 3. Energy Efficiency: A Worldwide Review,World Energy Council in collaboration with ADEME 4. Energy Use in the New Millenium-Energy indicators, International Energy Agency 5. MARKAL - User Guide, ETSAP 6. Emissions Trading and Technology Deployment in an Energy Systems „Bottom-up“ Model with

Technology Learning, Barreto L. and Kipreos S. 7. Annual Review of Energy and the Environment 8. Special report on Emission Scenarios, IPCC 9. Advanced Bottom-up Modelling for National and Regional Energy Planning in Response to Climate

Change, Kanudia A., Loulou R. 10. South-East Europe Regional Demand Planning Report,IRG

Р Ц1 - 08

ПРАВИЛНО ДЕФИНИСАЊЕ И ИМПЛЕМЕНТИРАЊЕ ПРОЦЕДУРЕ УПРАВЉАЊА ДОБРИМА (ASSET MANAGEMENT) КАО ОСНОВА

ОПТИМАЛНОГ ПЛАНИРАЊА И ЕКСПЛОАТАЦИЈЕ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТСКОГ СИСТЕМА У БУДУЋНОСТИ

Н. Шијаковић*, Б. Ђукић, И. Шкокљев, Б. Перуничић

Кратак садржај: У раду је описана важност доброг дефинисања и имплеметације процедуре Управљања добрима као незаобилазног фактора при техноекономској оптимизацији рада електроенергетских система у будућности.

Кључне речи: управљање добрима, индикатори кључних перформанси, планирање, стратегија, оптимизација 1. УВОД

Шта је то “Asset Management” Управљање добрима представља скуп процеса, алата, мерења перформанси и

осталих техника које заједно дају баланс између многобројних пословних циљева и могућности [1].

Слика 1 – Филозофија и оквири процедуре управљања добрима

Инвестици

је

и обнова

Рад и

одрж

авањ

е

Материјали

и извори

Оно што омогућава “Asset Management” (управљање ризиком, регистар добара, систем за управљање

пословима, обукe, идр.)

“Asset Management” филозофија и оквири

Ко? и Како?

Шта? и Зашто

1

Наравно постоје разне врсте добара, али принцип “најбоље за дати новац” је заједнички за све њих. Када се односи на физичка добра, генерална дефиниција “Asset Management-а” гласи: “Скуп дисциплина, метода, процедура и алата који се користе у сврху оптимизације укупних трошкова, перформанси и изложености ризику током животног века (повезано са поузданошћу, ефикасношћу, квалитетом, дуговечношћу и регулаторно/сигурносним/еколошким критеријумима).” Из приложеног можемо закључити да управљање добрима утиче на све аспекте пословања – рада, пројеката, инжењерства, одржавања, сигурности, идр. Једини начин да се постигне таква свеобухватна оптимизација јесте да сви у компанији раде у истом правцу са истим циљем. Кључна мерења перформанси морају бити координисана, никако супростављена. Морамо увек имати потпуно јасну слику такозване релативне важности: да ли се исплати потрошити још на подизање перформнси или даље смањење ризика, уколико јесте, колико још потрошити, докле ићи? На оваква питања је јако тежко дати сто посто тачан одговор. Доступни подаци, на основу којих се доносе овакве одлуке, су најчешће двосмислени и подложни шпекулисању типa шта ако? Такође, ризик и консеквенце одлука су у домену вероватноће. Понекад је чак и схватање појмова велики проблем. На пример, како натерати да си на исти начин поимају појам “оптимално”. Оптимална тачка сигурно није она балансна тачка у којој су утицаји трошкова и ризика производње једнаки. Само зато што су трошак и ризик једнаки, никако не значи да су и мали. Оптимум се јавља у тачкама где је минималан утицај трошкова, ризика и мањка перформанси на пословање или производњу [1].

Слика 2 – Оптимизација комбинације трошкова и ризика [1]

Оптимална фреквенција одржавања или вршења инспекције опреме се рачуна као

најнижа тачка “Total Business Impact” (TBI) криве. Ова крива се рачуна као сума криве трошкова одржавања (“Maintenance Costs” curve) и криве изложености ризику (“Risk Exposure” curve). Директни трошкови опадају са повећањем интервала одржавања (посао се ради мање фреквентно) док се ризик од квара повећава. Једном када се установе оптималне фреквенце понављања за поједине задатке, потребан је известан ниво њихове координације у један пакет временских распореда и ограничења [1]. Процена криве директних трошкова заснива се на цени радне снаге и производње. Квантификација криве ризика представља комбинацију моделовања профила деградације опреме и процене потенцијалних губитака при кваровима на опреми. Моделовање профила деградације, пропадања опреме се постиже помоћу искустава особља које ради на одржавању и анализама записа о кваровима и одржавању опреме [1].

2

Разумевање супростављених фактора и истима додељивање одговарајућих вредности представља најважнији задатак. У датом процесу могу се јавити следећи изазови [1]:

Прикупљање података – мора се фокусирати на податке који су нам стварно потребни и корисни.

Пројекте развијати до те мере да је могуће проблеме сагледати из свих углова (супротно принципу ‘најјефтиније/најбрже’)

Одржавање базирано на стању опреме (CBM – Condition Based Maintenance), где год је то техно-економски могуће, уместо фиксних интервала одржавања

Квантификовање ризика и њихова имплементација у све процесе одлучивања 2. “ASSET MANAGEMENT” ПРОЦЕС

“Asset management” принципи и AM планирање

Усаглашавање принципа процедуре управљања добрима и њеног планирања са укупном корпоративном политиком и стратегијом представља најкритичнији део у постизању успешног и оптималног управљања добрима. Из датог разлога, све процедуре везане за управљање добрима морају чинити језгро пословне политике и пословног планирања у циљу постизања глобалних корпоративних циљева, слика 3 [3].

Корп.

визија

Очековања деоничара

Пословна политика и планови

Регулаторни и захтеви везани за статут

Програм и принципи управљања добрима

Циљеви и индикатори кључних перформанси

План потрошње капиталне/оперативне инвестиције

Слика 3 – “Asset Management” у корпоративном контексту

Процес планирања у оквиру процедуре управљања добрима обезбеђује оквир који заједно са стратегијским плановима организације омогућава остварење глобалних пословних циљева, циљева процедуре управљања добрима и омогућава подешавање индикатора кључних перформанси. Захтеви приказани на слици 3, морају бити оствариви по задатом редоследу у оба смера, и одозго на доле и обрнуто [3].

Усаглашавање са општом политиком компаније и пословним циљевима

“Asset management” (AM) процес планирања на примеру електроенергетске мреже, заједно са свим улазима и излазима, приказан је на слици 4. На слици је приказано да се записи везани за опрему, вредност опреме, подаци о перформансама и стању, користе као улази у процес планирања у оквиру процедуре управљања добрима. Додатно, AM процес планирања захтева постојање дефинисаних пословних циљева (интерни циљеви) и екстерних регулатива и стандарда (екстерни циљеви) заједно са циљаним индикаторима кључних перформанси (KPIs), који се сви заједно такође користе као улаз у АМ процес планирања [1].

3

Излази из АМ процеса планирања су одговарајући остварени индикатори кључних перформанси, укупан план перформанси за читаву мрежу и одговарајући планови за капиталне и оперативне инвестиције које би омогућиле испуњење мрежног АМ плана [1].

Записи везани за опрему (добра)

Вредност опреме (добра)

Перформансе опреме (добра)

Стање опреме (добра)

АМ принципи и стратегија

АМ информациони

систем

АМ процеси

Алатке за испомоћ при доношењу

одлука

Индикатори кључних

перформанси

Циљане мрежне перформансе

План потрошње/ инвестиција

План рада

Пословни и АМ циљеви

Захтеви везани за законе и статуте

Сигурност и остали стандарди

Финансијске перформансе

Слика 4 – Процес планирања у оквиру мрежног АМ са типичним улазима и излазима

Процес планирања у оквиру процедуре управљања добрима има задатак да установи и побољша перформансе управљања добрима и крајње циљеве и да оптимизује и приоритизује АМ планове. Оквирне активности којима би требало да се бави АМ процес планирања требало би да буду следеће:

• Установити и ажурирати АМ политику и стратегију. • Идентификовати ризике и проценити контролу ризика • Годишње ажурирати правила и процедуре везане за одржавање, животну околину идр. • Сумирати и критички се осврнути на перформансе везане за кварове и инциденте на

опреми, у току прошле године, узимајући у обзир трендове из претходних година. • Сумирати и критички се осврнути на перформансе везане за сигурносне инциденте и

кварове на опреми, у току прошле године, узимајући у обзир трендове из претходних година.

• Прегледати кључне индикаторе перформанси у мрежи и остале циљеве везане за перформансе.

• Прегледати краткорочни и средњорочни план развоја. • Прогнозирати оперативне трошкове (operational expenditure requirements - opex). • Идентификовати трошкове везане за капиталне инвестиције (capital expenditure

capex) са освртањем на: Капиталне инвестиције повезане са потрошњом електричне енергије

(конзумом)

Капиталне инвестиције које нису повезане са потрошњом електричне енергије (конзумом)

4

Индикатори кључних перформанси у мрежи и принципи мерења перформанси

Сваки оператор преносног система има задатак да идентификује индикаторе перформанси. Типични индикатори перформанси у електроенергетским мрежама, који се користе у Азији и Северној Америци јесу индикатори везани за поузданост напајања SAIDI, SAIFI и CAIDI. Поузданост, њено мерење, анализирање и константно побољшавање мора бити прихваћено унутар компаније као саставни део стратегије управљања добрима. Индикатори кључних перформанси морају се редовно преиспитивати од стране стручног тима и све евентуалне разлике између стварних перформанси и жељених перформанси морају се анализирати објективно у циљу проналажења алтернативних стратегија и планова за побољшање [2].

Процена ризика Циљ процењивања ризика, везано за опрему у систему, јесте да систематски

идентификује ризике, утврди величину ризика и развије одговарајуће мере који ће контролисати дате ризике. Типичан модел управљања ризиком је представљен на слици 5, [1].

Процес управљања ризиком

Идентификација ризика

Формулисање принципа

Генерисање процедура

Надгледање и мерење перформанси

Преглед

и побољ

шањ

а

Слика 5 – Процес управљања ризиком

Када говоримо о опреми у електроенергетским мрежама, постоји огроман број ризика са којима треба изаћи на крај. Прави изазов је идентификовати и квантификовати дате ризике и проценити их тако да се омогући стварање одговарајућег ефикасног плана за управљање ризицима. Ризици се морају у најранијим фазама, тј. На време препознати. Такође неопходна је периодична провера, током радног века опреме, везана за политику управљања ризицима. У сваком случају, у свакој фази, процена ризика и управљање ризицима морају бити саставан део процеса управљања добрима. Сваки оперативни ризик (укључујући и радне методе) који је идентификован, мора бити регистрован у у регистру ризика на основу којих ће се касније користити за праћење промена везаних за ризике као и за развој прописа и правила у раду везаних за исте. Правила и прописи везани за ризике морају се прегледати једном годишње као саставни део процеса планирања управљања добрима у електроенергетској мрежи [2].

SAIDI - System Average Interruption Duration Index – индекс који описује просечно време без напајања сваког потрошача у току једне године у минутима. SAIDI у вредности од 100 значи да је сваки потрошач взан на мрежу у просеку без напајања био 100 минута у току године..

5

SAIFI - System Average Interruption Frequency Index – даје прсечан број прекида у напајању које потрошаки искусе у току годину дана. SAIFI од 2.5 значи да у просеку потрошач искуси 2.5 прекида у напајању током годину дана.

CAIDI - Customer Average Interruption Duration Index – овај индекс описује просечно трајање прекида у напајању. СAIDI од 60 минута значи уколико потрошач искуси прекид у напајању просечно време таквог прекида износи 60 минута. Представља просечно време потребно да се пронађе и отклони квар од стране оператора мреже.

Процес одржавања опреме

Кључна ствар на коју се треба ослонити при доношењу одлуке да ли да се одржава односно покуша са враћањем у претходно стање неки део опреме или да се изврши његова замена јесте идентификовање укупног утицаја на рад укључујући и ризик, датог дела система и опреме. Најчешће се дата процена врши на основу процеса оцењивања у коме се процењује стање опреме узимајући у обзир преостали део предвиђеног животног века, остварене перфромансе у прошлости коришћења дате опреме (везано за кварове и инциденте) и неопходне оправке или модификације које је потребно на опреми извршити. На слици 6 је приказан дијаграм типичног процеса одржавања који садржи планирање, процену стања, радни програм, перфромансе и извештаје. Општи планови одржавања се развијају за сваки тип опреме, али се врши њихова класификација по важности према захтеваним перформансама и критичности [1].

Прописи, стратегија и стандарди при одржавању

Стратешки план одржавања

Имлементација одржавања

Процена стања

Планирање одржавања

Алокација буџета

Обезбеђивање услуге одржавања

Извештаји о одржавању

Перфромансе одржавања

Информације везане за одржавање

Радни програм одржавања

Слика 6 – Процес одржавања

Репарација и замена дотрајале опреме

Главни задатак програма репарације дотрајале опреме јесте оптимизација капиталних улагања како би се спречило повећање трошкова везаних за чешће превентивно одржавање и како би се одржао жељени ниво баланса између индикатора кључних перформанси и укупних трошкова, процене ризика, перфроманси укупног система и еколошких и сигурносних стандара. Одлука о репарацији дотрајале опреме мора се заснивати на процењеном новом животном веку опреме након репарације, базирано на стању опреме и локалним условима у којима опрема ради. На примеру надземне мреже, парцијална репарација у циклусима од 7 и 14 година се показала као најоптималнија у смислу повећања поузданости опреме и самим тим и

6

поузданости целокупног система. Мрежна опрема се обично дели у више категорија опреме (asset classes) и сваком типу опреме се додељује одговарајући очекивани животни век у сврхе прорачуна амортизације, вредности имовине, као и дугорочног планирања буџета [1].

Регистар добара-опреме и информациони менаџмент

Као део процеса управљања информацијама везаним за опрему мора се направити и одржавати регистар опреме (добара). Сви подаци везани за опрему морају се чувати у овом регистру. База података опреме такође обезбеђује информације за стратешко планирање и управљање током рада.

Регистар опреме би требало да садржи следеће информације:

• Опис опреме, вредност и локацију • Особине опреме • Старост опреме, радни век и захтеве везане за оправке и замене делова • Захтеве везане за инспекцијске прегледе, учесталост тестирања идр. • Детаље везане за власништво и контролу • Записе о одржавању • Информације о стању и ризицима везаним за дату опрему • Детаље о потенцијалном веку трајања опреме • Будуће бенефите и ризике везане за рад опреме • Одговарајућу стратегију замене или репарације за сваки појединачни део опреме

уколико је ризик од отказа виши него уобичајено • Радни распоред • Информације о резервним деловима • Специфичности места на коме је уграђена, као што су приоритетни потрошачи Регистар опреме би такође требало да буде повезан са базама података које садрже

техничке информације о опреми, на пример упутства за употребу, спецификације, техничке цртеже, као и упутства за одржавање или репарацију [1].

“Asset Management” тим

Да би један тим који се бави управљањем добрима био успешан морају да се испуне три кључна услова приказана на слици 7. Неопходне вештине и број људи се одређују на основу обима посла и типа опреме која се одржава, ремонтује, обнавља или мења. Успешном тиму је неопходно добро вођство и добар тимски дух, нарочито тамо где долази до организационих промена и дефинисања индикатора к1учних перформанси које би тај тим требало да испуњава [3].

људи

Информациони систем

прописи, процеси и процедуре

подаци, информације и знање

Слика 5 – Језгро процеса управљања добрима

7

Професионално ус

е зависи од вештина које поседује АМ тим. то њу запослених. Следеће комплементарне

веш

сност ски рад

ивотном окружењу и сигурности на раду

еже морају бавити за очување

жив

зани за набавке морају бити у складу са одговарајућим прописима и плановима ављања добрима. Опрема и услуге које се не уклапају у план процедуре

упр

Ми сви спроводимо у пракси управљање добрима, буквално свакодневно, уназад економије и финансија се већ дуго користи фраза “извући највише из

инв

[1] ASSET MANAGEMENT se, The Woodhouse Partnership Ltd

RCM, RBI, TPM, TQM, Six-Sigma and other

[3] lan, 2004. Abstra , planned and implemented Asset

tion for technical and economical

авршавање и обука

Успех процеса управљања добрима умногомС га је неопходно константно радити на усавршава

тине се сматрају неопходним, и сваки програм професионалне обуке и тренинга би требало да тежи ка томе [3].

• Техничка / функционална експертиза • Решавање проблема• Доношење одлука • Индивидуална ефика• Комуникација и тим

Политика према здрављу, ж

Укратко, сигурносни прописи везани за рад и одржавање електроенергетске мрсе сигурношћу људства, околног становништва као и сигурношћу везаним

отне околине [3].

Набавке

Прописи вепроцедуре упр

ављања добрима морају бити одбијене од стране руководства компаније пре него што уопште дође до било каквог уговарања или испоруке услуга или опреме [3]. 3. ЗАКЉУЧАК

годинама. У светуестираног”. Данас се ипак појам управљања добрима, односно “Asset Management”

користи при описивању професионалног управљања како физичком инфраструктуром тако и управљања подацима, информацијама, људима, јавном сликом, репутацијом и осталим видовима добара. Методе управљања добрима су неопходне у свим пословима у којима постоји потреба за већом ефикасношћу, координацијом, где се јављају попречни пословни циљеви, који искључују једни друге. Данас када полако постаје јасна енергетска слика у свету и тенденције на том пољу, посебно морамо сви заједно стављати акценат на пар простих постулата, ефикасност, оптимизацију где год је то могуће и неизоставну сигурност у раду електроенергетских и осталих енергетских система. Аутори се надају да је овај рад барем мали допринос том циљу.

4. ЛИТЕРАТУРА

John Woodhou

[2] Combining the best bits of ‘solutions’ John Woodhouse, The Woodhouse Partnership Ltd West Power Asset Management P

ct: This work describes importance of well definedManagement processes and procedures as condioptimization of power systems global operation in the future. Keywords: Asset Management, KPI–Key Performance Indicators, planning, strategy, efficency, optimization

8

R C1 - 09

KOCEPTUALNO MODELOVANJE RAZMENE DOBARA U POSLOVANJU ELEKTROPRIVREDE

Vladimir Vujović, Ivan Škokljev Elektrotehnički fakultet, Beograd,

Bulevar kralja Aleksandra 73, p.fah 35-54 [email protected]

Sadržaj: Konceptualno modelovanje razmene dobara u poslovanju elektroprivrednog preduzeća prikazano je u ovom radu. Programski paket e3–value omogućava vizualizaciju svakog učesnika u modelu i izračunavanje njihovih novčanih transakcija i profita. Potrebno je da se, pre svega, proceni stvaran broj transfera vrednosti u posmatranom vremenskom periodu (na pr. godinu dana) i novčana vrednost objekata od vrednosti koji se razmenjuju. Za svakog učesnika rezultati se sumiraju u listi neto vrednosti u okviru Excel-ovog fajla, na osnovu koje se procenjuje da li je poslovni model profitabilan ili ne. Pretpostavlja se da je model dugoročno održiv ukoliko svaki od učesnika ima pozitivnu neto sadašnju vrednost poslovnih troškova i prihoda. Primer iz stvarnog okruženja prati ovaj prikaz i služi za demonstraciju programa i metode. Ključne reči: Upravljanje sredstvima, Tržište elektrićne energije 1. Uvod

Tržišta električne energije širom sveta suočavaju se sa novim izazovima kao što su deregulacija, povećanje konkurencije i distribuirano generisanje. Tradicionalni elektroenergetski sistemi (kao što je doskora bila Elektro Privreda Srbije - EPS) sastojali su se ili se još sastoje od nekoliko preduzeća koja su pokrivala sve oblasti elektroenergetskog poslovanja, od proizvodnje, preko prenosa, distribucije do snabdevanja. Ovo je trebalo biti najekonomičniji model za snabdevanje električne energije potrošačima. Međutim, tehnološki razvoj je pokazao da veći broj generatora manje snage takođe može biti konkurentan. Pored toga, razvoj je pokazao da se konkurentnost u proizvodnji električne energije može odvijati i u trišnim uslovima. Sve veća briga oko klimatskih promena i uticaja na oklinu povećala je interesovanje za obnovljive izvore energije. Većina ovih tehnologija je primenljiva za proizvođače male snage, kao što su distribuirani generatori. U ovom radu ću predstaviti program e3-value editor, kojim se može modelovati tržište električne energije, uvideti konstalaciju učesnika na tržištu kao i uticaj na potrošače. Pored toga biće objašnjena i e3-value metodologija, pored koje će biti objašnjena i BusMod metodologija, u meri koja je potrebna za razumevanje primera. 2. E3-value metodologija E3-value metodologija modeluje učesnike koji međusobno razmenjuju stvari od vrednosti. Da bismo razumeli e3-value metodologiju, potrebno je razumeti e3-value ontologiju. Filozofski pojam ontologije odnosi se na prirodu bića [1]. Najčešće citirana definicija je „ontologija je formalna specifikacija deljene konceptualizacije nekog domena“. Konceptualizacija u nekom domenu najčešće se vezuje za

1


utvrđivanje strukture prema kojoj je organizovano znanje [1]. Ovaj termin se koristi već duže u različitim disciplinama računarske tehnike, pre svega u okviru veštačke inteligencije i inteligentnih sistema, kao i u softverskom inženjerstvu. Ontologija konkretizuje pretpostavke naših teorija [2]. Konceptualizacija je pojednostavljenje pogleda na svet, da bi se došlo do rešenja problema. Moderna definicija ontologije [3] naglašava da mora postojati dogovor oko usvojene konceptualizacije. e3-value ontologija je zasnovana na dobro poznatim konceptima ekonomske nauke. 3. Elementi e3-value

3.1. Osnovni elementi Konceptualizacija poslovne ideje se može grafički predstaviti na čvrst i struktuiran način. U primeru na sl. 1 kupac kupuje kompjuter od DELL-a i daje novac zauzvrat. DELL čini dve stvari. Prvo da bi mogao da sastavi PC, poručuje delove od raznih proizvođača. Drugo, DELL mora da isporuči PC kupcu i može da bira tu uslugu od dva logistička pružaoca usluga : UPS-a i DHL-a. Actor (Učesnik). Učesnik se od strane svog okruženja vidi kao nezavisni ekonomski entitet. Učesnik stvara profit ili uvećava dobit. U održivom biznis modelu svaki učesnik bi trebalo da bude u stanju da stvara profit. U primeru, učesnici su DELL, UPS i DHL. Market Segment (Tržišni segment). Tržišni segment je koncept kojim se raščlanjuje tržište (sastoji se od više učesnika) na segmente zajedničkih osobina. Prema tome, koncept tržišnog segmenta prikazuje skup učesnika koji vrednuju objekte od vrednosti podjednako, preko jednog ili više interfejsa (međuspoj) vrednosti. U primeru na sl. 1, to su Kupac i Proizvođač. Value Object (Objekat od vrednosti). Učesnici razmenjuju objekte od vrednosti, koji mogu biti usluge, proizvodi, novac, ili čak iskustva potrošača. Važno je da je objekat od vrednosti vredan jednom ili više učesnika. Na sl. 1, to su Pare, PC, Isporuka, Komponente. Value Port (Vrednosni port). Učesnik korisiti vrednosni port da bi prikazao okruženju da želi da potražuje ili pruža objekte od vrednosti. Koncept portova pruža apstraktno udaljavanje od unutrašnjih poslovnih procesa, i zato se fokusira samo na to kako spoljni učesnici i drugi poslovni modeli mogu biti „priključeni“. Value Transfer (Transfer vrednosti). Transfer vrednosti se koristi za povezivanje dva vrednosna porta među sobom. On sažima jednu ili više razmena objekata od vrednosti među portovima. Value Transaction (Transakcija Vrednosti). Transakcija vrednosti je skup svih transfera vrednosti u jednom interfejsu vrednosti. Value Interface (Interfejs vrednosti). Učesnik ima jedan ili više interfejsa vrednosti koji grupišu recipročne portove vrednosti, suprotnih smerova. Interfejs pokazuje koji objekat od vrednosti je učesnik voljan da razmenjuje, u zamenu za drugi objekat od vrednosti preko svog porta. Razmena objekata od vrednosti je elementarna na nivou interfejsa vrednosti. Koncept interfejsa vrednosti dozvoljava nam da prikažemo osnovne pretpostavke e3-value, poznatije kao Princip reciprociteta, koji kaže da je učesnik voljan da razmenjuje objekat od vrednosti u zamenu za neki drugi objekat od vrednosti, ili da ne vrši razmenu u opšte. Važnost principa reciprociteta je da predstavlja idealno ponašanje učesnika: učesnik uvek nudi nešto za neki drugi objekat.

2

Slika 1. e3-value model distributera kompjutera DELL i njegova mreža

3.2. Putanja zavisnosti Sa upotrebom koncepata predstavljenih do sada, možemo da objasnimo ko želi da razmenjuje vrednosti sa kime, ali ne i šta se dešava kao odgovor određenom krajnjem kupcu. Preciznije, moramo pokazati kako transferi vrednosti zavise jedni od drugih. Za ovu svrhu e3-value koristi putanje zavisnosti između interfejsa vrednosti i unutrašnjosti učesnika [4]. Start stimulus (Početni elemenat). Početak putanje zavisnosti je početni elemenat koji je grafički modelovan crvenim krugom. Na sl. 1, početni elemenat ukazuje na želju tržišnog segmenta Kupac da kupi PC. End stimulus (Završni element). Završni element ukazuje gde se putanja zavisnosti završava, modelovano dvostrukim krugom. Na sl. 1 postoje tri završna elementa: kod UPS-a, kod DHL-a i kod Proizvođača. Connection node (Čvor zavisnosti). Preko čvora zavisnosti, povezuju se elementi putanje zavisnosti: Početni i Završni elementi, I-razdelnik i ILI-razdelnik. Connection element (Linija zavisnosti). Linija zavisnosti povezuje čvorove zavisnosti, grafički je predstavljena isprekidanom linijom. Linija koja povezuje dva interfejsa vrednosti ukazuje da ako jedan interfejs razmenjuje objekte od vrednosti, onda i drugi interfejs takođe mora da razmenjuje objekte od vrednosti. Na sl. 1 DELL ne može da proda PC ukoliko ne poruči komponente i ne organizuje isporuku. AND-fork (I-razdelnik). I-razdelnik deli liniju zavisnosti na dve ili više linija zavisnosti. I-razdelnik je grafički predstavljen linijom, koja ima jedan ulazni čvor i dva ili više izlaznih čvorova. Na sl. 1 I-razdelnik deli interfrjs DELL-a sa Kupcem na dva segmenta: jedan koji vodi ka Proizvođaču i drugi koji vodi ka UPS-u ili DHL-u. I-razdelnik može isto tako poslužiti i kao i spoj. U tom slučaju, potrebno je I-razdelnik postaviti da ima više ulaznih i jedan izlazni čvor. OR-fork (ILI-razdelnik). ILI-razdelnik modeluje putanju zavisnosti prema izboru jedne od alternativa, grafički je modelovan kao trougao sa više ulaznih i jednim izlaznim čvorom. Kao u primeru, DELL može birati preko kog će isporučiti robu, bilo preko UPS-a ili DHL-a.

3

3.3. Procena profitabilnosti E3-value nam dozvoljava da procenimo profitabilnost svakog učesnika u modelu. Da bismo ovo uradili, potrebno je da procenimo stvaran broj transfera vrednosti u vremenskom periodu (npr. godinu dana) i monetarnu vrednost objekta od vrednosti koji se razmenjuje. Za svakog od učesnika, rezultati su sumirani u listu neto vrednosti u okviru Excel-ovog fajla, koji prikazuje procenu da li je poslovni model profitabilan ili ne. Predpostavljamo da je model dugoročno održiv, ukoliko svaki od učesnika može imati pozitivan tok neto vrednosti. Vrednovanje objekata od vrednosti. Da bi smo izračunali neto tok vrednosti, potrebni je dodeliti ekonomske vrednosti objektima koji se koriste u modelu. Ukoliko znamo koliko se objekata razmenjuje i njihovu ekonomsku vrednost, možemo izraditi neto tok vrednosti. Kako vrednovati objekat od vrednosti? e3-value metodologija razlikuje dva tipa objekata od vrednosti: monetarni objekti (to su objekti poput novca, čekova, hartija od vrednosti) i nemonetarni objekti (na pr. robe i usluge). Razlog za razdvajanje monetarnih i nemonetarnih objekata je različitost u vrednovanju ovih objekata. Ukoliko se prenosi novac, moguće je objektivno reći koliko novca se prenosi. Možda je svota novca koja se prenosi na cenovniku dobavljača ili ishod pregovora, ali konačno se količina novca koja se prenosi može posmatrati od strane svih učesnika mreže(modela); kod njih nema neslaganja oko svote novca. Svaki učesnik dodeljuje svoju subjektivnu ekonomsku vrednost nematerijalnim objektima od vrednosti. Na primer, ukoliko pitamo određenu grupu ljudi da procene vrednost određenih sportskih kola u monetarnim jedinicama (odnosno za koliko bi novca osoba kupila određena sportska kola), verovatno bi dobili drugačiji odgovor od svake osobe. Vrednovanje nemonetarnih objekata takođe zavisi od uslova kao što su vreme i mesto. Primer toga, mogu biti ljudi koji žive u sušnim ili pustinjskim predelima, oni drugačije vrednuju vodu od ljudi koji žive u sredinama bogatim vodom. Suma sumarum je da ljudi nematerijalne objekte vrednuju drugačije. Vrednovanje nemonetarnih objekata dozvoljava nam da primenimo koncept upotrebne vrednosti [5]. U modernoj ekonomiji, upotrebna vrednost je način opisivanja potrošačkih potreba koje su subjektivne i zbog toga se mogu modelovati u e3-value korišćenjem nemonetarnih vrednosti. 4. Elektroprivreda Srbije Zakon o energetici Republike Srbiјe usvoјen јe 24. јula 2004. godine. Pisan u skladu sa uputstvima i direktivama Evropske komisiјe o restruktuiranju energetskog sektora, kao sa i principima usaglašenim potpisivanjem Atinskog Memoranduma o razumevanju, ovaј zakon zaјedno sa Uredbom o uslovima isporuke električne energiјe postavio јe pravni okvir za uspostavljanje i funkcionisanje tržišta električne energiјe, zasnovanom na transparentnim, nediskriminatornim i tržišnim principima. Javno preduzeće "Elektroprivreda Srbije" (u daljem tekstu Elektroprivreda) osnovano je odlukom vlade Republike Srbije koja je stupila na snagu 1. jula 2005. godine. Iz tadašnjeg JP EPS se izdvaja delatnost prenosa električne energije i formiraju se dva samostalna javna preduzeća: JP Elektroprivreda Srbije i JP Elektromreža Srbije. Zadatak elektroprivrede je potpuno zadovoljavanje potreba privrede i stanovništva Republike Srbije za električnom energijom. Elektroprivreda je vertikalno organizovano preduzeće u okviru koga se nalazi 11 privrednih društava. Od juna 1999. godine, EPS nije u mogućnosti da upravlja svojim kapacitetima na Kosmetu. Prema procenjenoj vrednosti kapitala i sa 35.609 radnika (31.12.2007.), Elektroprivreda Srbije je najveće preduzeće u zemlji. Instalisana snaga kapaciteta za proizvodnju električne energije kojom raspolaže EPS iznosi ukupno 8.355 MW, i to: u termoelektranama na lignit 5.171 MW u termoelektranama-toplanama na gas i tečna goriva 353 MW u hidroelektranama 2.831 MW. EPS upravlja i radom tri elektrane ukupne snage 461 MW koje nisu u njegovom vlasništvu. Elektroprivreda Srbije je najveći proizvođač lignita u zemlji, sa mogućom godišnjom proizvodnjom od oko 37 miliona tona. Ugljeni baseni Kolubare, Kostolca i Kosmeta nalaze se u neposrednoj blizini termoelektrana. Snabdevanje i prodaja električne energije za 3.376.102 kupaca na teritoriji Srbije (bez Kosmeta) odvija se u okviru elektrodistributivne delatnosti EPS-a.

4

Uspostavljanja internog tržišta električne energiјe Formiranjem ЈP EMS (1.07.2005.) kao energetskog subјekta odgovornog za prenos električne energiјe, upravljanje prenosnom mrežom i organizovanje tržišta električne energiјe stvoreni su i svi neophodni preduslovi za otpočinjanje procesa uspostavljanja internog tržišta električne energiјe. Dinamika uspostavljanja tržišta električne energiјe u Srbiјi će se odviјati u tri faze, zavisno od brzine rasta regulisane cene električne energiјe i prelaska tržišta električne energiјe sa regulisanog na tržišno funkcionisanje.

4.1. Modelovanje U ovom odeljku će biti prikazan tenutni model tržišta električne energije u Srbiji (Faza 1). Pošto su poznati strateški ciljevi možemo se osvrnuti na uloge učesnika i njihov položaj na tržištu. Usled nedostataka informacija o firmama, u modelu će biti prikazane transakcije osnovnih objekata od vrednosti, električne energije i novca. Potrošači: Potrošači, nezavisno od kategorije kupca (Tarifni sistem, 2006, [6]), plaćaju naknadu distribuciji. Tu naknadu predstavlja kombinacija robe i usluga. Roba koja je plaćena je električna energija, a usluge za koje je data naknada su usluge transporta i distribucije. Prema tome, potrošači dobijaju samo jedan račun, kombinaciju za električnu energiju, prenos i distribuciju. Elektromreže Srbije. Elektromreže Srbije u ovoj fazi imaju prevashodno ulogu Operatora Prenosa (TSO-a). Kao i distribucija, prenos je monopolistička aktivnost u oblasti pružanja usluga, u ovom slučaju prenosa električne energije. Prenos podrazumeva prenošenje električne energije visokonaponskim sistemima do potrošača ili distribucija, ali ne obuhvata snabdevanje. Elektromreže Srbije su zadužene za upravljanje, održavanje i razvoj mreže u oblastima gde je to potrebno, a ukoliko je neophodno i za interkonekciju sa drugim sistemima. U deregulisanim tržištima, za uslugu prenosa se plaća pristupna (prenosna) naknada regulisana od strane vlade. Za uslugu prenosa, Elektromreže srbije dobijaju naknadu.

Elektroprivreda Srbije. Elektroprivreda ima ulogu proizvođača električne energije. Proizvodnja se može odvijati na različite načine: od proizvodnje u velikim elektranama do proizvodnje u hidroelektranama i kombinovanim postrojenjima tipa termoelektrane-toplane. Elektroprivreda je sačinjena od više privrednih društava koja se bave proizvodnjom električne energije i koja su zadužena za izgradnju, upravljanje i održavanje opreme za proizvodnju. Pored postrojenja za proizvodnju, u okviru Elektroprivrede Srbije, nalaze se i preduzeća za eksplotaciju uglja (zbog ne poznavanja cene uglja i relacija u sistemima TE – Kopovi, taj deo EPS-a nije modelovan).U okruženjima gde je proizovdnja regulisana aktivnost (kao što je to slučaj u Srbiji), vlada određuje kada i gde će se graditi nova postrojenja kao i tip goriva koji će ih pokretati. Prilikom modelovanja Elektroprivrede Srbije, kao Value Activity je postavljeno Generisanje. Ono ne predstavlja zasebnu finansisku jedinicu i nema uticaja na cenu električne energije, već je postavljeno zbog preglednosti modela i razumevanja transakcija. Elektrodistribucija. Distribucija je prenos električne energije u sistemima srednjeg i niskog napona. Doskora, distribucija je vršila uslugu prenosa el. energije do potrošača i njihovo snabdevanje. U deregulisanim sistemima, distribucija i snabdevanje su dva različita pojma. Kao što je navedeno, distribucija je prenos el. energije na mrežama srednjeg i niskog napona, a snabdevanje je prodaja el. energije potrošačima. Kako je naš sistem u procesu deregulacije, u okviru Elektrodistribucije postoje dva finansijski nezavisna entiteta. To su Trgovac na malo i Distribucija. Trgovac na malo snabdeva potrošače električnom energijom, a Distruibucija vrši uslugu prenosa.

4.2. Putanja scenarija Potreba potrošača za električnom energijom je glavni pokretač u ovom modelu i iz tog razloga je postavljen Početni Elemenat u učesnika Potrošači. Trgovac na malo, u okviru Elektrodistribucije,

5

kupuje električnu energiju od Elektroprivrede Srbije i snabdeva Potrošače električnom energijom. Za usluge prenosa Trgovac na malo plaća naknadu, kako Elektromrežama Srbije za prenos na visoko naponskoj mreži, tako i Distribuciji za prenos na nisko naponskoj mreži i srednje naponskoj mreži. U okviru Elektroprivrede Srbije prihod se raspoređuje na privredna društva, koja su u ovom modelu grupisana prema tipu elektrane.(modelavnje svake jedinice u okviru privrendog društva ili samih privrednih društava pokazalo se nepraktičnim zbog dimenzija modela i iz tog razloga su u modelu predstavljene grupe elektrana prema tipu). Analizom scenarija se vidi da su krajnje destinacije Elektromreže Srbije, Distribucija i elektrane u okviru Elektroprivrede Srbije u koje ćemo postaviti Završni Elemenat. Posle definisanja ovih parametar, modelovaćemo sistem u celinu. Transakcije od vrednosti su MONEY(novac) i STRUJA.

Slika 2. Model EPS-a

4.3. Podaci Podaci u proračunu su uzeti iz godišnjaka EPS-a za 2007. godinu, sa sajta Elektroprivrede Srbije: http://www.eps.rs/publikacije/godisnji_izvestaji/ARsrpski07.pdf. Cena električne energije koja je korišćena u proračunu je 3700 Din/MWh. Tarifna struktura je urađena prema sledećoj raspodeli (od ukupne cene koju plaćaju potrošači) Table 1 Tarifna struktura u Srbiji 1

Cena prema Potrošačima (Din/MWh) 3700 100%Elektroprivreda Srbije 2220 60%Elektro distribucija2 1110 30%Elektromreže Srbije 370 10%

U 2007. godni u Srbiji je potrošačima prodato 28 749 GWh, dok je proizvodnja EPS-a bila 38 897 GWh i to prema sledećem rasporedu:

ТЕ na ugalj 28 484 GWh ТЕ-ТО na gas i tečna goriva 483 GWh HЕ 9 930 GWh

1 Tarifna struktura je proizvoljna. 2 Zarada Elektrodistribucije je raspodeljena na Trgovca na malo i Distribuciju podjednako. Od ukupne vrednosti struje Trgovac na malo dobija 15%, koliko i Distribucija.

6

http://www.eps.rs/publikacije/godisnji_izvestaji/ARsrpski07.pdf

4.4. Proračun

Potrošači EMS Elektrodistribucija Trgovac na malo Distribucija

-106.371.300.000 10.637.130.000 15.955.695.000 15.955.695.000

Elektroprivreda Srbije TE TE-TO HE

46.737.421.794 791.402.472 16.293.955.734

Ovde je prikazano da svi posluju u plusu, ali to nije slučaj u EES-u Srbije. Primarno gorivo koja se koristi u termoelektranama nema tržišnu cenu, pošto je Vlada vlasnik rudnika. Osim toga, cenom struje ispod tržišne čuva se socijalni mir. Promenom vrednosti marži, tarifne strukture, zatim uračunavanjem troškova investicija, rashoda, održavanja, goriva, itd., možemo dobiti veoma detaljan izveštaj o elektroenergetskom sistemu Srbije. Promenom vrednosti na portovima možemo videti uticaj učesnika na druge učesnike, kao i na krajnje potrošače. 5. Zaključak U ovom radu je ispitan i opisan program e3-value editor. E3-value je program nastao 2003. godine, što ga čini još relativno novim. Baziran je na takozvanoj e3-value ontologiji, konceptu koji definiše učesnike koji razmenjuju objekte od vrednosti među sobom. E3-value je koristan alat za modelovanje mrežnih sistema i analizu izvodljivosti. Postojanje e3-value time series editora i serviguration editora, zajedno sa e3-value editorom, daje potpuni set alata za analizu različitih sistema. Naviknuti na radno okruženje Windows-a, sa mnoštvom aplikacija, mogućnosti, itd. rad u e3-value na trenutke se može učiniti krajnje zamornim. Nedostatak operativnih opcija i preglednosti znaju da veoma uspore rad. Nemogućnost otvaranja više sačuvanih modela odjednom, nedostatak Help-a i grafičko okruženje koje zadovoljava one najosnovnije standarde, mogu uticati na broj korisnika. Iako je baziran na funkcionalnosti na kojoj se još uvek radi i koja se sve više razvija, ovo su sitnice koje mogu korisnika dovesti do želje za odustajanjem, barem u početnom periodu. Koliko je plan za razvoj ozbiljan, govore i doktorske studije koje se odnose na e3-value editor koncept. Treba, na primer, izdvojiti doktorsku tezu Vere Kartseve („Designing Controls for Network Organization: A value-Based Approach“), koja se bavi problematikom dizajniranja upravljanja u e3-value. 6. Literatura [1] W. Swartout, A. Tate, “Guest editors' intoroduction: Ontologies,” IEEE Intelligent Systems, Vol. 14, No. 1, pp 18-19, 1999. [2] W.V.O. Quine, „ From a Logical Point of view, Nine Logico-philosophical Essays“, Harvard University Press, Cambridge, MA, 1961. [3] P. Borst, „Construction of Engineering Ontologies for Knowledge Sharing and Reuse“, PhD thesis, Universiteit Twente, Enschede, NL., 1997. [4] R.J.A.Buhr, „Use-case maps as architectural entities for complex systems. IEEE Transactions on Software Engineering, pp 24(12):1131–1155., 1998. [5] H. L.Varian, „Intermediate Microeconomics: A Modern Approach.“, W.W. Norton & Company, 7 edition., 2006. [6] „Tarifni sistem za obračun električne energije za tarifne kupce“, Agencija za energetiku Republike Srbije, 2006, Beograd.

7

Ц 5 – 00

Г Р У П А Ц 5

ИЗВЕШТАЈ СТРУЧНОГ ИЗВЕСТИОЦА

припремио

Владимир Јанковић 1. УВОД Пратећи интензивне промене у процесу либерализације тржишта електричне енергије код нас и у Европи, актуелне теме које је дефинисао СТК Ц5 CIGRE у Паризу на последњем саветовању као и уважавајући актуелне теме како на националним тржиштима у југоисточној Европи, тако и на регионалном тржишту, СТК Ц5 CIGRE Србија за XXIX саветовање је дефинисао своје ПРЕФЕРЕНЦИЈАЛНЕ ТЕМЕ, како би преко писаних реферата и стручне дискусије допринео бољем разумевању и успешнијем решавању актуелних проблема у овој области код нас. 2. ПРЕФЕРЕНЦИЈАЛНЕ ТЕМЕ 1. Либерализација тржишта електричне енергије и њена пуна имплементација кроз Закон о енергетици, Правила о раду преносног и дистрибутивног система, Правила о раду тржишта електричне енергије и остала акта – специфичности усвојених решења у Србији и земљама региона, проблеми у имплементацији, међусобно усклађивање, однос отворених и регулисаних тржишта, улога регулатора и електроенергетских субјеката, обезбеђење сигурности ЕЕС у тржишном окружењу. 2. Практична решења у либерализацији тржишта електричне енергије – реализација права квалификованих потрошача на избор снабдевача, успостављање концепта балансне одговорности, регулисање загушења у преносном систему Србије и на регионалном нивоу, компензација транзита у интерконекцији, балансни механизам, тржиште системских услуга, берзе електричне енергије итд. 3. Национални и регионални аспект обезбеђивања дугорочне и краткорочне сигурности снабдевања, подстицаји за изградњу електроенергетских објеката у тржишном окружењу, усклађивање планова развоја електроенергетских делатности.

1

3. РЕФЕРАТИ За XXIX саветовање, након извршених рецензија, прихваћено је 19 реферата, који су својим садржајем покрили све три преференцијалне теме. Рецензије радова су урадили: Младен Апостоловић, Миладин Басарић, Зоран Вујасиновић, Аца Вучковић, Марија Ђорђевић, Давид Жарковић, Иван Јанковић, Аца Марковић, Јелена Милосављевић, Весна Мушкатировић, Бранка Рибар-Брајић, Ненад Стефановић, Дејан Стојчевски, Јасмина Трхуљ и Владимир Јанковић У даљем тексту биће дат приказ кратких садржаја реферата и питања за дискусију. 3.1 Преференцијална тема 1: 5 реферата (Р Ц5-01, Р Ц5-02, Р Ц5-03, Р Ц5-04, Р Ц5-05) 3.1.1 Кратак садржај У реферату Ц5–01: «Подстицајне методе за регулацију цена«, аутора Аце Вучковића и Небојше Деспотовића, су описани основни економски принципи на којима се заснивају подстицајни методи регулације. Наведена је основна разлика између подстицајних метода базираних на ограничењу прихода и ограничењу цене. На примеру подстицајних метода ограничења прихода илустрован је значај различитог третмана капиталних и оперативних трошкова. Код одређивања параметра за побољшање ефикасности рада регулисаног предузећа, као једног од најзначајнијих параметара за примену подстицајних метода, истакнут је значај упоредних анализа предузећа исте делатности. На једном теоријском примеру илустровани су начин и ефекти примене подстицајне методе ограничења прихода базиране на принципу „корак по корак“. У реферату Ц5-02: « Начин регулисања односа између дистрибутера, снабдјевача и крајњих купаца у региону; уговор о приступу (уговор о кориштењу мреже)«, аутора Зорана Елека и Петра Дуке, описан је начин регулисања односа између дистрибутера, снабдевача и крајњих купаца електричне енергије на просторима бивше Југославије. Указано је на могуће поједностављење процедура регулисања њихових односа. Предложено је да се сви односи, осим плаћања накнаде за коришћење мреже, регулишу једним уговором који закључују дистрибутер и крајњи купац (уговором о прикључењу). Плаћање накнаде за коришћење мреже би се регулисало уговором између дистрибутера и снабдевача. На овај начин би се смањио број уговора које дистрибутер мора закључити, као и број рачуна које испоставља дистрибутер. Ово би поједноставило процедуру крајњем купцу, јер би рачуни за коришћење мреже били испостављани снабдевачима уместо крајњим купцима. У реферату Ц5-03: « Трговина електричном енергијом у ЈП Електропривреда Србије«, аутора Ивана Јанковића и Мијата Милошевића, дат je преглед досадашњег развоја тржишта електричне енергије у Србији. Представљена је организација и улога Дирекције за трговину електричном енергијом у ЈП Електропривреда Србије с аспекта две лиценце за трговину електричном енергијом које ово јавно предузеће поседује. Описана су правила пословања, као и процедуре за трговину електричном енергијом и методологије које се користе у Дирекцији за трговину електричном енергијом. Приказани су остварени резултати у трговини електричном енергијом у периоду од 2006-2008.године. Разматрани су и поједини проблеми са којима се Дирекција за трговину електричном енергијом суочава у свом раду. На крају су предочени визија и циљеви даљег развоја трговине електричном енергијом у ЈП Електропривреда Србије. У реферату Ц5-04: « Концепција успостављања берзе електричне енергије у Србији«, аутора Милоша Младеновића, Небојше Лапчевића и Владимира Јанковића, приказана је

2

улога берзе електричне енергије у процесу успостављања ефикасног тржишта електричне енергије. Описани Представљени су могући продукти и модел дан-унапред тржишта. Посебно је дат концепт успостављања берзе електричне енергије у Србији по кључним фазама, а описане су и могућности будућег развоја, као и потенцијалне користи за учеснике на тржишту електричне енергије. Реферат Ц5-05: «Нови изазови менаџмента у електроенергетском сектору Србије«, аутора Аце Марковића и Небојше Деспотовића бави актуелном проблематиком реформисања електроенергетског сектора у Србији. Након прегледа стања реформи у Европској унији, наводе се хронолошким редом конкретни кораци и активности које су биле предузете у енергетском сектору Србије у циљу стварања тржишног амбијента. У првом реду то је установљење регулатора и успостављање његових функција, а посебно детаљно се у раду разматра једна од битних обавеза регулатора - развој методологије за регулацију цена. У складу са савременим тенденцијама у организовању и функционисању предузећа у области електроенергетике, изложен је и аргументовано образложен процес профитне децентрализације који се може успешно применити у електроенергетском сектору Србије. Даљи ток структурне и тржишне реформе у електроенергерском сектору Србије у многоме је, по ауторима, условљен квалитетом и стилом управљања од стране менаџмента. Изазови које нужно доноси либерализација тржишта су многобројни, а посебно су специфични у електроенергетском сектору (нови циклуси инвестиција, наставак реструктурирања сектора, увођење нових технологија, подизање економске ефикасности...), па је стога је неопходна професионализација менаџмента и ангажовање искусних менаџера са конкретним резултатима. 3.1.2 Питања за дискусију Реферат Ц5–01 1. Да ли су приказане методе примењиване у случајевима када је цена електричне енергије

значајно испод “тржишне” (као што је нпр. случај у Србији) и ако је одговор потврдан, у којим земљама?

2. Који је узорак са којим се пореде производња, пренос и дистрибуција понаособ? Шта је са продајом електричне енергије за тарифне купце, да ли се и она пореди са узорком?

3. Да ли је у Србији опасније имати прецењени подстицајни фактор? Шта се дешава ако предузеће буде из године у годину у губицима? Које су мере предвиђене за превазилажење финансијске нестабилности предузећа?

4. Шта су оправдане инвестиције? Да ли су предвиђене оправдане инвестиције обавезујуће? Каква је могућност развоја регулисане компаније када се у Србији на сагласност на већ одавно неопходне инвестиције чека више година?

5. Када је затечени приход мањи од оправданог МОП, да ли је предвиђен механизам да се регулисаном предузећу надокнади губитак прихода који настаје избегавањем значајног повећења цене у старту регулаторног периода? Када се оваквим методама симулирају тржишни услови, зашто се као последњи сегмент узима тржишна цена електричне енергије (зар не би било логично да она буде почетни механизам)?

Реферат Ц5–02 1. Када се рачун дистрибутера директно прослеђује купцу, купац плаћа услугу испоруке

енергије директно дистрибутеру. Да ли аутори виде могуће проблеме у односима дистрибутер-снабдевач-купац у случају предложеног модела наплате преко једног рачуна, кад купац делимично испуњава своје обавезе, нпр. плати само део рачуна који покрива само снабдевање?

2. Какве су разлике у садржају уговора о прикључењу и уговора о коришћењу (приступу) мрежи и да ли се ова два уговора могу спојити у један? Може ли се кроз такав уговор обезбедити да наплата иде преко снабдевача? Какав је став аутора у погледу могућности да

3

се купац сам изјасни да ли жели да му се наплата услуге испоруке обавља преко снабдевача или директно?

3. Да ли аутори имају сазнања у којим земљама бивше Југославије се код купаца повезаних на дистрибутивну мрежу у рачуну посебно исказују услуге преноса и дистрибуције електричне енергије? Да ли у тим случајевима купац треба да потписује уговор и са преносном компанијом, те да добија три рачуна?

4. Да ли је предложено решење наметање нове обавезе снабдевачима, ако снабдевачи са купцима уговоре снабдевање на годину дана или шестомесечно?

5. У свим државама насталим из бивше Југославије, изузев Србије, као први корак при прикључењу предвиђено је издавање електроенергетске сагласности или чак претходне електроенергетске сагласности. Какав је став аутора у погледу неопходности издавања таквог акта?

Реферат Ц5–03 1. Који све неопходни услови треба да се стекну да би се “активирала” лиценца ЕПС-а за

трговину електричном енергијом на тржишту електричне енергије? 2. Шта се подразумева под појмом „оптимизација, планирање и обједињавање

електроенергетског портфеља“? 3. Које све мере и активности могу да поспеше појаву квалификованих купаца електричне

енергије у Србији? 4. Зашто се касни са применом Тарифног система за приступ и коришћење дистрибутивне

мреже и које то последице може да изазове? 5. Када се и под којим условима очекује прелазак на другу (II) фазу развоја тржишта

електричне енергије у Србији (слика бр. 1 у реферату)? Реферат Ц5–04 1. Ко може бити оснивач берзе? Која власничка структура би била најпогоднија за берзу

електричне енергије у Србији? 2. Ко може бити потенцијални стратешки партнер и која ће бити његова улога? Ко још, поред

ЈП ЕПС, може бити потенцијални ”market maker” и која ће бити његова улога? 3. Да ли учесник на берзи мора бити лиценциран за трговину електричном енергијом у Србији? 4. Да ли је период за имплементацију берзе наведен у раду (од 12 до 15 месеци) реалан? 5. Да ли је оснивање берзе електричне енергије у Србији и спајање са суседним тржишним

областима, представља најбоље решење за алокацију прекограничних преносних капацитета на дневном и унутардневном временском интервалу?

Реферат Ц5–05 1. У раду је наведен податак да Србија увози 43% својих енергетских потреба. Имају ли

аутори сазнање о томе колики је процентуални удео увоза за сваку од појединих енергетских категорија посебно (гас, нафта, електрична енергија,...)?

2. Какви су релативни односи цена електричне енергије у Србији и цена у појединим земљама у окружењу, као и у западној и источној Европи, за временски пресек непосредно пре дерегулације и за актуелни временски пресек?

3. Да ли је процес либерализације тржишта утицао на повећање удела енергије из обновљивих извора и има ли, на бази светских, европских или наших искустава, конкретних показатеља о томе?

4. У условима отвореног тржишта, постојање неких (давно) планираних производних и преносних капацитета у Србији, значило би, без сумње, велику предност, не само за сигурност у снадбевању унутар граница земље, него и за много боље тржишно позиционирање Србије. Може ли ова околност утицати стимулативно на интензивирање реализације ових објеката ?

4

3.2 Преференцијална тема 2: 11 реферата (Р Ц5-06, Р Ц5-07, Р Ц5-08, Р Ц5-09, Р Ц5-10, Р Ц5-11, Р Ц5-12, Р Ц5-13, Р Ц5-14, Р Ц5-15, Р Ц5-16) 3.2.1 Кратак садржај У реферату Ц5-06: «Развој тржишта прекограничних преносних капацитета на границама регулационе области Републике Србије«, аутора Дејана Стојчевског, Марка Јанковића и Милице Бркић, дат је кратак преглед развоја тржишта прекограничних преносних капацитета у регулационој области Србије, тренутна правила која регулишу овај вид тржишта, као и даље смернице у развоју овог тржишта. Такође, приказан је и објашњен информациони систем ЕМС-а за доделу прекограничних преносних капацитета базиран на методи експлицитних аукција. Представљен је детаљан опис система, тренутна конфигурација система, као и његове могућности. Дати су општи статистички подаци о спроведеним месечним аукцијама, као и кретање броја учесника на тим аукцијама у 2008. години У реферату Ц5-07: «Упоредни преглед параметара за прекогранични промет електричне енергије у југоисточној Европи и њихова усклађеност за регулативом ЕУ«, аутора Ненада Стефановића и Николе Радовановића, детаљно је представљен упоредни преглед (бенчмаркинг анализа) који су урадила регулаторна тела из југоисточне Европе, а који се тиче поштовања захтева и услова за управљање загушењима унутар региона који проистичу из одговарајућих европских регулатива и смерница. Описани су правни захтеви у вези са доделом прекограничних капацитета као и њихова примена у појединима земљама у региону. Посебно су анализиране примењене алокационе методе, начин коришћења прихода од управљања захгушењима, примена захтева по питању транспарентности, постојање секундарног тржишта прекограничних капацитета, као и третман тржишних правила и правила за алокацију капацитета. Реферат Ц5-08: «Регионални пројекти и иницијативе за алокацију прекограничних преносних капацитета у Европи«, аутора Младена Апостоловића и Милана Вукасовића, има за циљ да представи све реализоване и текуће пројекте и иницијативе које се тичу регионалног приступа алокацији прекограничних преносних капацитета. Очекује се да регионализација тржишта електричне енергије поступно омогући интеграцију националних тржишта. Постојећи и предложени приступи овој проблематици се разликују по временском хоризонту на који се односе, и с тим у вези и по производу који је предмет алокације – само преносни капацитет (експлицитно) или преносни капацитет заједно са електричном енергијом (имплицитно). Такође се разликују и по броју укључених националних тржишта, а различита решења су резултат различитог степена развоја појединих националних тржишта. Представљена су досадашња искуства, као и нове иницијативе и идеје, са освртом на њихова могућа унапређења и побољшања. Реферат Ц5-09: «Опис новог MF („maximum-flow“) метода за координисане аукције«, аутора Марије Ђорђевић и Александра Курћубића, приказује основне принципе нове методологије „maximum flow“ за одређивање преносног капацитета у координисаним аукцијама. Циљ овог процеса је да се омогући методолошки развој који би обезбедио економску ефикасност, као и транспарентан и недискриминаторни приступ што већој количини преносног капацитета уз одржање сигурности система. Дати су општи принципи нове методе и основне дефиниције релевантних величина. У раду су приказана искуства симулације месечне и дневне аукције, применом новог метода. У реферату Ц5-10: «Kоординисане аукције преносног капацитета у регионима централно-источне и југоисточне Eвропе - пројекат софтвера за аукцијску кућу у Mинхену/Freising-у«,

5

аутора Зорана Вујасиновића, Снежане Мијаиловић, Небојше Јовића, Марка Чокорила и Бојана Ивановића, дат је преглед активности по регионима Европе у погледу развоја и примене координисане доделе преносних капацитета, са посебним освртом на процесе везане за координисане аукције засноване на токовима снага у југоисточној и централно-источној Европи. Укратко je описана метода координисане аукције са „капацитетом максималног тока“. Такође су описане активности на успостављању ове методологије у оба региона, као и детаљи пројекта израде софтвера за аукцијску кућу за централно-источну Европу у Фрајзингу код Минхена. У реферату Ц5-11: «Могућности организовања заједничких аукција прекограничних преносних капацитета на границама регулационе области Републике Србије«, аутора Милице Бркић, Ирене Савковић и Дејана Стојчевског, анализиране су могућности организовања заједничких аукција прекограничних преносних капацитета од стране ЈП Електромрежа Србије као oператора преносног система и oператора тржишта електричне енергије у Републици Србији са операторима преносних система суседних земаља. Сагледани су технички, правни и комерцијални оквири за реализацију заједничких аукција, као и проблеми у реализацији и могућа решења за њихово превазилажење. У реферату Ц5-12: «Децентрализоване имплицитне аукције прекограничних преносних капацитета«, аутора Владимира Јанковића, Дејана Стојчевског и Милоша Младеновића, детаљно је приказан модел децентрализованих имплицитних аукција прекограничних преносних капацитета на примеру спајања организованих тржишта (берзи) електричне енергије у две електрично повезане области. Такође су приказана могућа унапређења описаног основног модела која се односе на повезивање више од два тржишта, увођење блок налога за куповину и продају, уважавање различитих типова налога за продају и куповину, увођење билатералних понуда, као и на алокацију базирану на токовима снага. Описани су поједини практични аспекти примене имплицитиних аукција на примеру “трилатералног спајања тржишта” Француске, Белгије и Холандије. У реферату Ц5-13: «Утицај вредности и резултата алокације капацитета на месечном нивоу на ниво транзита електричне енергије у преносном систему Србије «, аутора Ненада Шијаковића, Мирјам Станчевић, Бранислава Ђукића и Ивана Тркуље, извршена је техничка анализа утицаја вредности и резултата алокације прекограничног преносног капацитета на месечном нивоу на ниво транзита електричне енергије у преносном систему Србије током 2007. и 2008. године. Циљ аутора је био да уоче евентуалне законитости међусобне повезаности са једне стране резултата прорачуна и алокације прекограничних преносних капацитета, а са друге стране транзита и остварене нето позиције српског преносног система у оквиру CBT-ITC механизма који се користи за тарификацију прекограничних транзита електричне енергије. У реферату Ц5-14: «Математички модел регионалног балансног тржишта и принципи рада платформе “BETSEE 2.0“ «, аутора Тома Мартиновића, Зорана Вујасиновића и Младена Апостоловића, представљени су основни принципи регионалног балансног тржишта електричне енергије и унапређена верзија софтверског алата за његову реализацију BETSEE 2.0. У раду су приказане теоријске основе и математички модел оптимизационе методе „минималних трошкова алокације балансне енергије“ која је имплементирана у овом софтверском алату. Такође је приказана могућност проширења ове оптимизационе методе додатним захтевом за „минимизацијом трошкова токова кроз мрежу“ насталих услед алокације балансне енергије. Описана метода и њена проширења су примењена на тест моделу кроз пар примера уз спроведено поређење резултата различитих оптимизационих захтева. У реферату Ц5-15: «Утицај локалних тржишних правила на процес планирања и усаглашавања прекограничних планова размене«, аутора Биљане Мандић, Срђана Ресавца и Светлане Сеге, описан је процес планирања и усаглашавања прекограничних планова размене између оператора преносног система на граници две тржишно балансне области. Представљена су три случаја где локална тржишна правила могу имати утицај на процес планирања и

6

усаглашавања прекограничних планова размена, а то су специфична решења из билатералних споразума, различита грануларност (детаљи) података и разлике у идентификацији појединих учесника на тржишту. Описани су проблеми који се могу јавити због различитих тржишних правила и дати предлози за њихово превазилажење. У реферату C5-16: «Учешће ЈП Електромрежа Србије у ETSO Vista пројекту«, аутора Светлане Сеге и Биљане Мандић, представљена је ETSO Vista плафторма преко које европски оператори преносног система, укључујући и ЈП ЕМС, објављују информације које су од значаја за тржиште електричне енергије. Описани су процес објављивања података, врсте података који се достављају на платформу, структура докумената, начин приказивања података (у виду графика и табела), као и начини приступа платформи. Истакнут је значај аутоматизације процеса достављања података од стране ЈП ЕМС. Такође су размотрени и проблеми везани за даљи развој ове платформе. 3.2.2 Питања за дискусију Реферат Ц5–06 1. Да ли су важећа Правила за доделу расположивих прекограничних преносних капацитета

одобрена од стране Агенције за енергетику Републике Србије? 2. У ком смислу се “про-рата” начин расподеле прекограничних капацитета сматра

нетржишним методом? 3. Да ли се у ЈП Електромрежа Србије размишља о промени начина наплате у случају

загушења са методе по понуђеној цени на методу маргиналне цене? 4. Који су неопходни предуслови за увођење дневних и унутардневних алокација капацитета

на границама регулационе области Републике Србије? Када се може очекивати њихово увођење?

Реферат Ц5–07 1. Да ли се у блиској будућности могу очекивати промене по питању дозвољених опција

употребе прихода од управљања загушењима у Европској Унији, а потом и у региону југоисточне Европе?

2. У већини земаља региона снабдевачи тарифних купаца имају право приоритета при додели прекограничног преносног капацитета. Који све фактори утичу на ову праксу и када се може очекивати њено укидање?

3. Када се може очекивати хармонизација режима лиценцирања учесника на тржишту у југоисточној Европи и који би напредак она могла донети с аспекта доделе прекограничних преносних капацитета?

4. Један од захтева по питању транспарентности је да се објављују подаци о планираним и непланираним искључењима производних јединица већих од 100 MW. У којој мери овакав захтев фаворизује поједине учеснике на тржишту (нпр. трговце)? Да ли се ови подаци објављују у свим земљама ЕУ?

Реферат Ц5–08 1. По мишљењу аутора, која је најбоља, а која најприменљивија методологија за алокацију

прекограничних преносних капацитета (за сваки временски хоризонт посебно) и зашто? 2. Да ли се метода координисане аукције засноване на токовима снага може применити у

блиској будућности? 3. Да ли се регионалне координисане аукције могу применити у југоисточној Европи и које су

главне препреке за њихово увођење у блиској будућности? 4. Да ли има смисла организовати регионалну аукцијску кућу у југоисточној Европи ради

спровођења координисаних аукција уз примену нето преносних капацитета за доделу

7

дугорочних капацитета (на годишњем и месечном нивоу), ако је тенденција расподеле краткорочних преносних капацитета (на дневном и унутардневном нивоу) спајање суседних тржишта ?

5. Да ли послови алокације прекограничних капацитета могу и треба да се раде ван оператора преносних система?

Реферат Ц5–09 1. Да ли је у овом тренутку могуће детаљније моделовање суседних система (са становишта

расположивости тих модела) ради превазилажења проблема тачнијег одређивања „спољних токова“ (UOF) и како је могуће оптимизацијом одредити најреалнији сценарио увоза/извоза из суседних система?

2. Колико се узима да је у пракси коефицијент к код прорачуна „маргине поузданости“ (FRM), а како се прорачунава „расположиви капацитет“ (AMF)?

3. Како анимирати тржишне учеснике (трговце) да у већем броју учествују у симулацијама координисане аукције имајућу у виду да од њиховог учешћа у великој мери зависе резултати техно-економских анализа овог метода?

4. Ако се буде користила описана метода, како ће се пријављивати програми прекограничних размена електричне енергије имајући у виду актуелна UCTE правила из те области?

5. Који је тренутни статус и који је очекивани термин за реалну примену координисане аукције у југоисточној Европи?

Реферат Ц5–10 1. Који је физички смисао величина BFL, BFRM и FRM? 2. Аутор у раду наводи другу половину 2009. године, када ће почети примена координисаних

аукција у централно-источној Европи. Да ли је то мишљење на основу тестирања које је дао реалне резултате?

3. На који начин се врши комуникација описаног софтвера са модулом “Power Exchanges” ? 4. Према званичном договору модели у UCTE-у се размењују за 4 сата дневно. Када је у

питању дневна аукција колико пута дневно се врши моделовање и за које временске интервале? Како је решено питање поверљивости података?

5. Који су реални успеси у примени координисаних аукција у централно-источној Европи, сем формалног оснивања Аукцијске канцеларије? Колике су вредности додељених преносних капацитета по предложеној методологији у централно-источној Европи?

Реферат Ц5–11 1. Да ли постоје проблеми везани за признавање лиценци учесника на тржишту који су

лиценцирани у једној тржишној области, а желе да учествују на заједничкој аукцији коју спроводи суседни оператор преносног система? Ако постоје проблеми како их превазићи, са освртом на ситуацију у Србији?

2. Који оператори преносних система у региону примењују заједничке аукције и на којим границама? Каква су њихова искуства по питању усаглашавања правила и процедура организовања заједничких аукција која би могла да буду од користи у случају Србије?

3. Објаснити методу наплате по понуђеној цени (pay as bid) и по маргиналној цени? У чему је разлика и да ли су обе методе тржишно оријентисане? Зашто је већина трговаца више за методу наплате по маргиналној цени?

4. На који начин се врши прорачун вредности нето преносног капацутета (NTC) на годишњем нивоу? Који параметри преносне мреже, производње и потрошње се узимају као улазни подаци за модел прорачуна на годишњем нивоу и колико је такав прорачун тачан за аукцију преносних капацитета на годишњем нивоу? Да ли се на годишње аукције износи целокупан износ израчунатог NTC или само један део и зашто? Каква су међународна искуства оператора преносног система по овом питању?

8

5. На који начин је могуће укинути приоритетну доделу прекограничних капацитета за потребе увоза ради снабдевања тарифних купаца у Републици Србији? Да ли је доношење тржишних правила и увођење балансне одговорности довољан услов за укидање доделе приоритетног преносног капацитета?

Реферат Ц5–12 1. Објаснити начин формирања „нето извозних кривих“ и с тим у вези одговорити да ли

графички приказ на слици 3 одговара подацима са слике 2 или је само илустративан? 2. Да ли је препознат потенцијални проблем приликом укључивања у процес и билатералних

понуда само за закуп прекограничног преносног капацитета, које се у случају прихватања третирају као обавезујуће, ако се нпр. на време не закључи и одговарајућа енергетска трансакција због неизвесности самог исхода закупа?

3. Да ли је могуће повезивање тржишта у троугаоној структури засновано на нето преносним капацитетима (NTC) или је у том случају обавезна примена методологије засноване на прорачунима токова снага и коришћење PTDF фактора?

4. Какве су перспективе да у неком будућем периоду Србија постане центар регионалне примене описане методе (радијалне структуре) с обзиром на њен повољан географски положај у региону?

Реферат Ц5–13 1. Какве су разлике алоцираног капацитета и транзита по појединим границама Србије? 2. Да ли и у којој мери накнада од транзита кроз ITC механизам надокнађује повећане губитке

и “раубовање” преносне мреже у Србији? 3. Каква је перспектива оба механизма поменута у раду (aлокације преносних капацитета у

Србији и региону, односно ITC механизма у Европи)? Реферат Ц5–14 1. Које је главно унапређење „BETSEE 2.0“ у односу на претходну верзију „BETSEE 1.0“? 2. Колико би увођење координисаних аукција преносних капацитета олакшало реалну

примену регионалног балансног механизма (RBM)? 3. С обзиром да је за рад регионалног балансног механизма предуслов обезбеђење

расположивог преносног капацитета (ATC), како је могуће реализовати у пракси механизам без учешћа довољног броја оператора преносних система, тј. у случају да део оператора преносног система не проследи своје вредности ATC?

4. По мишљењу аутора који је логичан редослед корака у развоју тржишта и у том контексту, када је реално да заживи RBM? Каква су искуства у Европи по питању RBM?

5. Каква су искуства из спроведеног тестирања регионалног балансног механизма? Реферат Ц5–15 1. Да ли постоји план за хармонизацију EIC кодова како би сваки учесник добио исти EIC код

који би важио за области свих оператора преносних система у оквиру ENTSO-E? Уколико постоји такав план образложити га и навести рок за испуњење таквог плана.

2. Да ли и на који начин је могуће превазићи разлике између националних тржишних правила? Које су најчешће разлике између националних тржишних правила?

3. Да ли је поред тржишних правила потребно извршити хармонизацију још неких докумената у којима се дефинише процес планирања тј. усаглашавања планова размене између два суседна система и који су то документи?

9

Реферат Ц5–16 1. На који начин и у ком обиму је ЈП ЕМС учествовао у дефинисању и реализацији ETSO

Vista пројекта? 2. Каква је практична корист коју ЈП ЕМС има због реализације овог пројекта, а каква за друге

кориснике “платформе”? 3. Каква је обавезност слања података – да ли постоји обавеза достављања и којих података,

ко све мора да доставља податке (да ли само оператори преносног система) и какве су последице недостављања података?

4. У раду је наведено да има преко 2000 корисника овог система. Да ли аутори могу рећи какв је профил корисника?

5. С обзиром на тренутне проблеме у примени, колико је реална жеља да ова платформа замени обавезу оператора преносног система да на свом веб сајту објављују податке које захтева Европска комисија?

3.3 Преференцијална тема 4 : 3 реферата (Р Ц5-17, Р Ц5-18, Р Ц5-19) 3.3.1 Кратак садржај У реферату Ц5-17: «Енергетске специфичности као предуслов за отварање тржишта електричне енергије на велико у југоисточној Европи«, аутора Ненада Стефановића, је размотрена тренутна ситуација у региону југоисточне Европе по питању тржишта електричне енергије на велико, уз идентификацију најбитнијих фактора који ограничавају обим и ефикасност трговине и који утичу на спорост у процесу отварања тржишта на велико електричне енергије у региону, као и на креирање одговарајућег модела за отварања тржишта на велико. Објашњена је природа препрека за отварање тржишта у региону и предложени начини за њихово превазилажење. За успостављање отвореног тржишта електричне енергије неопходно је постојање кључних докумената као што су тржишна правила, правила рада преносног система, тарифни системи, секундарно законодавство и друго. Критични елементи за омогућавање трговине у контексту конкурентног тржишта су: приступ интерконективним капацитетима, добро функционисање механизма за прекогранични промет електричне енергије (ITC) без транзитних такси, приступ националној преносној мрежи који у склопу својих одговорности обезбеђује оператор преносног система, правила у вези са концентрацијом тржишта, погодност коришћења тржишних правила на националном нивоу и њихова усаглашеност у региону, трошковно оријентисани тарифни системи, усаглашавање услова за издавање лиценци и других административних питања. У реферату Ц5-18: «Анализа обима и структуре електричне енергије земаља у оквиру енергетског тржишта Европе«, аутора Јелене Милосављевић, су приказани структура и обим производних капацитета како у Србији, тако и у земљама потписницама Уговора о енергетској заједници Југоисточне Европе. Дат је осврт и на остале земље које су се определиле за учествовање на овом тржишту, као и на земље посматраче. Приказане су и годишње производње електричне енергије ових земаља као и позиција ЈП Електропривреда Србије са становишта производње. Овакве анализе производних капацитета на европском тржишту електричне енергије се могу користити у електроенергетским субјектима као полазна основа за планирање даљег развоја електроенергетског сектора. У реферату Ц5-19: «Анализа развоја производње, потрошње и преносног система у југоисточној Европи у периоду од 2009-2020.године«, аутора Небојше Јовића, Зорана Вујасиновића, Мира Вуковића и Тома Мартиновића, представљена је студија различитих сценарија развоја тржишта електричне енергије у Југоисточној Европи, као и одговарајући развој регионалне преносне мреже. Урађена је анализа потенцијалних вишкова односно мањкова електричне енергије у складу са планираним развојем производних капацитета и планираним порастом потрошње за електроенергетске системе Албаније, БиХ, Бугарске,

10

Хрватске, Грчке, Македоније, Мађарске, Црне Горе, Румуније и Србије. За претпостављене сценарије развоја појединачних земаља (оптимистичан, реалистичан и песимистичан сценарио) прорачунати су програмски преносни капацитети (у складу са тренутним прорачуном преносних капацитета TTC/NTC) између земаља у циљу препознавања и отклањања евентуалних загушења у мрежи. 3.3.2 Питања за дискусију Реферат Ц5–17 1. У којим земљама Југоисточне Европе су већ одобрена правила за рад тржишта електричне

енергије? Шта у Србији постоји од регулативе везане за успостављање тржишта електричне енергије?

2. Какве резултате је дала студија REBIS (референца [2] у раду), везано за изградњу нових капацитета за производњу електричне енергије на територији Србије?

3. Да ли има примера из праксе за спровођење Модела структурних цена (посебно опција 3 у раду) и Модела виртуелних аукција? По могућству навести неки позитиван пример.

4. У случају да дође до усаглашавања надлежности регулаторних агенција у региону Југоисточне Европе, да ли би, по мишљењу аутора, дошло до смањења или повећања овлашћења Агенције за енергетику Републике Србије?

Реферат Ц5–18 1. OECD и EUROSTAT су, ради лакшег поређења разних енергетских индикатора, утврдили

заједничку методологију која се успешно примењује у Европској Унији. Да ли је у Србији започела примена те методологије чиме би се лакше и јасније могла одредити позиција Србије по разним енергетским параметрима?

2. С аспекта очекиваног већег удела производње електричне енергије из обновљивих извора (поготово ветра) какви су планови у Србији у наредном периоду по питању инсталисаног капацитета електрана на ветар и њиховог власништва?

3. Имајући у виду тренд смањења процентуалног учешћа производње електричне енергије из угља и све већи тренд раста коришћења природног гаса да ли је потребно кориговати дугорочне планове изградње нових термоелектрана на угаљ?

4. С обзиром на светску економску кризу и приметни пад потрошње електричне енергије, поготово у индустријском сектору, да ли се у блиској будућности могу очекивати корекције у плановима за изградњу нових капацитета?

5. Имајући у виду тренутно смањење расположиве електричне енергије у региону (у поређењу са подацима приказаним у раду за 2006.годину са радом су престала јос два нуклеарна блока у нуклеарној електрани Козлодуј у Бугарској), како се очекује превазилажење енергетске кризе до 2015. године, када би према плановима Бугарска, Румунија и Србија требало да буду са значајно већим инсалисаним капацитетима? Која земља би тада могла да постане водећи произвођач, односно снабдевач у региону?

Реферат Ц5–19 1. У раду су описани биланси електричне енергије у региону узимајући у обзир три различита

сценарија развоја производње и потрошње електричне енергије. Колики је утицај светске економске кризе на представљени модел, посебно на производњу, а посебно на потрошњу електричне енергије?

2. Да ли се у блиској будућности сагледавају нека “уска грла” са становишта преносних капацитета у региону?

3. У којој мери на развој потрошње могу утицати различите брзине стварног отварања тржишта електричне енергије, као и (не)успешна примена програма за повећање енергетске ефикасности у појединим земљама?

11

1

Р Ц5 - 01

ПОДСТИЦАЈНE МЕТОДЕ ЗА РЕГУЛАЦИЈУ ЦЕНА

мр Аца Вучковић∗, Небојша Деспотовић Агенција за енергетику Републике Србије

Београд

Србија

Кратак садржај

У готово свим земљама, на почетку регулаторне праксе, методологије за одређивање тарифа за коришћење преносне и дистрибутивне мреже, биле су базиране на методу „трошкови плус“, којим се енергетским субјектима обезбеђује покриће оправданих трошкова и одговарајући повраћај на ангажована средства. Како је један од циљева регулације и повећање ефикасности рада енергетских предузећа који су по својој природи монополи, развијена је група подстицајних метода, које утичу на перформансе предузећа и у ценовне моделе уграђују подстицаје ка њиховом ефикаснијем пословању. Најчешће примењене подстицајне методе су методе ограничења прихода („revenue cap“) и методе ограничења цене („price cap“).

У овом раду су описани основни економски принципи на којима се заснивају подстицајни методи регулације. Наведена је основна разлика између подстицајних метода базираних на ограничењу прихода и ограничењу цене. На примеру подстицајних метода ограничења прихода илустрован је значај различитог третмана капиталних и оперативних трошкова. Код одређивања параметра за побољшање ефикасности рада регулисаног предузећа, као једног од најзначајнијих параметара за примену подстицајних метода, истакнут је значај упоредних анализа – бенчмаркинга („benchmarking“) предузећа исте делатности. На једном теоријском примеру илустровани су начин и ефекти примене подстицајне методе ограничења прихода базиране на принципу „корак по корак (Building blocks)“.

Кључне речи: Подстицајна регулација – Регулација цена – Методологија – Трошкови

1 УВОД

На основу обавеза које су дефинисане Законом о енергетици, Агенција за енергетику Републике Србије (Агенција) утврђује методологије којом се одређује максимално одобрени приход енергетских субјеката који обављају делатности производње, преноса, дистрибуције и продаје електричне енергије за тарифне купце. Максимално одобрени приход (МОП) представља ниво прихода који енергетски субјект може да оствари у току регулаторног периода, а који обезбеђује предузећу нормално пословање - да омогући покривање оправданих оперативних и капиталних трошкова и фер одређени профит (профит који одговара ризику пословања у ∗ АЕРС, Теразије 5/V, 11000 Београд, e-mail: [email protected]

2

регулисаној делатности). Висина МОП се утврђује на основу одабраног методолошког приступа, који се могу сврстати у две основне групе. У прву групу спадају методи чији је фокус постављен на идентификацију и гарантовање одређеног профита, првенствено кроз регулацију стопе приноса познате под називом „методе трошкови плус“. Другу групу чине „подстицајни методи“ који су усмерени на перформансе које показује свако предузеће и којима се у ценовне моделе уграђују подстицаји ка ефикаснијем пословању који се огледају у смањењу трошкова, побољшању квалитета услуге и стимулисању инвестиција које побољшавају ефикасност компаније. Регулација подстицајним методама базира се на примени метода ограничења и примени метода базираних на конкурентском поређењу компанија.

У методологијама, које је за почетни период регулације развила Агенција, примењен је метод регулације трошкови плус. Применом овог метода енергетским субјектима се одређује максимална висина прихода у регулаторном периоду, односно цена којом се омогућава покриће оправданих трошкова пословања и одговарајући повраћај на ангажована средства. Развојем регулаторне праксе у Србији, биће промењена методологија за одређивање МОП енергетских субјеката. Један од циљева будућих промена је да се промовише повећање ефикасности енергетских субјеката. Сама суштина, али и регулаторна пракса других земаља, је показала да су подстицајне методе ефикасно средство за остваривање тог циља. Најчешће је у примени регулација базирана на методама ограничења прихода или цена, тако да ће у даљем тексту бити приказане основе ових метода.

2 РЕГУЛАЦИЈА МЕТОДАМА ОГРАНИЧЕЊА

Суштина метода ограничења је да се регулисаним енергетским субјектима ограничава приход или цена које оно може да оствари током регулаторног периода, који траје више, обично три до пет, година. Поставља се ограничење које представља горњу границу прихода или горњу границу цене коју енергетски субјект може да оствари.

Општа формула за методе ограничења би била:

1)1( −∗−+= ttt PXCPIP По овој формули, одобрени приход (или цена) у години t (Pt) је једнак приходу из претходне године (Pt-1) који је увећан за планирану инфлацију (CPI) и умањен за подстицајни фактор (X). Приход из претходне године је познат, стопа инфлације је одређена у складу са проценама званичних државних институција, док се подстицајни фактор одређује на основу поређења са ефикасношћу сродних компанија – бенчмаркинга (benchmarking) и прокламоване динамике достизања ефикасности најефикасније компаније. Основни циљ примене ове методе је побољшање оперативне ефикасности предузећа, што резултира нижим ценама услуга предузећа – у електроенергетском сектору су то услуге преноса и дистрибуције, односно у нашем случају то је и производња електричне енергије. Међутим, смањење цена не сме да доведе до смањења квалитета услуге и дестимулисање инвестиција, те је неопходно да се поред праћења могућности предузећа да покрије своје трошкове и оствари одређени профит, истовремено води рачуна о одржавању и унапређењу квалитета пружених услуга.

Добре стране подстицајних метода регулације су те што се њиховом применом симулирају тржишни услови пословања за предузећа која су природни монополисти, као што су пренос и дистрибуција електричне енергије, што свакако ојачава менаџмент предузећа. Предузећа су стимулисана на остварење уштеда у трошковима ради остварења профита, али уз одржавање квалитета пружених услуга. Све то резултира нижим ценама регулисаних услуга које плаћају потрошачи. Са друге стране, мањкавости ових метода се огледају у томе да предузећа могу да остваре ″случајан″ (windfall) профит, да може да дође до финансијске нестабилности предузећа и да и поред контроле, дође до смањења квалитета пружене услуге.

Код примене подстицајних метода посебно је осетљиво питање утврђивања подстицајног X фактора. Вредност овог фактора се утврђује применом компаративне анализе ефикасности предузећа – бенчмаркинга. Суштински, подстицајни фактор представља релативну меру оствареног резултата регулисаног предузећа у односу на референтни, најбољи резултат из

3

посматраног узорка. Бенчмаркингом се одређују најефикаснија предузећа, израчунава се граница ефикасности (референтна вредност) и утврђује се релативна неефикасност осталих предузећа у односу на референту вредност. Релативна неефикасност уствари представља основу за одређивање подстицајног фактора. Подстицајни фактор одсликава могућу промену трошкова за коју се сматра да је остварива током регулаторног периода и због тога је његово реално одређивање веома важно. Ако се приликом утврђивања подстицајног фактора потцени његова вредност, то на крају регулаторног периода може да резултира остварењем ″случајног″ профита предузећа. То је додатни профит које је предузеће остварило, а да суштински томе уопште није допринело (на пример, неочекивано смањење цене енергената или промена девизног курса могу условити пад трошкова, а тиме и повећање профита). У супротном, ако се подстицајни фактор прецени, може доћи до угрожавања финансијске стабилности предузећа, односно финансијског губитка на крају регулаторног периода.

Слика 1: Илустрација случајева када је подстицајни фактор прецењен или подцењен

При примени подстицајних метода регулаторни период траје више, најчешће три до пет година. Важно је нагласити, да током регулаторног периода, регулисано предузеће може да оствари додатни профит уколико побољша своју ефикасност више него што је захтевано дефинисаним подстицајним фактором. То је дозвољено и због тога током регулаторног периода не треба вршити корекције у погледу задатих услова рада регулисаног предузећа. Исто је и у случају да се током регулаторног периода сагледа да предузеће не остварује задату ефикасност. Корекције се врше само у случају да дође до значајних промена трошкова на које регулисано предузеће не може да утиче. Зато је потребно да се код одређивања МОП на почетку регулаторног периода, утврди његов контролабилни део, који се може контролисати од стране менаџмента предузећа и неконтролабилни део на који предузеће не може да утиче или има занемарљиво мали утицај.

Контролабилни део МОП чине оперативни трошкови чија се висина по годинама регулаторног периода утврђује на основу резултата компаративне анализе – бенчмаркинга. Основна идеја подстицајне регулације је да се одобрена висина ових трошкова никако не сме мењати ни у току, нити по завршетку регулаторног периода, пошто су ови трошкови у потпуности под контролом менаџмента предузећа, а бенчмаркингом је конкретно предузеће упоређено са сличним предузећима и утврђено је да постоје предузећа која доказано могу да пружају одређени ниво услуга са нижим нивоом остварених трошкова. Пошто је регулисано предузеће природни монополиста и тржиште не постоји, на тај начин се симулира тржиште и очекује се да регулисано предузеће достигне најбоља предузећа из посматраног бенчмаркинг узорка - слично тржишту које конкуренцијом намеће прилично суров закон – достигни и превазиђи најбоље или пропадни. Уколико би се у било ком тренутку, за време или по завршетку регулаторног периода, променила висина контролабилних трошкова, то би свакако у потпуности деградиралио цео систем подстицајне регулације, дестимулисало предузећа за повећањем ефикасности и на крају у потпуности урушило идеју давања стимуланса.

Неконтролабилни део МОП чине неконтролабилни оперативни трошкови, као и капитални трошкови, односно трошкови инвестиција од којих зависи вредност регулисаних средстава, стопа повраћаја на ангажована средства и трошкови амортизације. Неконтролабилни

4

оперативни трошкови су они трошкови који нису под директном котролом менаџмента предузећа. Њихова висина се процењује за сваку годину регулаторног периода и на њих се не примењује подстицајни фактор. Слично је са инвестицијама, а тиме и са трошковима амортизације. Њихова висина се током регулаторног периода не може предвидети са великом сигурношћу и зато су они неконтролабилни. Одступање овог дела МОП у стварности у односу на сагледавање на почетку регулаторног периода се не сме сматрати резултатом бољег или лошијег рада предузећа. Због тога је током регулаторног периода дозвољено мењати овај део одобреног прихода увођењем корекционог елемента. Корекција се може вршити тек пошто су познати коначни финансијски реултати рада предузећа, што у пракси значи да се одобрени приход коригује са временским заостатком од две календарске године, што значи да се корекција може пренети и на наредни регулаторни период. Према томе, ако је први регулаторни период трајао пет година, онда ће се у првој години другог регулаторног периода узети у обзир корекциони елемент из четврте године првог регулаторног периода. С обзиром на двогодишњи временски заостатак, при обрачунавању корекционог елемента се мора обухватити и остварена стопа инфлације.

На крају се поставља питање, шта учинити када на крају регулаторног периода остварени приход предузећа буде мањи од одобреног, односно предузеће има губитак. Ако је узрок томе раст контролабилних оперативних трошкова, губитак предузећа остаје, јер је он резултат лошег рада менаџмента предузећа. Уколико су пак расли неконтролабилни трошкови, губитак ће бити надокнађен преко корекционог елемента. Друго питање које се поставља је како одредити МОП на почетку наредног регулаторног периода, остварени или пројектовани? На почетку новог регулаторног периода, МОП ће се одредити на основу остварених трошкова предузећа, али уз оцену оправданости сваког трошка. Ти трошкови могу бити делом и резултат лошијег рада предузећа, али ће се на основу тих трошкова одредити и подстицајни фактор, који ће због лошег рада у претходном регулаторном периоду бити већи у новом него у претходном периоду. Пошто је предузеће у предхоном периоду остварило веће контролабилне оперативне трошкове од одобрених, оно је већ кажњено пошто је остварило губитак, тако да ће сада на почетку новог регулаторног периода, са једне стране добити нешто већу стартну основу прихода, али ће се због већег подстицајног фактора тај приход много брже смањивати, односно захтеваће се интензивније побољшање ефикасности регулисаног предузећа.

Примена метода ограничења не значи да је ″путања″ прихода (или цена) током регулаторног периода увек ″силазна″, односно да је одобрени приход из године у годину све мањи. На пример, у случајевима када је очекивана инфлација већа од утврђене вредности подстицајног фактора или ако су оправдане инвестиције велике, одобрени приход из године у годину може расти, тако да је путања прихода током регулаторног периода ″узлазна″. Посебно треба нагласити да узлазна путања може постојати и у случајевима када ниво цене на почетку регулаторног периода не обезбеђује економски оправдан ниво прихода, односно приход не покрива оправдане трошкове регулисаног предузећа. У овом случају циљ је да се на крају регулаторног периода достигне ниво прихода који покрива оправдане трошкове, што је илустровано на слици 2.

На почетку регулаторног периода, регулисано предузеће остварује ″затечени приход″, који је мањи од ″оправданог максимално одобреног прихода″. Анализе показују, да ако се пође од тог, оправданог МОП, уз примену подстицајног метода ограничења прихода, на крају регулаторног периода треба остварити ″циљани максимално одобрени приход″. Од затеченог до циљаног МОП се може доћи тако, што се на почетку регулаторног периода предузећу омогући достизање оправданог МОП, који се током регулаторног периода смањује до циљаног МОП применом одговарајућег подстицајног фактора, што је на слици приказано испрекиданом линијом – силазном путањом прихода. Овакав начин достизања циљаног МОП захтева да на почетку регулаторног периода дође до значајног повећања цене услуге регулисаног предузећа. У пракси, то је у највећем броју случајева, најблаже речено, непопуларан потез. Због тога се чешће прибегава да се достизање циљаног МОП оствари по узлазној путањи, која је на слици приказана пуном линијом. Да би се то остварило, потребно је да се одреди такав подстицајни

5

фактор који ће омогућити да из године у годину дође до повећања прихода предузећа, до нивоа циљаног МОП на крају регулаторног периода.

Слика 2: Достизање потребног прихода на крају регулаторног периода

Већ је поменуто да подстицајна регулација методом ограничења може бити базирана на методама ограничења прихода и методама ограничења цена. На први поглед, не види се разлика између ова два методолошка приступа. Међутим, разлике постоје, а основна разлика се огледа у осетљивости добијених резултата на промену количине ″услуге″, која код преносне и дистрибутивне елктроенергетске компаније представља количину пренете електричне енергије. Код метода ограничења прихода, на почетку регулаторног периода се одређује максимално одобрени приход, на бази остварених трошкова, који одговарају оствареној количини пренете електричне енергије, односно оствареној потрошњи електричне енергије. Вредност тако одређеног максимално одобреног прихода се током регулаторног периода коригује на основу стопе инфлације и подстицајног фактора, не узимајући у обзир промену потрошње електричне енергије. Због тога је ризик повећања или смањења прихода предузећа због промене потрошње на страни предузећа, што значи да ће се у случају повећања потрошње, повећати и трошкови, па ће и зарада предузећа бити мања од пројектоване и обрнуто. У случају методе ограничења цене, при одређивању динамике промена цена током регулаторног периода, узима се у обзир и динамика промене количина електричне енергије која ће се преносити. На тај начин је предузећу гарантован одређени приход који је у складу са променом потрошње електричне енергије, односно може се рећи да је ризик од промене потрошње на страни корисника.

У даљем тексту ће, за разумевање основних принципа успостављања подстицајних метода регулације, бити презентован пример методе ограничења прихода.

3 ПОДСТИЦАЈНЕ МЕТОДЕ ОГРАНИЧЕЊА ПРИХОДА

При одређивању МОП основно правило је да се регулисаном предузећу у регулаторном периоду омогући покривање оправданих оперативних и капиталних трошкова и фер одређени профит. Применом метода подстицајне регулације од предузећа се захтева да побољша своју ефикасност пословања и квалитет пружене услуге. У случају подстицајних метода ограничења прихода постоје два основна приступа - приступ „кoрак по корак“ 1 и приступ „укупни трошкови“2. Приступ „корак по корак“ је базиран на концепту који се састоји у усвајању постепеног процеса код одређивања МОП, односно код одређивања оправданих трошкова, којим се сагледава свака позиција трошкова понаособ и узима се у обзир и текући и будући ниво сваке групе трошкова регулисаног предузећа. То значи да се посебно разматрају оперативни и капитални трошкови за сваку годину регулаторног периода, при чему се посебно могу разматрати контролабилни и неконтролабилни оперативни трошкови. При томе ће се оправдани ниво капиталних трошкова, првенствено инвестиција посебно одређивати, како би 1 У стручној литератури познат као“Building blocks“ приступ 2 У стручној литератури познат као “TOTEX (Total expenditures)“ приступ

ГОДИНЕ РЕГУЛАТОРНОГ ПЕРИОДА

МОП

Затечени приход

Оправдани МОП

Циљани МОП

6

се кроз надокнаду трошкова амортизације и одобрење стопе поврата на ангажована средства омогућило предузећу да се развија и подиже квалитет пружених услуга, док ће се мере подстицаја на повећање ефикасности предузеће примењивати само на контролабилне оперативне трошкове. Приступ „укупни трошкови“, за разлику од приступа „корак по корак“ не сагледава сваку позицију трошкова, односно групе трошкова понаособ. Код овог приступа се не прави разлика између оперативних и капиталних трошкова већ се пројекција пословања предузећа током регулаторног периода дефинише на основу укупних трошкова предузећа. То практично значи да се у домену капиталних трошкова посебно не разматрају предвиђене инвестиције током регулаторног периода, нити се повећање ефикасности предузећа дефинише на основу контролабилних оперативних трошкова. Оцена оправданости трошкова и пројекција ефикасности предузећа се утврђују на основу збира капиталних и оперативних трошкова, односно на основу укупних трошкова.

Приступ „корак по корак“ је природнији приступ у примени подстицајних метода ограничења прихода, па је и тенденција да се примењује у пракси. Приступ „укупни трошкови“ је алтернативни и употребљава се када се не располаже квалитетним подацима о структури трошкова предузећа.

3.1 Приступ „Koрак по корак“

У оквиру „корак по корак“ приступа за сваку годину регулаторног периода се процењује ефикасан ниво капиталних и оперативних трошкова, како би се за сваку годину одредио и МОП. Да би се они одредили потребно је усвојити одређене улазне параметре као што су различите годишње стопе раста, стопе инфлације, стопе поврата ангажованих средстава и слично. Такође се као улазни параметар усваја стопа неефикасности предузећа која је добијена као резултат бенчмаркинга и која је важна за одређивање ефикасних оперативних трошкова. Инвестиције се појединачно проверавају и одобравају на основу анализе ефикасности и неопходности улагања, па се сагласно динамици инвестирања укључују у вредност регулаторне основе тако да у потпуности могу бити повраћене путем одобрене амортизације, а предузећу се истовремено одобрава зарада коју остварује у износу одобрене стопе поврата на вредност регулаторне основе. Пошто се за сваку годину регулаторног периода одреди МОП, анализирају се његове промене из године у годину и по принципу обезбеђивања непромењеног укупног прихода током регулаторног периода, израчунава се фактор укупне ефикасности предузећа, на основу кога се добијају коначне вредности ″испегланог″ МОП предузећа у свакој години током регулаторног периода. На слици 3 је дат упрошћени, теоријски пример прорачуна Максимално одобреног прихода и израчунавања подстицајног фактора X - фактора укупне ефикасности предузећа, применом приступа „корак по корак“.

У примеру је претпостављено да је регулаторни период 5 година, усвојена је стопа повраћаја на регулисана средства (ППЦК) од 10% и годишња инфлација од 5% у свакој години регулаторног периода. Бенчмаркингом је утврђено да (не)ефикасност предузећа износи 75% у односу на референтно, најефикасније предузеће из посматраног узорка и да ће током петогодишњег регулаторног периода регулисано предузеће отклонити неефикасност (достићи ће 100% ефикасност). Да би се то остварило, годишњи подстицајни фактор треба да износи 5,59%. Међутим, претпостављено је да ће сва сродна предузећа повећавати своју ефикасност по стопи раста секторске ефикасности3 од 1%, што ће бити последица техничких иновација, развоја организационих и управљачких способности и других побољшања у регулисаној делатности, тако да укупни годишњи подстицајни фактор износи 6,65%.

Регулаторна основа обухвата нето вредност средства намењених обављању регулисане делатности. Она представљају основицу за одређивање повраћаја на ангажована средства и обрачунавају се као аритметичка средина њихове вредности на почетку и крају сваке године регулаторног периода. Вредност регулисаних средстава на крају године се обрачунава тако што

3 У стручној литератури познат као “Frontier shift“ ефект

7

се вредност регулисаних средстава на почетку године увећа за вредност одобрених нових инвестиција, а умањи за вредност средстава која су прибављена без накнаде, отуђена средства у току године и трошкове амортизације (у примеру је претпостављено да отуђених и средстава прибављених без накнаде нема). Годишњи принос на регулисана средства се добија множењем стопе повраћаја - ППЦК са вредношћу регулисаних средстава за ту годину. У овом примеру амортизација се обрачунава на постојећа средства и за средства која ће бити активирана за време регулаторног периода, уз претпоставку да је период амортизације 25 година за све категорије средстава.

Слика 3. – Пример прорачуна МОП и израчунавања фактор укупне ефикасности предузећа

Ради поједностављења примера, претпостављено је да су сви оперативни трошкови контролабилни, а да иницијална вредност оперативних трошкова износи 100 хиљада динара. Одобрене вредности оперативних трошкова по годинама регулаторног периода се добијају кориговањем почетне вредности за пројектовану стопу годишње инфлације (5%) и годишњу стопу раста укупне ефикасности (подстицајни фактор од 6,65%). Резултат је смањење

ЕД предузеће

Параметри Јед. МереДужина регулаторног периода година 5(Не)ефикасност предузећа - резултат Бенчмаркинга ОТ % 75%Годишња стопа раста ефикасности ЕД предузећа % 5,59%Годишња стопа раста секторске ефикасности % 1,00%Годишња стопа раста укупне ефикасности % 6,65%Корисни век средстава година 25ППЦК, реалан % 10%Инфлација, реална % 5%Прогнозирана стопа раста дистрибуираних количина ел. енергије % 2%

Регулисана средства 0 1 2 3 4 5Регулисана средства на почетку године 000 дин 500,0 489,6 498,0 519,6 520,2 Одобрене инвестиције 000 дин 10,0 30,0 45,0 25,0 20,0 Средства прибављена без накнаде 000 дин - - - - - Отуђење средстава 000 дин - - - - - Амортизација 000 дин 20,4 21,6 23,4 24,4 25,2 Регулисана средства на крају године 000 дин 500,0 489,6 498,0 519,6 520,2 515,0

Регулисана средства 000 дин 500,0 494,8 493,8 508,8 519,9 517,6

АмортизацијаПостојећа средства 000 дин 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0Нове Инвестиције у години 1 000 дин 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4Нове Инвестиције у години 2 000 дин 1,2 1,2 1,2 1,2Нове Инвестиције у години 3 000 дин 1,8 1,8 1,8Нове Инвестиције у години 4 000 дин 1,0 1,0Нове Инвестиције у години 5 000 дин 0,8

Амортизација 000 дин 20,0 20,4 21,6 23,4 24,4 25,2

Oперативни трошковиОТ - базна (0 година) 000 дин 100Годишњe стопe раста инфлације % 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00%Годишњe стопe раста укупне ефикасности % 6,65% 6,65% 6,65% 6,65% 6,65%

Оперативни трошкови 000 дин 100,00 98,02 96,08 94,18 92,31 90,49

МОП (Максимално одобрени приход по годинама) 000 динПовраћај на регулисана средства (ППЦК*Рег. Средства) 000 дин 50,0 49,5 49,4 50,9 52,0 51,8Амортизација 000 дин 20,0 20,4 21,6 23,4 24,4 25,2Оперативни трошкови 000 дин 100,0 98,0 96,1 94,2 92,3 90,5

Укупно одобрен МОП 000 дин 170,0 167,9 167,1 168,5 168,7 167,4Испеглани МОП 000 дин 170,0 169,2 168,5 167,8 167,0 166,3

Количине дистрибуиране енергије МWh 170 173,4 176,9 180,4 184,0 187,7Цене дин/kWh 1,00 0,98 0,95 0,93 0,91 0,89

Свођење на садашњу вредностСадашња вредност укупно одобреног МОП 000 дин 636,47 152,6 138,1 126,6 115,2 104,0Садашња вредност испегланог МОП 000 дин 636,47 153,9 139,3 126,0 114,1 103,2Разлика садашњих вредности 000 дин 0,00

Финална годишња стопа раста укупне ефикасности % 0,44% 0,44% 0,44% 0,44% 0,44% 0,44%

Година

8

оперативних трошкова са почетних 100, на 90,49 хиљада динара. Такође је претпостављено да се контрола квалитета услуга спроводи, али њени резултати се не узимају у обзир.

Збир трошкова добијених у претходним корацима (повраћај на регулисана средства, оперативни трошкови и трошкови амортизације) даје МОП у свакој години регулаторног периода. Као резултат се добијају одобрени приходи који се скоковито, нелинеарно мењају из године у годину. Може се приметити да се у прве две године регулаторног периода МОП смањује, у наредне две године расте, да би у последњој години поново имао тренд смањења. Да би се избегле такве скоковите промене, врши се ″пеглање″ прихода. Прво се врши свођење прихода на базну годину, односно одређује се нето садашња вредност прихода из сваке године регулаторног периода, па се врши ″пеглање″ тако сведеног прихода, уз услов да ″испеглани″ приход буде изједначен са одобреним ″скоковитим″ приходом током регулаторног периода. Као резултат ″пеглања″ МОП добија се финална годишња стопа укупне ефикасности предузећа, која се израчунава тако што разлика између нето садашњих вредности два тока прихода „скоковитих“ и „испегланих“ мора да буде једнака нули. У овом примеру вредност финалне стопе укупне ефикасности предузећа износи 0,44%. Овако одређеном стопом ефикасности предузећа се, поред финансијског уједначења путање прихода током регулаторног периода, укључују сви релевантни фактори узети у обзир при утврђивању МОП на годишњем нивоу.

4 ЗАКЉУЧАК

У овом раду су наведени основни циљеви увођења подстицајне регулације у регулаторну праксу, који се могу подвући под жељу да се у области, које су по својој природи монополи, уведу правила која ће симулирати тржиште и на тај начин подстаћи монополска предузећа да побољшљју своју ефикасност пословања. Наведени су основни принципи на којима се базирају подстицајне методе регулације и у најопштијим цртама су дате основне карактеристике тих метода. Показно је да се оне могу применити и у условима када је на почетку регулаторног периода остварен депресирани приход предузећа. Адекватним одређивањем подстицајног фактора, на крају вишегодишњег регулаторног периода може се достићи адекватан приход предузећа, којим се покривају сви трошкови и уважава се побољшање ефикасности реда предузећа. Истакнут је значај компаративне анализе ефикасности предузећа – бенчмаркинга који је основа за одређивање подстицајног фактора за повећање ефикасности рада предузећа. Код одређивања тог фактора важно је да се одреди његова реална вредност како се предузеће не би довело у повлашћен или отежавајући економски положај, а да својим понашањем томе ничим није допринело. Истакнут је значај неопходности познавања структуре трошкова и обима пословања предузећа, посебно за потребе корекције максимално одобреног прихода током регулаторног периода. Приказан је упрошћени пример на коме је илустрована примена подстицајне методе ограничења прихода базиране на приступу „корак по корак“.

На крају треба нагласити да се подстицајне методе регулације примењују у великом броју земаља Западне Европе, али и у земљама у окружењу. Идеја је да се и у Србији у догледно време ове методе уведу у регулаторну праксу. Пре тога, у Агенцији ће се пажљиво анализирати сви потенцијални проблеми примене, као што су одређивање подстицајног фактора, укључивање оправданих инвестиција у регулаторну основу, раздвајање оперативних трошкова на контролабилне и неконтролабилне, увођење корекционог фактора и слично.

5 ЛИТЕРАТУРА

[1] КЕМА, Пројекат – Техничка помоћ Агенцији за енергетику Републике Србије, 2008. [2] др Гордан Ж. Танић, Електрична енергија и тржиште, Београд, 2001. године [3] Н. Деспотовић, Д. Унковић, А. Вучковић, Ј. Трхуљ, Компаративна анализа ефикасности

дистрибутивних предузећа, R-5.2, VI саветовање о електродистрибутивним мрежама Србије и Црне Горе, В. Бања, 2008.

[4] А. Вучковић, Н. Деспотовић, Б. Обрадовић, Методологије и тарифни систеи у електроенергетском сектору у Србији, R-С5-06, 28. саветовање JUKO CIGRE, В. Бања, 2007.

[5] Ajodhia V, Regulation beyond price, 2005, Delft University of technology, Delft

R C5 - 02

NAČIN REGULISANJA ODNOSA IZMEĐU DISTRIBUTERA, SNABDJEVAČA I KRAJNJIH KUPACA U REGIONU; UGOVOR O PRISTUPU (UGOVOR O

KORIŠTENJU MREŽE)

Z. ELEK*, P.DUKA

REGULATORNA KOMISIJA ZA ENERGETIKU REPUBLIKE SRPSKE TREBINJE

REPUBLIKA SRPSKA, BOSNA I HERCEGOVINA Kratak sadržaj: U ovom radu se teži opisati način regulisanja odnosa između distributera, snabdjevača i krajnjih kupaca električne energije na prostorima bivše Jugoslavije, te ukazati na moguće pojednostavljenje procedura regulisanja njihovih odnosa. U većini država, distributer i krajnji kupac zaključuju dva ugovora: Ugovor o priključenju i Ugovor o pristupu (Ugovor o korištenju mreže). Ideja je da se sve karakteristične komponente, osim plaćanja naknade za korištenje mreže, mogu definisati jednim ugovorom koji zaključuju distributer i krajnji kupac, Ugovorom o priključenju. Plaćanje naknade za korištenje mreže bi se regulisalo ugovorom između distributera i snabdjevača. Ovo bi bilo izvodljivo ako bi usvojili model po kojem bi svi proizvođači prodavali svoju električnu energiju na pragu elektrane, tj. na mjestu primopredaje na mrežu, krajnji kupci kupovali električnu energiju na svom mjestu primopredaje, a snabdjevači bili ti koji bi električnu energiju kupovali od proizvođača i prodavali je krajnjim kupcima. U tom slučaju, snabdjevači bi bili jedini direktni korisnici distributivne mreže. Električna energija koja bi se prenosila kroz distributivnu mrežu bi bila u vlasništvu snabdjevača pa bi stoga bilo i logično da naknadu za korištenje distributivne mreže plaća snabdjevač. Šta bi se na ovakav način postiglo?

1. Smanjenje broja ugovora koje distributer mora zaključiti; 2. Smanjenje broja računa koje ispostavlja distributer. Ovo bi pojednostavilo proceduru krajnjem kupcu, a smanjilo obim posla distributeru.

Računi za korištenje mreže bi bili ispostavljani snabdjevačima umjesto krajnjim kupcima. Na taj način bi pojednostavili kompletan proces. Sa sadašnjeg stanovišta, obzirom da distributer obavlja i posao snabdjevača, se ne vide jasno prednosti ove ideje. Međutim, nakon 01.01.2015. godine, kada distributeri budu obavljali samo djelatnost distribucije električne energije, i kada se stvore uslovi da više snabdjevača operiše u okviru jednog distributivnog područja, ovi prijedlozi će dobiti na značaju. Ključne riječi: Pristup – Ugovor – Distribucija – Mreža – Snabdijevanje

* Zoran Elek, RERS, Ul. Srpska br. 2, Trebinje, Republika Srpska, BiH

1

1. UVOD

Osnovna uloga Regulatornih komisija u okruženju jeste regulisanje monopolskog

ponašanja i obezbjeđenje transparentnog i nediskriminisanog položaja svih učesnika na tržištu. Pored toga, njihov cilj je da obezbijede uslove za otvaranje tržišta za slobodnu konkurenciju, te ravnopravan status svih učesnika, kao i da svojim djelovanjem utiču na pojednostavljivanje komplikovanih procesa između učesnika, te tako poboljšaju efikasnost njihovog rada. U ovom radu ćemo se ograničiti na regulisanje odnosa između novog krajnjeg kupca koji želi da svoje objekte priključi na distributivnu mrežu, distributera koji će mu to omogućiti, i snabdjevača koji će novog kupca snabdijevati električnom energijom. U zemljama bivše Jugoslavije ovi odnosi se regulišu podzakonskim aktom koji se u Republici Srpskoj naziva Opšti uslovi za isporuku i snabdijevanje električnom energijom, a u ostalim zemljama ima više ili manje sličan naziv. Na koji način će ovaj akt biti donesen, tj. da li će biti donesen od strane Regulatorne komisije (kao što je to slučaj u Republici Srpskoj), da li će biti donesen od strane Vlade (kao što je to slučaj u Hrvatskoj), ili da li će Regulatorna komisija davati saglasnost na akt koji uređuju regulisana preduzeća (kao što je to slučaj u Sloveniji) zavisi od toga kako je to definisano u zakonima odgovarajućih država. Svi ovi akti na sličan način definišu proceduru priključenja objekata novog krajnjeg kupca na distributivnu mrežu. U radu ćemo ukratko opisati procedure u svim zemljama i na kraju dati prijedlog mogućeg pojednostavljenja tih procedura.

2. OPIS PROCEDURA PRIKLJUČENJA U ZEMLJAMA BIVŠE JUGOSLAVIJE

U ovoj glavi ćemo napraviti pregled administrativnih procedura u svim zemljama bivše Jugoslavije, koje novi krajnji kupac treba da obavi kako bi ostvario priključenje na distributivnu mrežu.

a) Republika Srpska:

U Republici Srpskoj su Zakonom o električnoj energiji i Opštim uslovima za isporuku i snabdijevanje električnom energijom definisane sve procedure priključenja objekata novog krajnjeg kupca na distributivnu mrežu. Novi krajnji kupac, prije priključenja na distributivnu mrežu, mora:

- pribaviti elektroenergetsku saglasnost, - zaključiti Ugovor o priključenju sa distributerom, - zaključiti Ugovor o snabdijevanju sa snabdjevačem, i - zaključiti Ugovor o pristupu sa distributerom. Dakle, novi krajnji kupac pribavlja elektroenergetsku saglasnost, prije dobijanja

odobrenja za građenje objekta koji namjerava priključiti na distributivnu mrežu. Nakon toga, dužan je zaključiti Ugovor o priključenju sa distributerom, kojim se definišu tip i vrsta priključka, cijena izvođenja, rok izvođenja, kao i sve ostale bitne stavke koje se odnose na priključak. Zatim je obavezan zaključiti Ugovor o snabdijevanju sa snabdjevačom, kojim će se definisati odnos između krajnjeg kupca i snabdjevača, te način naplate za utrošenu električnu energiju. Na kraju, krajnji kupac je obavezan da sa distributerom zaključi Ugovor o pristupu kojim će se regulisati uslovi korištenja distributivne mreže. Međutim, umjesto

2

zaključivanja Ugovora o pristupu, krajnji kupac može i zaključiti Ugovor o snabdijevanju koji sadrži potrebne odredbe Ugovora o pristupu mreži

b) Federacija BiH:

Zakon o električnoj energiji Federacije BiH i Opšti uslovi za isporuku električne energije

uređuju način priključenja objekata novog krajnjeg kupca na distributivnu mrežu u Federaciji BiH. Novi krajnji kupac je obavezan:

- pribaviti prethodnu elektroenergetsku saglasnost, - pribaviti elektroenergetsku saglasnost, - zaključiti Ugovor o priključenju sa distributerom, - zaključiti Ugovor o snabdijevanju sa snabdjevačem, i - zaključiti Ugovor o korištenju mreže sa distributerom.

Princip priključenja novog krajnjeg kupca je isti kao i u Republici Srpskoj, s tim da se u

Federaciji BiH izdaju dvije elektroenergetske saglasnosti: prethodna elektroenergetska saglasnost, koja se izdaje u postupku pribavljanja urbanističke saglasnosti, i elektroenergetska saglasnost, koja se izdaje krajnjim kupcima prije priključenja na distributivnu mrežu. Pored toga, ugovor kojim se regulišu uslovi korištenja distributivne mreže u Federaciji BiH se naziva Ugovorom o korištenju mreže.

c) Hrvatska:

Zakoni koji regulišu ovu problematiku u Hrvatskoj su Zakon o energiji, Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti i Zakon o tržištu električne energije, a procedure su precizno definisane podzakonskim aktom koji se zove Opći uvjeti za opskrbu električnom energijom. Prema njima, novi krajnji kupac je dužan:

- pribaviti prethodnu elektroenergetsku suglasnost, - pribaviti elektroenergetsku suglasnost, - zaključiti Ugovor o priključenju sa distributerom, - zaključiti Ugovor o opskrbi sa snabdjevačem, i - zaključiti Ugovor o korištenju mreže sa distributerom.

Ova procedura u potpunosti odgovara proceduri koja je primjenjena i u federaciji BiH.

Jedina razlika je u tome što tarifni kupac i opskrbljivač tarifnih kupaca mogu zaključiti Ugovor o opskrbi i korištenju mreže tarifnog kupca, dok u federaciji BiH (a i u Republici Srpskoj) tarifni kupac može regulisati korištenje mreže na osnovu Ugovora o snabdijevanju, u kom slučaju je snabdjevač dužan ugovorom sa distributerom regulisati korištenje distributivne mreže za domaćinstva sa kojima je zaključio Ugovor o snabdijevanju.

d) Slovenija:

Proceduru priključenja objekata novog krajnjeg kupca na distributivnu mrežu u Sloveniji

definišu Energetski zakon i Sklep o ustanovitvi Javne agencije Republike Slovenije za energijo (u prevodu Odluka o uspostavljanju Javne agencije Republike Slovenije za energiju), te Splošne pogoje za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne energije (što odgovara Opštim uslovima u prethodnim zemljama). Novi krajnji kupac u Sloveniji je obavezan:

3

- pribaviti soglasje za priključitev, - zaključiti pogodbu o priključitvi, - zaključiti pogodbu o dobavi električne energije, i - zaključiti pogodbu o dostopu do omrežja.

Dakle, može se primjetiti da je i u Sloveniji na snazi isti princip kao i u prethodnim

državama.

e) Crna Gora:

U Crnoj Gori se ova problematika uređuje Zakonom o energetici, te Privremenim distributivnim kodeksom i Pravilima o snabdijevanju električnom energijom. Novi krajnji kupac mora:

- pribaviti saglasnost za priključenje, - zaključiti Ugovor o priključenju sa operatorom distributivne mreže, - zaključiti Ugovor o snabdijevanju sa snabdjevačom, i - zaključiti Ugovor o korištenju mreže sa operatorom distributivne mreže.

Privremeni distributivni kodeks još kaže da će Ugovor o korištenju mreže u ime i za račun

tarifnih kupaca, sa operatorom distributivnog sistema zaključiti njihov snabdjevač.

f) Makedonija:

U Makedoniji je procedura priključenja objekata novog krajnjeg kupca definisana Zakonom za energetika, te Uslovima za snabduvanje so električna energija i Mrežna pravila za distribucija na električna energija. Novi krajnji kupac:

- pribavlja soglasnost za priklučuvanje na distributivniot sistem, - zaključuje dogovor za priklučuvanje na distributivniot sistem sa distributerom, i - zaključuje dogovorot za snabduvanje na električna energija sa snabdjevačom. Dakle, i u Makedoniji imamo sasvim sličnu situaciju kao i u ostalim zemljama. Razlika

postoji u tome što se u Makedoniji ne zaključuje Ugovor o pristupu tj. korištenju mreže, kao u prethodnim zemljama.

g) Srbija:

U Srbiji se objekat novog krajneg kupca priključuje pod uslovima i na način propisan

Zakonom o energetici, Uredbom o uslovima isporuke električne energije i Pravilima o radu distributivnog elektroenergetskog sistema. Novi krajnji kupac u Srbiji treba:

- pribaviti Rješenje o odobrenju za priključenje na distributivni sistem, i - zaključiti Ugovor o prodaji-snabdijevanju električnom energijom.

Ovo je bio kratak pregled administrativnih obaveza koje novi krajnji kupac treba da ispuni prije priključenja. Možemo primijetiti da su ove obaveze u većini zemalja skoro identične.

4

3. SINTEZA POSTOJEĆEG STANJA

Kao što smo mogli da vidimo, u većini zemalja bivše Jugoslavije, novi krajnji kupac treba da prođe skoro istu proceduru prilikom priključenja njegovih objekata na distributivnu mrežu. Dakle, novi krajni kupac treba prvo da pribavi elektroenergetsku saglasnost, odnosno prethodnu elektroenergetsku saglasnost i elektroenergetsku saglasnost, zatim treba da sklopi Ugovor sa distributerom o priključenju na distributivnu mrežu, da sklopi Ugovor o snabdijevanju sa snabdjevačom, i na kraju da sklopi Ugovor o pristupu, tj. Ugovor o korištenju mreže sa distributerom. Čitava ova procedura sa stanovišta običnog čovjeka izgleda veoma obimnom i komplikovanom, pa bi bilo pogodno primijeniti što je moguće više jednostavnijih rješenja u cilju olakšavanja procedure priključenja, a takođe i poboljšanja efikasnosti rada distributera i snabdjevača. Ako bi smo na jednom distributivnom području imali N novih krajnjih kupaca, oni bi morali zaključiti 3N ugovora: N Ugovora o snabdijevanju sa snabdjevačem i 2N ugovora sa distributerom, Ugovora o priključenju i Ugovora o korištenju mreže. Ako bi smo pažljivo razmotrili sadržaj ugovora koje krajnji kupac zaključuje sa distributerom, možemo uočiti da se dosta elemenata ova dva ugovora poklapaju. Čak štaviše, skoro sve bitne stavke ugovora o korištenju mreže mogu biti sadržane u Ugovoru o priključenju. Otuda slijedi ideja da se odnos između krajnjeg kupca i distributera definiše samo jednim ugovorom, Ugovorom o priključenju. Što se tiče osnovne stavke Ugovora o korištenju mreže, a to je način obračuna i plaćanja za korištenje mreže, ona bi se mogla definisati u posebnom ugovoru, a koji bi sklapali distributer i snabdjevač.

Dakle, šta je osnovna ideja? Ideja je da se plaćanje korištenja mreže sa krajnjih kupaca prebaci na snabdjevača. Ovo bi bilo izvodljivo ako bi usvojili model po kojem bi svi proizvođači prodavali svoju električnu energiju na pragu elektrane, tj. na mjestu primopredaje na mrežu, krajnji kupci kupovali električnu energiju samo na svom mjestu primopredaje, a snabdjevači bili ti koji bi električnu energiju kupovali od proizvođača i prodavali je krajnjim kupcima. U tom slučaju, snabdjevači bi bili jedini direktni korisnici distributivne mreže. Električna energija koja bi se prenosila kroz distributivnu mrežu bi bila u vlasništvu snabdjevača pa bi stoga bilo i logično da naknadu za korištenje distributivne mreže plaćaju snabdjevači. Suštinski se neće ništa promijeniti, ali ćemo na ovaj način dobiti na pojednostavljenju. Svi krajnji kupci bi na taj način umjesto dva, zaključivali jedan ugovor sa distributerom. Ugovor o korištenju mreže distributer bi zaključivao sa snabdjevačima. Znači umjesto zaključenih N Ugovora o korištenju mreže, kojih bi na nekom prosječnom distributivnom području bilo reda desetina hiljada godišnje, bilo bi zaključeno n Ugovora o korištenju mreže sa novim snabdjevačima, čiji bi obim bio neuporedivo manji, u najboljem slučaju četiri do pet novih ugovora godišnje. Vidimo da bi ovakav model, osim što bi pojednostavio proceduru krajnjim kupcima, značajno i umanjio obim posla distributera.

Osim toga, na osnovu ovog ugovora koji bi bio sklapan između distributera i snabdjevača, računi za korištenje mreže bi bili ispostavljani snabdjevačima umjesto sadašnje mogućnosti i obaveze da budu dostavljani krajnjim kupcima. Znači umjesto ispostavljanja računa krajnjim kupcima, čiji bi broj u nekoj prosječnoj distributivnoj mreži bio reda stotina hiljada mjesečno, računi za korištenje mreže bi bili ispostavljani snabdjevačima, čiji bi broj u nekoj prosječnoj distributivnoj mreži bio reda jedne desetine mjesečno.

Prednosti ovog modela možda nisu vidljive iz sadašnje perspektive, obzirom da u distributivnim mrežama još uvijek uglavnom imamo samo tarifne kupce, te da distributeri obavljaju funkciju snabdjevača tarifnih kupaca. Ali ako uzmemo u obzir planiranu dinamiku otvaranja tržišta, u skladu sa Ugovorom o Energetskoj zajednici i direktivama Evropske Unije, kao i to da od 01.01.2015. godine svi kupci moraju steći status povlaštenog kupca, te da će distributeri obavljati samo djelatnost distribucije, možemo vidjeti da će doći do još većeg usložnjavanja situacije zadržavajući postojeći model. Ovo se posebno odnosi na Bosnu

5

i Hercegovinu, čiji član 11. Stav 7. Zakona o zaštiti potrošača kaže da „Trgovac* je dužan za prodati proizvod, odnosno pruženu uslugu, izdati račun potrošaču, u skladu sa zakonom i posebnim propisima“. U skladu sa postojećim modelom, a poštujući ovaj zakon, imali bi situaciju da distributer svaki mjesec mora ispostavljati račune za korištenje mreže svim krajnjim kupcima, pored toga što će snabdjevači da ispostave račune svim krajnjim kupcima za utrošenu električnu energiju. Dakle, u ovoj situaciji, krajnji kupci bi umjesto jednog, plaćali naknadu na osnovu dva različita računa, za utrošenu električnu energiju i za korištenje mreže, a i distributer i snabdjevači bi svaki mjesec morali ispostaviti onoliko računa koliko ima krajnjih kupaca koji su priključeni na distributivnu mrežu. Međutim, prema predloženom modelu, a u skladu sa Zakonom o zaštiti potrošača, distributer bi ispostavljao račune samo postojećim snabdjevačima, i taj iznos bi bio reda desetine mjesečno, a snabdjevači bi krajnjim kupcima dostavljali samo jedan račun.

Sve ovo nam ukazuje da bi ovaj prijedlog trebalo ozbiljno razmotriti. A posebno i radi toga što ne postoje nikakve zakonske prepreke za njegovu primjenu.

4. ZAKLJUČAK

U ovom radu smo se dotakli elementarnih procedura koje novi krajnji kupac u regionu mora obaviti kako bi stekao uslove za priključenje svojih objekata na distributivnu mrežu. Analizirajući pojedinačne slučajeve, došli smo do zaključka da su procedure generalno gledano poprilično komplikovane, te da postoji dovoljno prostora za njihovo jednostavnije uređenje. Predložen je model pojednostavljenja koji u budućim vremenima može donijeti izvjesne prednosti u odnosu na procedure koje se sada primjenjuju. Vrlo bitna je i činjenica da iznešeni prijedlog nije u suprotnosti sa važećim zakonima u okruženju.

Obzirom da predloženi model zaista može poboljšati efikasnost i olakšati procedure, Regulatorne komisije u okruženju bi svojim radom trebale uticati na promjenu postojećih metoda, i primjenu novih, pa bilo da se radi o predloženom načinu, ili o nekom drugom koji bi donio adekvatno poboljšanje. Na koji način će Regulatorne komisije djelovati zavisi od zakona koji su na snazi u pojedinim državama. No bez obzira na to da li će Regulatorne komisije same donositi nove Opšte uslove za isporuku električne energije, ili će npr. predlagati vladi da se unesu odgovarajuće promjene u iste, krajnji rezultat treba biti jasno definisana procedura koja će biti dosta jednostavnija i prihvatljivija običnom čovjeku, novom krajnjem kupcu, a isto tako i distributeru pogodna za primjenu, i poboljšanje efikasnosti njegovog rada.

LITERATURA

[1] Zakon o električnoj energiji RS-prečišćeni tekst ("Službeni glasnik RS" br. 8/08). [2] Opšti uslovi za isporuku i snabdijevanje električnom energijom ("Službeni glasnik RS" br. 85/08). [3] Zakon o električnoj energiji ("Službene novine F BiH" br. 41/02 i 38/05). [4] Opšti uslovi za isporuku električne energije ("Službene novine F BiH" br. 35/08). [5] Zakon o zaštiti potrošača ("Službeni glasnik BiH" br. 25/06). [6] Zakon o energiji ("Narodne novine" br. 68/01, 177/04, 76/07, 152/08). [7] Opći uvjeti za opskrbu električnom energijom ("Narodne novine" br. 14/06). [8] Energetski zakon ("Uradni list RS" br. 27/07-uradno prečiščeno besedilo). * „Trgovac je svako lice koje direktno ili kao posrednik među drugim licima prodaje proizvode ili pruža usluge potrošaču.“ – definicija iz Zakona o zaštiti potrošača

6

[9] Splošne pogoje za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne energije ("Uradni list RS" br. 126/2007 ). [10] Zakon o energetici ("Službenom list Republike Crne Gore" br. 39/03). [11] Pravila o snabdijevanju električnom energijom ("Službenom listu RCG" br. 13/2005). [12] Zakon za energetika ("Služben vesnik na Republika Makedonija" br. 63/2006, 36/ 2007 i 106/2008). [13] Mrežnita pravila za distribucija na električna energija "Služben vesnik na Republika Makedonija" br. 83/2008). [14] Zakon o energetici("Sl. glasnik Republike Srbije" br. 84/2004). [15] Uredba o uslovima isporuke električne energije ("Sl. glasnik Republike Srbije" br. 107/2005).

7

http://www.uradni-list.si/1/index?edition=2007126

Р Ц5 - 03

ТРГОВИНA ЕЛЕКТРИЧНОМ ЕНЕРГИЈОМ У ЈП ЕЛЕКТРОПРИВРЕДА СРБИЈЕ

ИВАН ЈАНКОВИЋ*, МИЈАТ МИЛОШЕВИЋ ЈП ЕПС, Дирекција за трговину електричном енергијом

БЕОГРАД

СРБИЈА

Кратак садржај У раду је дат поглед на тржиште електричне енергије у Србији у овом тренутку. Такође, представљена је организација и улога Дирекције за трговину електричном енергијом (ДТЕЕ), ЈП Електропривреда Србије (ЈП ЕПС) и предочене су две лиценце за трговину електричном енергијом које има ЈП ЕПС. Описани су правила пословања, процедуре за трговину електричном енергијом и методологије уведене у ДТЕЕ. Приказани су остварени резултати у трговини електричном енергијом у претходном периоду. Наведени су поједини проблеми са којима се суочава ДТЕЕ у свом раду. Уместо закључка, предочени су визија и циљ развоја трговине електричном енергијом у ЈП ЕПС. Кључне речи: Трговина електричном енергијом – Тржиште – Лиценца – Развој тржишта - Портфељ

1. Увод Реструктурисање електроенергетског сектора у Србији започето је доношењем Закона о енергетици Републике Србије [1] 24. јула 2004. године. Законом је у великој мери регулатива у Србији прилагођена модерном концепту сагледавања електроенергетског сектора у Европи, у складу са директивама ЕУ:

- 96/92/ЕC [2] (увођење слободног тржишта и конкуренције, недискриминативног приступа мрежи, формирање ТСО и ДСО, раздвајање рачуна за различите делатности у оквиру електропривреде, постепено отварање тржишта),

- 2003/54 [3] (равноправност учесника на тржишту, спречавање монополског понашања, недискриминативан и транспарентан приступ мрежи, недискриминативне тарифе преноса и дистрибуције, издвајање ТСО и ДСО из вертикално интегрисаног електропривредног предузећа, транспарентност рада и слободан приступ информацијама, формирање регулаторног тела, слободан избор снабдевача електричном енергијом, заштита околине),

* Дирекција за трговину електричном енергијом, ЈП ЕПС, Војводе Степе 412, 11000 Београд

1

- 1228/2003 [4] (недискриминативан и транспарентан приступ прекограничним преносним капацитетима, успостављање принципа тарифирања и доделе прекограничних капацитета, управљање загушењима, унапређење трговине електричном енергијом). У складу са Законом, формирана је Агенција за енергетику Републике Србије (16.07.2005. године). Република Србија потписала је Уговор о заједничком тржишту југоисточне Европе (потписан у октобру 2005. године, ратификован 14.07.2006. године). У области електроенергетике Закон дефинише следеће делатности:

- производњу електричне енергије, - пренос електричне енергије, - делатности оператора преносног система, - делатности тржишта електричне енергије, - дистрибуцију електричне енергије, - делатности оператора дистрибутивног система, - трговину електричном енергијом.

Треба нагласити да се у овом тренутку тржиште електричне енергије у Србији састоји од неколико сегмената. Један сегмент представља организовано тржиште и обухвата активности које се одвијају под окриљем ЈП ЕМС на пословима алокације прекограничних капацитета. Постоји, такође, и део тржишта који можемо назвати регулисаним: овај сегмент обухвата активности ЈП ЕПС на снабдевању тарифних купаца (квалификованих купаца још увек у Србији нема) по регулисаним ценама електричне енергије, које су међу најнижим у Европи. Трећи сегмент тржишта може се назвати „неорганизованим“: то је део тржишта који обухвата енергетске трансакције између ЈП ЕПС и компанија које тргују електричном енергијом, као и трансакције између самих трговачких компанија на тржишту у Србији. У циљу успостављања функционалног организованог тржишта потребно је у најскорије време донети Правила о раду тржишта („Market Code“) и успоставити ликвидну берзу електричне енергије. Законом су такође дефинисани принципи тржишта електричне енергије, успостављање система лиценцирања за учеснике на тржишту, дефинисана је организација тржишта електричне енергије и установљени услови за стицање статуса квалификованог купца. Треба истаћи да је у Републици Србији установљена једна лиценца за трговину на тржишту електричне енергије, чиме није направљена разлика између учесника на тржишту и компанија које само врше транзит електричне енергије преко мреже Републике Србије, што је значајан недостатак нашег система лиценцирања. У складу са Законом, Агенција за енергетику Републике Србије има следеће задатке:

- имплементација процеса који воде ка развоју тржишта електричне енергије у складу са принципима недискриминације и ефикасне конкуренције,

- одобравање правила и регулативе у енергетском сектору, - праћење примене правила и регулативе у енергетском сектору, - координација активности у енергетском сектору које воде ка несметаном снабдевању купаца електричном енергијом и услугама, - заштита и једнака позиција купаца и свих учесника на тржишту, - праћење коришћења прекограничних преносних капацитета.

У складу са Законом, 1. јула 2005. године, дошло је до реструктурисања ЈП ЕПС, који је подељен на две нове компаније: ЈП ЕПС и ЈП ЕМС. 2. Оснивање и организација Дирекције за трговину електричном енергијом у ЈП ЕПС У тренутку раздвајања ЈП ЕПС и ЈП ЕМС, од Дирекције за дистрибуцију електричне енергије и делова пређашње Дирекције за управљање ЕЕС, у оквиру ЈП ЕПС формирана је Дирекција за трговину и дистрибуцију електричне енергије, са два сектора која се баве трговином електричном енергијом:

- Сектор за енергетско планирање и управљање, - Сектор за промет електричне енергије.

2

Од 1. априла 2006. године трговина електричном енергијом се издваја у засебну дирекцију у оквиру ЈП ЕПС - Дирекцију за трговину електричном енергијом (ДТЕЕ), чији основни задаци обухватају:

- оперативно планирање производње електричне енергије, - задовољење потреба тарифних купаца, - процену вишкова и мањкова електричне енергије, - трговину електричном енергијом, - уговарање и наплату потраживања:

- унутар ЈП ЕПС (са другим дирекцијама), - самостално на слободном тржишту.

3. Делатност и улога Дирекције за трговину електричном енергијом ДТЕЕ врши планирање и управљање производњом електричне енергије коришћењем оптимизационих методе са основним циљем да буду задовољене потребе тарифних купаца, а такође да би се омогућила процена потенцијалних вишкова и мањкова електричне енергије који су предмет трговине, као и пласман или куповина електричне енергије под тржишним условима. ЈП ЕПС (ДТЕЕ) је 16. јуна 2006. године добило две лиценце за трговину електричном енергијом:

- лиценцу за снабдевање тарифних купаца, - лиценцу за трговину електричном енергијом на тржишту електричне енергије.

Прву од ове две лиценце у Србији има само ЈП ЕПС. Улога ДТЕЕ је:

- сигурно и непрекидно снадбевање тарифних купаца електричном енергијом, - управљање вишковима, мањковима и ризицима код електроенергетског планирања коришћењем трговине (оптимизација електроенергетског портфеља), - постављање трговине на ниво који одговара производним капацитетима и пословним циљевима компаније, - директан допринос повећању ефикасности рада производног система и повећању прихода компаније.

4. Развој пословања ДТЕЕ У оквиру ДТЕЕ, велики напредак постигнут је увођењем система квалитета ИСО 9001 у ЈП ЕПС у јулу 2008. године. На делатност трговине електричном енергијом односи се ПРОЦЕС Ц: ТРГОВИНА ЕЛЕКТРИЧНОМ ЕНЕРГИЈОМ, у оквиру кога су дефинисане процедуре и начин обављања активности, који ће у наредном излагању бити укратко описани. 4.1. Планирање трговине електричном енергијом У складу са прописаним процедурама, пословодство ЈП ЕПС доноси одлуку о изради Годишњег плана пословања ЈП ЕПС. Генерални директор прослеђује одлуку и план активности за израду годишњег плана пословања надлежним дирекцијама. У делу који се односи на трговину електричном енергијом, активности у оквиру израде годишњег плана пословања су: предлог енергетског биланса (са уваженим планом губитака ЈП ЕМС), прогноза производње, набавке и потрошње електричне енергије за тарифне купце (по привредним друштвима, категоријама потрошње и тарифним елементима), програм ремоната електроенергетских и рударских капацитета (ова активност обавља се у координацији са Дирекцијом за производњу електричне енергије). Потребни улазни подаци за ове активности су биланс производње и довоза угља, план производње топлотне енергије и технолошке паре, подаци који се односе на дистрибуцију електричне енергије и план губитака ЈП ЕМС. 4.2. Израда електроенергетског биланса Електроенергетски биланс (ЕЕБ) израђује се на основу електроенергетске ситуације у предбилансној години и очекиваних промена, планова производње и потрошње, основних техничко-енергетских карактеристика производних капацитета (на којима се заснива план производње електричне енергије и угља) и предвиђењих мера за реализацију биланса.

3

ЕЕБ садржи план производње електричне енергије за ХЕ и ТЕ, план потреба за електричном енергијом на прагу преноса (потребе дистрибуција за снабдевање тарифних купаца и покривање губитака, потребе у пумпним и реверзибилним постројењима, потребе ТЕ, ХЕ и рудника које су у функцији производње електричне енергије и угља, план покривања губитака у преносној мрежи према захтеву ЈП ЕМС), план уговорених испорука и набавки електричне енергије, план расположиве снаге, план обезбеђивања системских услуга, план коришћења акумулација, план потреба за горивом, план и распоред ремоната производних капацитета, план производње и потрошње угља. 4.3. Продаја електричне енергије по позиву ЈП ЕПС на месечном нивоу Директор ДТЕЕ предлаже продају електричне енергије у циљу остваривања профита узимајући у обзир ЕЕБ, кретање на тржишту, стање производних капацитета ЈП ЕПС и кретање потрошње, а водећи рачуна о приоритетној потреби обезбеђивања сигурног снабдевања тарифних купаца. Предлог садржи количину електричне енергије, динамику продаје, дијаграм снаге и редослед приоритета продаје енерегетских продуката и процену минималних цена за продају електричне енергије. Производно-технички колегијум ЈП ЕПС (ПТК) утврђује количине које се могу продати на месечном нивоу. 4.4. Продаја електричне енергије по позиву ЈП ЕПС на седмичном, дневном и унутардневном нивоу Ова врста продаје врши се у складу са одлуком ПТК донетом за месечни ниво. Директор ДТЕЕ, на основу сагледавања кретања на тржишту, анализе производње и конзума, уз уважавање хидрометеоролошких услова и прогнозе, доноси одлуку о продаји на седмичном нивоу. Дефинише се дијаграм снаге и редослед приоритета продуката. Уговори за дан унапред морају бити потписани и размењени до 15 h претходног дана. 4.5. Продаја електричне енергије квалификованим купцима Генерални директор формира тим за преговоре који, уважавајући приоритетну потребу снабдевања тарифних купаца, производне могућности и економску оправданост, уз уважавање већ закључених уговора, процењује могућност за закључење уговора са квалификованим купцима. Генерални директор, на основу предлога ПТК, доноси одлуку о продаји електричне енергије. 4.6. Продаја електричне енергије по позиву других учесника на тржишту електричне енергије Директор ДТЕЕ, полазећи од тренутних енергетских могућности и захтева из јавних позива, даје предлог за подношење понуде у циљу остваривања профита. 4.7. Куповина електричне енергије У случају појаве биласних мањкова у ЕЕБ, на основу хидрометеоролошких услова, расположивих количина енергената и спроведене анализе, припрема се предлог за набавку електричне енергије, који садржи и процену цене. ДТЕЕ обавештава генералног директора и ПТК. На предлог ПТК, генерални директор доноси одлуку о покретању поступка куповине и формира комисију, која спроводи поступак у складу са Законом о јавним набавкама (ЗЈН) [5]. У случају хаваријских стања у систему или екстремних хидрометеоролошких услова, по старом ЗЈН примењивао се члан 112. ЗЈН (хитне набавке). По новом ЗЈН, који важи од 06.01.2009. године, у оваквим ситуацијама примењиваће се поступак у складу са чланом 87. 4.8. Праћење и анализа трговине електричном енергијом ДТЕЕ израђује јутарње и дневне извештаје, седмичне планове и остварења, месечне извештаје, комерцијалне месечне извештаје, годишњи извештај, евиденције застоја, промене погонских стања електрана, обрачуне произведене и испоручене електричне енергије. Израђују се такође анализе стања система, предлози за унапређење функционисања система у циљу сигурног снабдевања тарифних купаца, извршења ЕЕБ, пласмана расположивих вишкова електричне енергије, набавки недостајућих количина и оптималног коришћења расположивих производних и рударских капацитета. Праћење рада система врши се на основу података који се прикупљају преко SCADA система и на основу података које привредна друштва и друге дирекције достављају ДТЕЕ (Извештаји о погонским догађајима, о могућности производње угља и електричне енергије, о подацима о

4

утрошку горива за производњу електричне и топлотне енергије, о подацима о извршењу плана испоруке угља термоелектранама и стању депонија). ДТЕЕ израђује и месечни обрачун произведене и испоручене електричне енергије на основу мерених података. 5. Нови уговори Потребно је истаћи да је ДТЕЕ у 2008. години склопила следеће уговоре са ЈП ЕМС: 1. Уговор о пружању системских услуга, који регулише обезбеђење примарне, секундарне и

терцијарне резерве активне снаге за потребе вршења регулације, обезбеђење капацитета за производњу и апсорпцију реактивне снаге на генераторским јединицама у циљу регулације напона и обезбеђивање погонске спремности генераторских јединица за покретање система из безнапонског стања и за острвски рад,

2. Уговор о приступу и коришћењу система за пренос електричне енергије, који дефинише обрачунски период, мерење електричне енергије, очитавање и аквизицију података са бројила и регистратора, обрачун приступа и коришћења преносног система, испостављање рачуна и наплату приступа и коришћења преносног система,

3. Уговор о испоруци и преузимању електричне енергије за потребе компензације губитака на интерконективним далеководима, који дефинише количине електричне енергије које ЈП ЕПС треба да испоручи или преузме од ЈП ЕМС, временске оквире и начин пријаве планова размене електричне енергије, начин обрачуна, цене и плаћање електричне енергије,

4. Уговор о међусобној испоруци електричне енергије за потребе острвског напајања, који одређује временске оквире и начин пријаве потребних планова размене, као и цену, начин обрачуна и плаћање испоручених и примљених количина електричне енергије,

5. Уговор о додели унапред резервисаних прекограничних преносних капацитета на интерконективним везама Републике Србије, који дефинише начин доделе и коришћења ових капацитета.

У 2009. години требало би са ЈП ЕМС склопити уговор о куповини губитака у преносној мрежи. ДТЕЕ је од 2008. године почела са свим ПД за производњу електричне енергије у оквиру ЈП ЕПС да потписује годишње уговоре о међусобним односима у производњи и испоруци електричне енергије, а са свим ПД за дистрибуцију електричне енергије у оквиру ЈП ЕПС годишње уговоре о међусобним односима у продаји и дистрибуцији електричне енергије. 6. Нове методологије у ДТЕЕ У оквиру ДТЕЕ дефинисане су две значајне методологије:

- Методологија за одређивање дијаграма снаге и распореда приоритета енергетских продуката у трговини електричном енергијом из производних капацитета ЈП ЕПС Методологија се примењује за период планирања од једног дана до годину дана унапред. Она омогућава обезбеђење сигурности снабдевања купаца, максимизацију профита од продаје планираних количина електричне енергије и минимизацију трошкова код планираног увоза електричне енергије. - Методологија за формирање цене електричне енергије за продају из производних капацитета ЈП ЕПС на тржишту електричне енергије Методологија се примењује за одређивање цена електричне енергије на унутрашњем и регионалном тржишту, производне цене ЈП ЕПС, тржишне цене електричне енергије за земље у региону, минималне продајне цене електричне енергије ЈП ЕПС, релативних односа цена енергетских продуката и за одређивање системске цене и процену профита приликом продаје електричне енергије.

7. Начин пословања ДТЕЕ Продаја електричне енергије у ЈП ЕПС у претходном периоду вршила се на основу јавних позива за продају електричне енергије на месечном, недељном, дневном (“day-ahead”) нивоу, а

5

у 2008. години објављен је и јавни позив за продају електричне енергије на унутардневном (“intraday”) нивоу. С обзиром да за трговину електричном енергијом унутар дана трговачке компаније морају имати потписан одговарајући уговор са ЈП ЕМС, у 2008. години су овакву трговину могле да врше само четири компаније. Зато овај јавни позив није наишао на одзив партнера. Сви јавни позиви објављују се на сајту ЈП ЕПС. Набавка мањкова електричне енергије за снадбевање тарифних купаца у ЈП ЕПС вршила се у складу са Законом о јавним набавкама, према рестриктивном поступку. У оквиру прве фазе поступка вршена је квалификација партнера на период од 3 године. У другој фази приступало се тендерској процедури са равноправим учешћем свих квалификованих партнера. У складу са новим Законом о јавним набавкама, који је ступио на снагу 06.01.2009. године, обављање делатности трговине електричном енергијом у ЈП ЕПС не би требало да се суштински измени. Сигурно ће доћи до унутрашњег прилагођавања процедура у складу са новим законом, а квалификација партнера у наредном периоду вршиће се на четири године. На тржишту електричне енергије у Србији има 35 лиценцираних компанија, а 29 домаћих и страних партнера квалификовано је код ЈП ЕПС, што им даје могућност да учествују на тендерима и да продају електричну енергију ЈП ЕПС. Задатак ДТЕЕ је да израђује и склапа уговоре са партнерима, врши алокацију прекограничних капацитета, реализацију уговора (оперативна реализација и испорука електричне енергије), енергетски и финансијски обрачун трансакција са партнерима и са ПД (енергетски и финансијски обрачун, конфирмације и фактуре), обавља царинске поступке, а задужена је и за обнављање и спровођење дугорочних уговора са ЕПЦГ, ЕРС и ЕМС. Све ове делатности ДТЕЕ обављају се у циљу техничко-економске оптимизације енергетског портфеља ЈП ЕПС. 8. Резултати ДТЕЕ Досадашњи резултати ДТЕЕ су у значајној мери уграђени у добро пословање ЈП ЕПС у претходном периоду. Формиран је тим обучених и вештих експерата, способних за обављање свих задатака у новом тржишном окружењу, извршена је квалификација партнера, стандардизација уговора за трговину електричном енергијом, као и дефинисање процедура и правила пословања. У наредној табели дат је преглед количина купљене и продате електричне енергије у циљу подмиривања потреба тарифних купаца, као и билансно недостајућих количина за године 2006-2008. Као што се из табеле може закључити, глобална техничко-економска оптимизација енергетског портфеља ЈП ЕПС која се врши у ДТЕЕ омогућила је куповину мањих количина електричне енергије него што је било предвиђено Билансом, и на тај начин је остварена уштеда средстава ЈП ЕПС. Таквом оптимизацијом постигнуто је да ЈП ЕПС у зимским месецима почетком 2009. године није куповао електричну енергију, упркос Билансом предвиђених мањкова електричне енергије и гасне кризе. Табела I. Билансно недостајуће количине електричне енергије и остварена куповина и продаја за период 2006-2008. године

куповина електричне енергије 561 GWh билансно недостајуће количине 1.673 GWh 2006. продаја електричне енергије 565 GWh куповина електричне енергије 792 GWh билансно недостајуће количине 1.848 GWh 2007. продаја електричне енергије 255 GWh куповина електричне енергије 616 GWh билансно недостајуће количине 1.060 GWh 2008. продаја електричне енергије 173 GWh

6

Као значајан резултат који је остварила ДТЕЕ треба истаћи и то да је, на пример у 2008. години, просечна цена купљене електричне енергије била 65,21 EUR/MWh, док је просечна цена продате електричне енергије била 87,34 EUR/MWh. Тиме је ДТЕЕ значајно допринела успешнијем пословању ЈП ЕПС. 9. Проблеми са којима се суочава ДТЕЕ, могућности за унапређење пословања И поред доброг пословања, ДТЕЕ се суочава са значајним проблемима. Постојећа законска и подзаконска акта захтевају да планирање електроенергетског портфеља буде доведено до перфекције, што у реалном систему са постојећим ограничењима и непредвиђеним догађајима није увек могуће остварити. ЈП ЕПС би у наредном периоду требало да изврши активирање друге лиценце, лиценце за слободну трговину на тржишту електричне енергије. Таква активност зависи од ликвидности компаније (цене електричне енергије у Србији) и одлуке пословодства, а претпоставља и решавање проблема управљања ризиком. У пословању ДТЕЕ постоји и проблем немогућности куповине електричне енергије на туђим тендерима и берзама електричне енергије, што би омогућило трговину електричном енергијом без посредника. Такође, поставља се и питање практичне реализације куповине електричне енергије у циљу препродаје у складу са постојећим законским оквиром и ограничењима ЈП ЕПС као јавног предузећа. У вези са тим је и обезбеђивање прекограничних капацитета у оквиру региона, као и могућност формирања компанија у иностранству. ЈП ЕПС, такође, као јавно предузеће обавезно је да се и у области трговине електричном енергијом на слободном тржишту понаша у складу са Законом о јавним набавкама, што отежава потписивање EFET уговора (EFET – “European Federation of Energy Traders”, европско удружење трговаца електричном енергијом, које има успостављена правила пословања и дефинисан заједнички модел уговора који се примењује приликом енергетских трансакција широм Европе), а тиме и успостављање потребних стандарда и смањење ризика пословања. ЈП ЕПС се, у садашњој консталацији, налази у неравноправној позицији на тржишту, услед ниске цене електричне енергије за тарифне купце, немогућности отварања фирме у иностранству и једнакости лиценце у Србији за трговце електричном енергијом и за транзитере. Такође, сматра се да ЈП ЕПС-у велики проблем представља и непостојање квалификованих купаца у Србији. Могућност унапређења пословања ДТЕЕ сагледава се кроз оптимизацију управљања производним капацитетима коришћењем перманентне трговине (обједињавањем електроенергетског портфеља), активирање друге лиценце (што би омогућило финансијску трговину и трговину терминским уговорима), потписивање EFET уговора, развој економског модела одређивања производне цене електричне енергије на сатној основи и софтвера за трговину, кооперацију и партнерски однос са домаћим и европским компанијама (размена технологија, знања), обуку кадрова, учешће на најважнијим берзама електричне енергије, сарадњу са брокерима и оснивање фирми у иностранству. За остваривање ових циљева потребно је пронаћи одговарајућа решења у оквиру постојеће законске регулативе уз адекватне одлуке пословодства ЈП ЕПС. 10. Скица развоја тржишта. Где се ми налазимо? На наредном графику приказан је развој тржишта електричне енергије у три фазе. Прва фаза (I) је период настанка тржишта. За ову фазу карактеристични су уговори о физичкој испоруци електричне енергије, и то дугорочни уговори и краткорочни билатерални уговори. Друга фаза (II) представља период брзог раста тржишта. Краткорочни уговори везани су за „spot market” и берзу електричне енергије. Долази и до значајног пораста броја квалификованих купаца и промене снабдевача електричном енергијом. Цена електричне енергије на тржишту постаје транспарентнија. Карактеристично је да у овој фази да долази до појаве основних финансијских уговора и наглог раста њиховог броја. Они по обиму и вредности почињу вишеструко да превазилазе уговоре о физичким испорукама електричне енергије.

7

У трећој фази (III), која представља развијено тржиште, јављају се дугорочни берзански уговори, дугорочна пројекција цене електричне енергије на тржишту, потпуна транспарентност цена, комплексни финансијски уговори и сложено управљање ризиком.

Време

Количина [MWh]

I II III Финансијски

уговори

Физички уговори

Слика 1. График развоја тржишта електричне енергије Српско тржиште електричне енергије налази се тренутно у првој фази. Очекује се, преласком у другу фазу, његов бржи развој и напредак, што би омогућило већем броју учесника на тржишту да се активније укључи и нађе своје место на тржишту у Србији, а крајњим купцима електричне енергије избор снабдевача. 11. Циљеви Циљеви ДТЕЕ сагледавају се у оквиру приступа и лиценцирања на европским берзама електричне енергије, као и коришћењa брокерских услуга у циљу побољшања резултата трговине и боље оптимизације портфеља. У циљу доброг пословања ЈП ЕПС, упоредо са планираном изградњом нових производних капацитета, потребно је у најскоријем периоду организовати паневропске трговачке активности. Овакав сценарио омогућио би да ЈП ЕПС, ослањајући се на сопствене снаге, уз унапређење законског оквира пословања јавних предузећа, повећа производњу електричне енергије, побољша и прошири пласман својих производа на регионалном и паневропском тржишту и да на тај начин постане водећа компанија у региону на тржишту електричне енергије и компетитиван играч на европском тржишту. Овакав сценарио омогућио би и напредак српске индустрије која би пратила развој ЈП ЕПС, а сигурно би допринео и смањењу негативних ефеката светске економске кризе у Србији. Када, и да ли би се ово могло догодити, зависи у овом тренутку искључиво од тога да ли је држава спремна да подржи развој и експанзију ЈП ЕПС и од наше спремности да храбро кренемо у промене у којима се остале електроенергетске компаније у Европи одавно већ налазе и да почнемо да користимо шансе које нам се указују. Библиографија: [1] Закон о енергетици Републике Србије, Службени гласник РС 84/04 [2] Директива ЕУ 96/92/ЕC, Official Journal of the EU, L 027, 30/01/1997 p. 0020 - 0029 [3] Директива ЕУ 2003/54, Official Journal of the EU, L 176, 15/07/2003 p. 0037 - 0055 [4] Директива ЕУ 1228/2003, Official Journal L 176 , 15/07/2003 P. 0001 - 0010 [5] Закон о јавним набавкама Републике Србије, Службени гласник РС 39/02, 43/03, 55/04, 101/05, 116/08

8

R C5 - 04

KONCEPCIJA USPOSTAVLJANJA BERZE ELEKTRIČNE ENERGIJE U SRBIJI

Miloš Mladenović*, Nebojša Lapčević, Vladimir Janković

JP Elektromreža Srbije

Beograd, Srbija Kratak sadržaj U radu je prikazana uloga berze električne energije u procesu uspostavljanja efikasnog tržišta električne energije, mogući produkti i model dan-unapred tržišta, koncept uspostavljanja berze električne energije u Srbiji po ključnim fazama, mogućnosti budućeg razvoja, kao i potencijalni benefiti za učesnike na tržištu električne energije. Ključne reči: Berza električne energije – Dan-unapred tržište električne energije – Implicitne aukcije 1. UVOD Proces liberalizacije tržišta električne energije uzrokovao je suštinske, a u pojedinim segmentima i dramatične promene u funkcionisanju elektroenergetskog sektora. Reforme u elektroenergetskom sektoru omogućile su prelazak sa vertikalno integrisanog, državnog ili privatnog, a u suštini monopolskog funkcionisanja na jedan tržišni, otvoren koncept. Taj proces, uslovljen kombinacijom ekonomskih faktora, zakonodavnih promena i inovativnih tehnoloških rešenja, ustoličio je konkurenciju, sigurnost snabdevanja i održivi razvoj elektroenergetskog sektora kao osnovne postulate i ciljeve svog delovanja. Kao ključni elementi u ispunjenju ovih ciljeva profilisani su sledeći prioriteti: privlačenje novih učesnika na tržištu električne energije, kako na strani ponude, tako i na strani potražnje, da bi se izbegla dominacija i monopolski položaj pojedinih subjekata (tzv. market power), formiranje referentne cene kao jasnog pokazatelja ponude i potražnje, ustanovljenje principa transparentnog i nediskriminatornog pristupa prenosnoj i distributivnoj mreži i uspostavljanje likvidnog i efikasnog mesta organizovane trgovine električnom energijom. 2. ORGANIZOVANO TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE Veleprodajno tržište električne energije (tzv. wholesale market) se može posmatrati kao direktna konsekvenca liberalizacije elektroenergetskog sektora, tj. kao posledica činjenice da su u novom okruženju kupci dobili mogućnost slobodnog izbora snabdevača. Taj novi status električne energije kao robe prisutne na slobodnom tržištu, uzrokovao je i pojavu široke lepeze novih tipova ugovora, koji kao rezultat mogu imati fizičku isporuku električne energije (tzv. fizički ugovori) ili se mogu koristiti kao instrument za smanjivanje rizika (tzv. finansijski ili hedging ugovori). Ovi ugovori se mogu * Miloš Mladenović, JP Elektromreža Srbije, Vojvode Stepe 412, 11040 Beograd, [email protected]

1

zaključivati, kako na bilateralnom, tako i na organizovanom tržištu električne energije, ali ono zajedničko za sve tipove ugovora je da su, u osnovi, odredjeni sa tri elementa: periodom na koji se odnose, količinom električne energije i cenom. Osnovni benefit i uloga likvidnog i efikasnog organizovanog tržišta električne energije je da osigura formiranje jedinstvene cene za unapred definisani produkt kojim se trguje u odredjenom vremenskom intervalu. Naime, dok je na bilateralnom tržištu cena stohastička veličina odredjena ponudom i potražnjom (što od učesnika na tržištu zahteva uvodjenje vrlo sofisticiranih mehanizama za kontrolu rizika), organizovano tržište daje mogućnost formiranja jedinstvene, referentne cene kao jasnog signala trenutnih dešavanja na tržištu. Inače, kompletno funkcionalno organizovano tržište električne energije se sastoji od više segmenata (spot tržište, forward tržište, future tržište, razni finansijski instrumenti), koji u sinergiji mogu pružiti učesnicima na tržištu najrentabilnije balansiranje njihove pozicije na fizičkom tržištu električne energije (tzv. portfolio management), kao i efikasno upravljanje rizicima kroz trgovinu finansijskim produktima. U ovom radu akcenat će biti stavljen na fizičku trgovinu električnom energijom, a pre svega na kratkoročno (tzv. spot) tržište električne energije. 2.1. Fizička trgovina električnom energijom Fizička trgovina električnom energijom obuhvata široki opseg produkata i ugovora, i u najkraćem se može svesti na sledeće: dugoročne (long-term) ugovore koji mogu obuhvatati vremenski okvir od jedne do dvadeset godina, forward ugovore koji se zasnivaju na sadašnjoj ili prognoziranoj ceni sa fizičkom isporukom u budućnosti (vremenski opseg, najčešće, do godinu dana) i spot ugovore koji se sklapaju na vrlo kratkoročnoj osnovi, najčešće za isporuku dan-unapred ili unutar-dana. Dugoročni ugovori se koriste kao bazni ugovori za snabdevanje odredjene potrošnje i najčešće se sklapaju na slobodnom tržištu (OTC ili bilaterali ugovori), dok se za fino podešavanje pozicije učesnika na tržištu, tj. izbegavanje debalansa u realnom vremenu, koriste dnevni ili čak i satni ugovori sklopljeni na spot tržištu koje se obično organizuje putem berze električne energije.

Nord Pool Spot

OMEL(MIBEL)

APX

EEX

Gielda Energii

GME

Belpex

OTE

Powernext OPCOMEXAA

BSP SouthPool

NETABETTA

SERPEX

Samo OTC

OTC + Berza el.en.

Irish Pool

Nord Pool Spot

OMEL(MIBEL)

APX

EEX

Gielda Energii

GME

Belpex

OTE

Powernext OPCOMEXAA

BSP SouthPool

NETABETTA

SERPEX

Samo OTC

OTC + Berza el.en.

Irish Pool

Nord Pool Spot Nord Pool Spot

OMEL(MIBEL)OMEL(MIBEL)

APXAPX

EEXEEX

Gielda EnergiiGielda Energii

GMEGME

BelpexBelpex

OTEOTE

PowernextPowernext OPCOMOPCOMEXAAEXAA

BSP SouthPool

NETABETTANETABETTA

SERPEXSERPEX

Samo OTC

OTC + Berza el.en.

Irish PoolIrish Pool

Slika 2.1. Struktura tržišta električne energije u EU

Dosadašnja praksa pokazuje da, u smislu obima trgovine, gore navedeni vidovi tržišta nisu ravnomerno zastupljeni u ukupnom obimu trgovine električnom energijom u EU. Iako, zavisno od koncepta u pojedinim zemljama, berze električne energije učestvuju sa značajnim (NORDEL, OMEL) udelom u ukupnom obimu trgovine, još uvek se najveći deo transakcija zaključuje na bilateralnom (OTC) tržištu električne energije. Tako je, na primer, u 2007. godini obim trgovine u EU, zaključen putem svih OTC ugovora, iznosio 6.3 miliona GWh (100% povećanje u odnosu na 2006.), dok je ukupni obim trgovine na spot tržištu

2

iznosio 820,000 GWh, uz 1.1 milion GWh na futures tržištu (velika većina tih ugovora je zaključena na EEX-u). Imajući u vidu činjenicu da je ukupna potrošnja zemalja EU u 2007. godini iznosila 2.7 miliona GWh, može se uočiti da je ukupan konzum bio tri puta manji u poredjenju sa ukupnim obimom trgovine električnom energijom. Pokazalo se da je najveći obim transakcija na dan-unapred tržištu električne energije zabeležen kod onih tržišta gde je trgovina energijom uvezana sa pristupom prekograničnim kapacitetima (NORDEL) ili tamo gde postoje odredjeni podsticajni faktori (primer Španije gde samo oni proizvodni kapaciteti koji učestvuju na berzi dobijaju nadoknadu za raspoloživost svojih kapaciteta). Takodje, zanimljiv je i podatak da u praksi samo 1-2% od svih zaključenih futures ugovora kao posledicu ima fizičku isporuku električne energije. Ono što je indikativno je i da su cene zabeležene na dan-unapred tržištu vrlo nestalne, kako zbog relativno malog obima trgovine u poredjenju sa ukupnim obimom, tako i zbog prirode električne energije.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Ska

ndin

avija

Nem

ačka

Hol

andi

ja

Fran

cusk

a

Aus

trija

Italij

a

Pol

jska

Špa

nija

UK

Slika 2.2 Udeo trgovine na dan-unapred tržištima (u %) u konzumu u EU u 2005. (izvor: DG TREN) U tabelama ispod su prikazani i obimi trgovine i referentne cene električne energije na najvažnijim berzama u EU za period 2002-2007. Tabela 2.1 - Obim trgovine u GWh na spot tržištu

2002

2003

2004

2005

2006

2007

EEX

31.456

49.136

59.449

85.335

87.602

117.322

IPEX

-

-

231.571

323.184

329.790

329.949

Powernext

2.623

7.478

14.128

19.670

29.600

44.212

APX NL

14.112

12

13.366

16.053

19.236

20.714

APX UK

-

-

-

-

-

10.950

NordPool

124.000

119.000

179.000

215.000

260.000

290.000

Omel

253

271

277

306

162

267

EXAA

624

1.324

1.763

1.541

1.666

2.265

Belpex

-

-

-

-

531

7.588

3

Tabela 2.2 - Prosečna godišnja cena na spot tržištu u €/MWh

2002 2003 2004 2005 2006 2007

EEX

Powernext

APX NL

APX UK (in £/MWh)

Nordpool

IPEX

Omel

Belpex

22,63

21,12

29,91

15,23

26,91

N/A

38.21

N/A

29,49

29,22

46,47

18,23

36,69

N/A

29,74

N/A

28,52

28,14

31,58

21,29

26,32

51,60

28,46

N/A

45,98

46,64

52,39

35,60

29,33

58,59

54,78

N/A

50,79

49,25

58,10

37,75

48,59

74,75

51,53

45,70

37,99

40,82

41,92

27,94

50,53

70,99

39,34

41,77

Average7

25,12

34,31

32,43

47,94

52,06

43,91

Slika 2.2 Prosečna godišnja cena na spot tržištu u €/MWh

80 EEX

70 Pow ernext

APX NL 60

Nordpool 50 IPEX

€/M

Wh

40 Omel Belpex

30

20

10

0 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Tabela 2.3 - Obim trgovine u GWh na future tržištu

2003 2004 2005 2006 2007 Powernext

EEX Phelix

Futures

Endex BE

x 341.976

X

x 337.675

x

x 494.469

890

x 638.729

4.890

604

942.352

4.474 Endex NL X 2.041 51.698 32.128 96.553

Tabela 2.4 - Prosečna godišnja “band“ cena u €/MWh za Year-ahead ugovore 0004 2005 2006 2007 Endex Year

Ahead (Base)

Phelix Year

Ahead (Base)

33,98

27,98

39,36

33,49

49,21

41,48

65,84

55,01

60,18

55,83

4

Tabela 2.5 Prosečna godišnja “peak“ cena u €/MWh za Year-ahead ugovore

2003 2004 2005 2006 2007 Endex Year

Ahead (Peak) 51,47 54,68 67,80 94,00 81,58

Phelix year

Ahead (Peak) 43,56 49,12 56,20 81,02 79,32

2.2 Berza električne energije i dan-unapred tržište Berza električne energije predstavlja mesto organizovane trgovine električnom energijom koje omogućava transparentan i nediskriminatoran pristup tržištu putem automatizovane platforme za trgovinu, sa jasnim pravilima obračuna i uspostavljanja referentne cene, a takodje predstavlja i sigurnog i pouzdanog partnera za sve zaključene transakcije, kako u smeru prodaje, tako i u smeru kupovine, čime se znatno uvećava sigurnost trgovanja i smanjuju troškovi rizika. Suštinske prednosti koje berza kao mesto organizovane trgovine električnom energijom nudi učesnicima su: uvećana konkurencija, likvidnost i jasan cenovni signal kroz formiranje jedinstvene cene za jedinstveni produkt trgovine, zatim transparentnost i nediskriminatornost, kao i kompletna centralizovana platforma za trgovinu najraznovrsnijim produktima (dan-unapred tržište, unutar-dnevno tržište, forward i future tržište, ugovori za kontrolu rizika, opcioni ugovori, trgovina zelenim sertifikatima itd.). Berze električne energije se vrlo često poistovećuju sa organizovanim dan-unapred tržištem, koje se odvija dan uoči isporuke i obuhvata satnu isporuku za svaki sat sledećeg dana. Osim toga, na berzama električne energije se može organizovati i unutar-dnevno tržište (najčešće kao tzv. kontinualno tržište), kao i kontinualna finansijska tržišta za godišnje, kvartalne ili mesečne future produkte. 2.2.1 Produkti na dan-unapred tržištu Dan-unapred tržište se organizuje putem zatvorenih aukcija, gde se kao osnovni vid produkta pojavljuju satni produkti i gde su ponude karakterisane satom (h) za koji se podnose u vidu ponude (i) ili potražnje (j), u vidu parova cena (€/MWh) – količina (MWh), tako da se svaka satna ponuda može posmatrati kao promenljiva sa (Ph, Qh) ograničenjima. Sama aukcija se suštinski može posmatrati kao klasičan optimizacioni postupak uz uvažavanje ograničenja, kako bi se postigli najbolji mogući rezultati trgovine na organizovanom tržištu i sa poslednje prihvaćenim ponudama kao limitirajućim faktorima (qih, qjh):

Max {∑qjhPjh _ ∑ qihPih}

q j i

uvažavajući presečnu tačku (tzv. ekvilibrijum) ponude i potražnje:

∑qjh = ∑ qjh j i

kao i ostala ograničenja: qih ≤ Qih

qjh ≤ Qjh

Inače, osim satnih, kao produkti se mogu pojavljivati i tzv. blok produkti gde se ponude sastoje od količine koja se nudi ili traži na tržištu u odredjenom vremenskom intervalu po odredjenoj prosečnoj ceni. To je naročito pogodno za one učesnike na tržištu čiji portfolio nije jednoznačno odredjen, već zavisi od više povezanih faktora (primer je, recimo, tretiranje start-up troškova kod termoelektrana). Osim toga, blok ponude se mogu posmatrati i kao kombinacija satnih ponuda, koje omogućavaju učesnicima na tržištu da u ponudama nominuju prosečnu cenu za odredjeni vremenski interval. Ono

5

što je otežavajući faktor je tzv. sve ili ništa ograničenje, koje unosi odredjenu distorziju u dan-unapred tržište, ali, bez obzira na to, važnost uvodjenja ovog koncepta dokazuje činjenica da se oko 20% ukupnog obrta na berzi sastoji od blok ponuda.

Tabela 2.6 - Blok produkti na EEX-u

Contract name Time interval under block contract EEX Night EEX

Morning EEX

High-Noon EEX

Afternoon EEX

Evening EEX

Rush Hour

Baseload

Peakload

Off-Peak 1

Off-Peak 2

Business

Hours 1 to 6 (00.00-06.00 h)

Hours 7 to 10 (06.00-10.00 h)

Hours 11 to 14 (10.00-14.00 h)

Hours 15 to 18 (14.00-18.00 h)

Hours 19 to 24 (18.00-24.00 h)

Hours 17 to 20 (16.00-20.00 h)

Hours 1 to 24 (00.00-24.00 h)

Hours 9 to 20 (08.00-20.00 h)

Hours 1 to 8 (00.00-08.00 h)

Hours 21 to 24 (20.00-24.00 h)

Hours 9 to 16 (08.00-16.00 h)

Važno je reći i da uvodjenje blok produkata znatno usložnjava aukcionu proceduru, naročito imajući u vidu da je u pitanju trgovina na kratkoročnom vremenskom okviru sa vrlo ograničenim vremenom za obradu ponuda i objavljivanje rezultata. Stoga se, kao aukcioni algoritam, koristi pristup da se traži najbolja moguća, ali ne i obavezno najoptimalnija, kombinacija blokova koja će biti prihvaćena (tzv. heuristički pristup). Ako je N broj blokova koji se tretira u aukcionoj proceduri, broj kombinacija koje se moraju proveriti iznosi 2N. Imajući u vidu da je prosečan broj blok ponuda na likvidnim berzama oko 100 na dan, broj kombinacija je reda veličine 1,3x1030. To, praktično, znači da se pre odbacivanja neke blok ponuda, bilo na strani ponude ili potražnje, moraju proveriti sve moguće kombinacije. Uzmimo primer sa tri bloka A, B i C. C može biti blok potražnje, a A i B blokovi ponude, tako da je kombinacija ABC moguća, a kombinacija AB nije. Takodje, A može biti blok potražnje koji ne može biti prihvaćen u kombinaciji sa blokom ponude B, ali može biti prihvaćen ukoliko se doda još jedan blok ponude C itd. Naravno, postoje i izuzeci. Naime, ako imamo dva identična bloka potražnje A i B i ako A nije moguće prihvatiti, isto važi i za AB. Koncept i detalji procedure na kome se zasniva algoritam heurističkog pristupa nije uniforman kod svih berzi, ali se, u principu, zasniva na dekompoziciji problema na dva osnovna modula: blok selektor i koordinacioni modul za odredjivanje cene izabranih blokova.

Determination of hourly prices

Block selection

Feasible?

Store solution

More time?

Stop Slika 2.3 - Algoritam heurističke procedure za tretiranje blok produkata u aukcionoj proceduri

6

Osnovni koraci u algoritmu su sledeći: (a) Blok selektor vrši izbor kombinacije blokova. Prihvaćeni blokovi se “pretvaraju“ u satne ponude tako što im se dodeljuje cena nula za blokove ponude i maksimalna cena za blokove potražnje (da ne bi uticali na odredjivanje satnih obračunskih cena), i tako kreirane satne ponude se dodaju ostalim satnim ponudama u aukcionoj proceduri. (b) Odredjivanje satnih obračunskih (marginalnih) cena se, zatim, bazira na satnim ponudama. Kao što je rečeno, satne obračunske cene se odredjuju kao presečna tačka agregisanih kriva ponude i potražnje i kao rezultat se dobija jedinstvena cena za svaki sat sledećeg dana. (c) Nakon toga vrši se provera izvodljivosti (feasibilitz check), tako što se u obzir uzimaju prosečne cene prihvaćenih blokova koje se porede sa izračunatim satnim marginalnim cenama. Ukoliko su cene prihvaćenih blokova ponude i potražnje unutar zone uspešne trgovine, tj. ukoliko je obračunata marginalna cena viša od ponudjene prosečne cene za prihvaćene blokove ponude i niža od ponudjene prosečne cene za prihvaćene blokove potražnje, prihvatljiva kombinacija blokova je pronadjena i rešenje može biti sačuvano. (d) Procedura se završava kada je vremensko ograničenje probijeno ili kada je završena provera svih mogućih kombinacija blokova. Finalno i konačno prihvaćeno rešenje predstavlja najoptimalnije rešenje sa stanovišta obima trgovine koje je bilo sačuvano tokom procesa. 2.2.2 Odredjivanje tržišne obračunske količine i tržišne obračunske cene Kao osnovni parametri nakon svake aukcije, za svaki sat unutar tržišnog dana se računaju tržišna obračunska količina (Market Clearing Volume) i obračunata marginalna cena ili tzv. tržišna obračunska cena (Market Clearing Price). Obračun tržišne obračunske količine i tržišne obračunske cene koji odgovaraju svakom posebnom tržišnom intervalu u trajanju od jednog sata u okviru dana isporuke, vrši se, kao što je rečeno, putem zatvorene aukcijske procedure tako što se vrši poklapanje kriva ponude i potražnje i određuje njihova presečna tačka. Poklapanje kriva ponude i potražnje vrši se primenom linearne interpolacije ili algoritmom proračuna preko stepenaste funkcije.

Cmax

TOC

C(RSD)

W(MWh) TOK

Cmax

TOC

C(RSD)

W(MWh) ТОК

(a) (b)

Cmax

TOC

C(RSD)

W(MWh) TOK

Cmax

TOC

C(RSD)

W(MWh) ТОК

(c) (d)

Slika 2.4 Odredjivanje tržišne obračunske količine (TOK) i tržišne obračunske cene (TOC)

7

Tačka preseka agregiranih krivih ponude i potražnje predstavlja ravnotežu između ponuda za kupovinu i ponuda za prodaju električne energije na berzi. Ako postoji jedna tačka preseka (slika 2.4a,b), ili ako postoji više tačaka preseka, ali sa istom cenu (slika 2.4c), TOC će biti jednaka ceni u tački/tačkama preseka. Ako postoji više tačaka preseka sa različitom cenom (slika 2.4d), TOC se obično odredjuje kao:

2minmax TOCTOC

TOC+

=

gde je: (a) TOCmax - najveća cenu u kojoj se seku krive ponude i potražnje (b) TOCmin - najmanja cenu u kojoj se seku krive ponude i potražnje. Ukoliko kriva ponude ili kriva potražnje imaju ukupnu količinu jednaku nuli, TOC će biti nedefinisana i u tom slučaju će količine ponude i potražnje biti nula. U svim drugim slučajevima, količine ponude i potražnje će se izračunavati na sledeći način: (a) Količina ponude (Qpon) će biti određena na sledeći način: Qpon = ∑qpongde qpon označava količinu svih parova količina-cena u ponudama za prodaju električne energije sa cenom koja ne prelazi TOC; i (b) Količina potražnje (Qpot) će biti određena na sledeći način: Qpot = ∑qpotgde qpot označava količinu svih parova količina-cena u ponudama za kupovinu električne energije, gde cena ovog para količina-cena nije manja od TOC. Nakon odredjivanja TOC, vrši se proračun obračuskih količina ponude i potražnje. Prvo se sve ponude za kupovinu električne energije sa cenom većom ili jednakom TOC i sve ponude za prodaju električne energije sa cenom manjom ili jednakom TOC smatraju provizorno prihvaćenim. Zatim se posebno razmatraju sledeći slučajevi: 1. Ako je količina ponude jednaka količini potražnje za istu obračunsku cenu TOC (slika 2.4 d) svi provizorno prihvaćeni parovi količina-cena će biti finalno prihvaćeni i iznos TOK je u tom slučaju jednak: TOK = Qpon = Qpot2. Ako je količina ponude veća od količine potražnje (slike 2.4 b,c) za istu obračunsku cenu TOC: (a) svi provizorno prihvaćeni parovi količina-cena ponuda za kupovinu električne energije će biti finalno prihvaćeni; (b) svi provizorno prihvaćeni parovi količina-cena ponuda za prodaju električne energije sa cenom nižom od TOC će biti finalno prihvaćeni; i (c) svi provizorno prihvaćeni parovi količina-cena ponuda za prodaju električne energije sa cenom jednakom TOC će biti finalno prihvaćeni u manjoj količini određenoj na sledeći način:

∑∑

−

−×=

yxpon

yxpotof qQ

qQqq

,

,

, > ponQ potQ

gde: - označava smanjenu finalno prihvaćenu količinu za par količina-cena sa cenom jednakom TOC,

fq

- je količina ponuđena u paru količina-cena sa cenom jednakom TOC, oq

- je količina u parovima količina-cena sa cenom nižom od TOC yxq ,

- fyx qqTOK += ,

3. Ako je količina potražnje veća od količine ponude za istu obračunsku cenu TOC (slika 2.4 a): (a) svi provizorno prihvaćeni parovi količina-cena ponuda za prodaju električne energije će biti finalno prihvaćeni;

8

(b) svi provizorno prihvaćeni parovi količina-cena ponuda za kupovinu električne energije sa cenom većom od TOC će biti finalno prihvaćeni; i (c) svi provizorno prihvaćeni parovi količina-cena ponuda za kupovinu električne energije sa cenom jednakom TOC će biti finalno prihvaćeni u manjoj količini određenoj na sledeći način:

∑∑

−

−×=

yxpot

yxponof qQ

qQqq

,

,

, > potQ ponQ

gde: - označava smanjenu finalno prihvaćenu količinu za par količina-cena sa cenom jednakom TOC,

fq

- je količina ponuđena u paru količina-cena sa cenom jednakom TOC, oq

- je količina u parovima količina-cena sa cenom većom od TOC yxq ,

- fyx qqTOK += ,

Tržišna obračunska cena i tržišna obračunska količina se koriste kao osnovni parametri pri proceni likvidnosti berze i stabilnosti tržišta električne energije. Osim toga, nakon postizanja odredjenog nivoa likvidnosti berze, tržišna obračunska cena se može koristiti i kao referentna cena na unutar-dnevnom balansnom tržištu električne energije, dok se cene sa future tržišta često koriste kao referentne cene pri sklapanju bilateralnih ugovora. 2.2.3 Model dan-unapred tržišta Najkraće rečeno, model dan-unapred tržišta se sastoji od tri funkcionalne celine: trgovine na berzi koja se obavlja dan-unapred u odnosu na dan fizičke isporuke, finansijskog poravnanja učesnika na berzi i same fizičke isporuke.

Slika 2.5 Model dan-unapred tržišta

9

Prva faza se odnosi na otvaranje dan-unapred tržišta (obično dve nedelje unapred) i od tog perioda učesnici mogu podnositi ponude za odredjeni tržišni dan. Nakon isteka vremena za podnošenje ponuda, tj. zatvaranja trgovine (dan-unapred, obično oko 09:00), vrši se agregacija ponuda u krvie ponude i potražnje i tržište se “zatvara“ u njihovoj presečnoj tački. Nakon toga, rezultati se objavljuju (obično u roku od sat vremena) i zaključuju se transakcije za koje se berza pojavljuje kao druga ugovorna strana, kako na strani ponude, tako i na strani potražnje. Nakon toga se vrši finansijski obračun i šalju se fakture učesnicima na berzi. Nakon objavljivanja rezultata, učesnici čije su transakcije zaključene na berzi su dužni da ih uvrste u svoje planove rada za dan isporuke i da ih nominuju operatoru prenosnog sistema, kako bi bile obuhvaćene konceptom balansne odgovornosti. Od 00:00 časova narednog dana se vrši fizička isporuka, a sledećeg dana i finansijsko poravnanje, tj. plaćanje zaključenih transakcija. 3. BERZA ELEKTRIČNE ENERGIJE U SRBIJI Kao što je poznato, sa svojih 8 granica prema susednim elektroenergetskim sistemima (zahvaljujući toj činjenici, JP EMS je TSO sa najvećim brojem granica kojima upravlja u Evropi), Srbija zauzima centralno mesto u regionu i predstavlja strateški nezaobilazan faktor u procesu uspostavljanja funkcionalnog i efikasnog regionalnog tržišta Jugoistočne Evrope. Dovoljno indikativno je navesti podatke iz 2008. godine, gde je, pored približno 35 TWh električne energije razmenjene na regulisanom tržištu za potrebe snabdevanja tarifnih kupaca, ukupan obim internih transakcija na slobodnom bilateralnom tržištu iznosio 2,045 TWh, a ukupan obim nominovanih prekograničnih transakcija 7,077 TWh u smeru ulaza u Srbiju i 7,204 TWh u smeru izlaza ka susednim balansnim oblastima. Takodje, bitan je i podatak da je na tržištu Srbije prisutno 36 licenciranih učesnika na tržištu, od kojih je 26 registrovano kod JP EMS kao operatora prenosnog sistema i tržišta električne energije, a 20 aktivno u procesu nominacije dnevnih planova rada (JP EPS je jedini učesnik sa mestima injektiranja i povlačenja električne energije iz sistema (nominuje planove proizvodnje, potrošnje i razmene), dok je 19 učesnika aktivno na tržištu prekograničnih kapaciteta (nominuju planove internih i prekograničnih razmena)). Svi gore navedeni pokazatelji, uz činjenicu da JP EPS sa svojim dobro izbalansiranim hidro-termo proizvodnim portfoliom može uspešno odigrati ulogu market maker-a, naročito neophodnu u prvoj fazi implementacije berze, i da se u skoroj budućnosti mora računati na veće prisustvo nezavisnih učesnika, kako kvalifikovanih kupaca, tako i nezavisnih proizvodjača, na tržištu električne energije u Srbiji, jasno ukazuju na potrebu i izvodljivost uspostavljanja berze električne energije u Srbiji, pre svega u vidu dan-unapred tržišta koje bi se u početku odnosilo samo na balansnu oblast Srbije, a kome bi se kasnije, putem implicitnih aukcija, tj. putem uvezivanja trgovine sa prenosnim prekograničnim kapacitetom, i uz eventualno uključivanje u strukturu respektabilnih strateških partnera iz EU i regiona, mogli pridružiti i potencijalni učesnici iz susednih zemalja. 3.1 Model dan-unapred tržišta u Srbiji Prva faza uspostavljanja berze električne energije u Srbiji bi obuhvatila organizovanje dan-unapred tržišta, gde bi se putem zatvoren aukcione procedure vršilo poklapanje agregisanih kriva ponude i potražnje i, na osnovu toga, obračun tržišne obračunske količine i cene za svaki sat nastupajućeg dana. Ispod su dati mogući produkti, vremenski okvir i osnovni aukcioni parametri koji bi mogli biti implementirani, kao i shematski prikaz (Role model) i mogući vremenski okvir za aktivnosti pojedinih funkcionalnih modula, neophodnih za uspešno funkcionisanje dan-unapred tržišta. Definicija produkata:

• Satni produkti [1 … 24] • Bazni (band) [1-24] • Peak [6-21] • Off-Peak1 [1-5, 22-24] • Euro-Peak [9-20] • Euro-Off-Peak1 [1-8, 21-24]

10

Osnovni aukcioni parametri: • Minimalna ponuda 1 MWh • Minimalni korak u ponudi 0,10 €/MWh

Cenovni limiti po ponudi: •Minimum 0 € •Maximum 3000 €

Metod fiksiranja ponuda: •Zatvorena aukcija, obračun Market Clearing Prices & Market Clearing Volumes

Vremenski okvir (jedan od mogućih): • Call Phase: otvorena 14 dana unapred, zatvaranje u 9:00 • Freeze Phase: 9:00 – 9:15 (za ispravljanje eventualnih grešaka) • Odredjivanje rezultata: (9:15 – 10:00) • Nominacije zaključenih transakcija (do 11:30) • Finansijski obračun (do 14:00) • Fizička isporuka (00:00 – 24:00 narednog dana) • Plaćanje (do 15:00 dan nakon dana isporuke)

Slika 3.1 Shematski prikaz (Role model) dan-unapred tržišta u Srbiji 3.2 Ključne faze implementacije berze električne energije u Srbiji Berza električne energije, kao projekat od velikog nacionalnog i regionalnog značaja, zahteva, kako u fazi pripreme, tako i u fazi implementacije, aktivno učešće svih najvažnijih interesnih strana prisutnih u elektroenergetskom sektoru, a naročito: Ministarstva rudarstva i energetike, Agencije za energetiku, JP EMS, JP EPS, ostalih učesnika na tržištu električne energije (trgovaca i potencijalnih kvalifikovanih kupaca i nezavisnih proizvodjača). Sama izvodljivost projekta zavisi od više faktora, a najvažniji su: interna ograničenja koja se odnose na tehnička rešenja i procedure same berze, kao i kvalitet menadžerskog i operativnog stručnog kadra, finansijska ograničenja vezana za likvidnost tržišta, politiku cena, kao i portfolio i kreditnu sposobnost učesnika, tehnička ograničenja u prenosnom sistemu koja se, pre svega, odnose na zagušenja na prekograničnim kapacitetima kako bi bilo omogućeno učešće na berzi i inostranim učesnicima, kao i politička ograničenja koja se odnose na kombinaciju unutrašnjih i spoljnih društveno-političkih okolnosti, uzročno-posledično povezanih sa

EEMMSS MMaarrkkeett OOppeerraattiioonnss

SSEERRPPEEXX EExxcchhaanngg

4) 11:30 (D-1) - nominacije

Učesnici

SSEERRPPEEXX CClleeaarriinngg

6) 00:00-24:00 (D) – Fizička isporuka

2) 09:15 (D-1) – Izvršenje

3) 09:15-10:00 (D-1) – Rezultati

1) Do 09:00 (D-1) – Ponude

5) 14:00 (D-1) – Finansijski obračun

8) 15:00 (D+1) – Plaćanje

Economics, Purchase & Finance

11

implementacijom organizovanog tržišta na nacionalnom nivou i njegovim kasnijim štirenjem na ragionalni nivo. U daljem tekstu će biti prikazan shematski prikaz ključnih faza implementacije berze električne energije u Srbiji, kao i lista neophodnih aktivnosti za uspešno okončanje svake od navedenih faza

Analiza modela tržišta el. en. u Srbiji i njegovog

budućeg razvoja

Evaluacija postojećih dan-unapred tržišta u regionu

Preliminarni dizajn dan-unapred tržišta

Studija izvodljivosti

Konsultacije sa interesnim stranama

Dizajn dan-unapred tržišta

Nadogradnja primarne legislative

Uspostavljanje funkcije Operatora berze

Specifikacija IT sistema

Implementacija IT sistema

Upustva za učesnike na tržištu

Sekundarna legislativa (Pravila o radu tržišta),

interna pravila

Slika 3.2 Shematski prikaz ključnih faza implementacije berze električne energije u Srbiji

U daljem tekstu prikazan je spisak neophodnih aktivnosti za uspešnu implementaciju pojedinih faza, a samim tim i za uspešnu implementaciju berze električne energije: (a) Analiza modela tržišta električne energije u Srbiji i njegovog budućeg razvoja

• Definisanje učesnika na tržištu električne energije • Analiza tržišnog kapaciteta učesnika na tržištu električne energije • Ograničenja prenosnog sistema • Estimacija budućeg razvoja tržišta električne energije

(b) Evaluacija postojećih dan-unapred tržišta u regionu • Evaluacija postojećih modela tržišta električne energije u susednim zemljama sa fokusom na

dan-unapred tržište • Uticaj prekograničnih prenosnih kapaciteta na dan-unapred tržište • Mogućnosti povezivanja dan-unapred tržišta u budućnosti

(c) Preliminarni dizajn dan-unapred tržišta • Opis i evaluacija pojedinačnih scenarija dan-unapred tržišta (obavezno ili opciono učešće,

dijapazon produkata, veze sa dugoročnim ugovorima, uticaj potencijalnih ograničenja prenosnog sistema itd.)

• Uloga JP EMS u organizovanju dan-unapred tržišta • Uloga potencijalnih market maker-a i strateških partnera

(d) Studija izvodljivosti • Studija izvodljivosti za različite scenarije • Procena preliminarnih finansijskih zahteva (CAPEX, OPEX) • Prihvatanje različitih scenarija od strane učesnika na tržištu • Promene legislative uzrokovane različitim scenarijima • SWOT analize odabranih scenarija

12

(e) Konsultacije sa interesnim stranama

• Konsultacije sa Ministarstvom za energetiku • Konsultacije sa AERS • Pregovori sa JP EPS kao potencijalnim market maker-om • Izbor eventualnog strateškog partnera • Konsultacije sa ostalim interesnim stranama • Analize komentara i sugestija

(f) Nadogradnja primarne legislative • Analiza i eventualna revizija Zakona o energetici

(g) Dizajn dan-unapred tržišta • Dizajn modela dan-unapred tržišta • Inkorporacija dan-unapred tržišta u model tržišta električne energije u Srbiji • Finansijsko poravnanje dan-unapred tržišta • “Risk management” dan-unapred tržišta

(h) Uspostavljanje funkcije Operatora berze • Razvoj strategije Operatora berze • Izrada BPD dokumenata • Organizaciona struktura • Opis posla • Definisanje internih procedura (Risk Management, finansijsko poravnanje, nominacija

razmenjenih blokova energije itd.) (i) Sekundarna legislativa (Pravila o radu tržišta električne energije), interna pravila

• Nadogradnja sekundarne legislative (Pravila o radu tržišta) • Izrada pravila o radu dan-unapred tržišta

(j) Specifikacija IT sistema • Opis funkcionalnosti dan-unapred tržišta • Specifikacija protoka podataka i pripadajućih interfejsa • Specifikacija finansijskog poravnanja uključujući povezivanje sa bankama • Specifikacija “risk management” procedura • Odredjivanje načina komunikacije i procedura sa učesnicima na tržištu, uključujući TSO i

DSO (k) Implementacija IT sistema

• Zahtev za dostavljanje ponuda za implementaciju IT sistema • Evaluacija ponuda • Izbor isporučioca • Prijem IT sistema • Priprema i sprovođenje testa funkcionalnosti • Upustva za upotrebu i dokumentacija o IT sistemu • Preliminarno aktiviranje IT sistema

(l) Uputstva za učesnike na tržištu • Trening operatora sistema i učesnika na tržištu • Izrada uputstava za upotrebu

Kao što je već rečeno, uspešnost implementacije berze električne energije zavisi od mnogo faktora, a pre svega od uspešnosti procesa koji se odnosi na uspostavljanje zajedničke platforme i postizanje konsenzusa najvažnijih interesnih strana u Srbiji vezano za pojedina ključna pitanja. Uzimajući kao preduslov pozitivan i proaktivan pristup svih, gore navedenih, interesnih strana, kao projektovani realan okvir za uspešnu implementaciju berze, pre svega se odnoseći na dan-unapred tržište električne energije, može se uzeti period od 12 do 15 meseci.

13

3.3 Mogućnosti budućeg razvoja berze električne energije u Srbiji i regionu Imajući u vidu nivo otvorenosti tržišta u Srbiji, kao i planirane trendove u zemlji i regionu, kao najrealniji koncept uspostavljanja i budućeg razvoja berze električne energije u Srbiji nameće se rešenje sa uspostavljanjem fizičkog dan-unapred tržišta, uz ideju kasnijeg uvezivanja sa susednim tržištima, prvo putem implicitnih aukcija, a potom i, tamo gde okolnosti to dozvoljavaju, putem spajanja tržišta tj. market couplinga. Uporedo sa razvojem fizičkog tržišta, treba sagledati i mogućnosti za formiranje finansijskih tržišta, uzimajući pritom, naravno, u obzir i zainteresovanost finansijskih institucija, lokalnih interesnih strana i učesnika na tržištu. O tome bi se, svakako, moglo razmišljati tek nakon punog otvaranja tržišta u Srbiji za kvalifikovane kupce i nezavisne proizvodjače, kao i nakon uspostavljanja relativno likvidnog regionalnog tržišta.

Energija - tržište fizičkih produkata

Tržište finansijskih produkata

2008 … 2011 2012 2009 2010

Slika 3.3 Mapa budućeg razvoja berze električne energije Uzimajući u obzir evropska iskustva i sadašnje trendove na tom polju, fokus budućeg razvoja berze se mora staviti, pre svega, na implementaciju efikasnih implicitnih aukcija prekograničnih kapaciteta i to kroz interakciju sa svim relevantnim interesnim grupama (regulatori, operatori prenosnog sistema, berze električne energije) i regionalnim partnerima, kako bi se pospešilo spajanje pojedinačnih nacionalnih tržišta i formiranje efikasnog i likvidnog regionalnog tržišta. Budući procesi u pravcu daljeg razvoja berze, uz korelaciju sa relevantnim strateškim partnerima iz EU i regiona, bi se mogli odvijati u dve faze: (a) Faza I bi obuhvatila:

• Formiranje cene na regionalnom nivou kroz formiranje više cenovnih zona (u slučaju da zagušenje postoji na svim granicama)

• Transparentan i nediskriminatoran pristup tržištu kroz standardizaciju produkata i usluga • Ukidanje potrebe za prekograničnim transferom kao otežavajućim faktorom kroz uvođenje

fizičkih swap produkata i povezivanje izolovanih tržišta sa standardizovanim produktima (b) Faza II bi, nakon ispunjavanja svih tehničkih i društveno-političkih preduslova u regionu (uspostavljanje konsenzusa na državnom nivou, harmonizacija licenci i tržišnih pravila, puna i suštinska deregulacija TSO-ova u regionu itd.), obuhvatila sledeće korake:

• Povezivanje (spajanje) tržišta i formiranje zajedničke regionalne cene (očekivani jedinstveni indeks cena na veliko za više od 50% vremena)

• Obezbeđivanje efikasne upotrebe interkonektivnih kapaciteta putem efikasnih implicitnih aukcija ili market coupling-a (primer TLC Francuska-Belgija-Holandija)

14

3.4 Prednosti berze električne energije Uspešna implementacija berze kao organizovanog mesta trgovine električnom energijom u Srbiji bi sobom donela brojne prednosti, kako za lokalnu zajednicu tj. lokalne interesne strane, tako i za učesnike na tržištu. Kao glavni benefit za širu zajednicu izdvajaju se brzo i efikasno uspostavljanje složene infrastrukture uz manje angažovanje resursa i umanjen rizik, što bi sobom donelo i niže operativne troškove, visok nivo transparentnosti, pristup širokom spektru iskustava, praktičnih znanja i resursa, jasan ekonomski signal putem formiranja tržišne cene, kao i regionalno pozicioniranje i podsticaj evropskim integracionim procesima. Što se tiče učesnika na tržištu, pre svega misleći na JP EPS kao potencijalnog market maker-a, berza bi pružila uslugu efikasne i korisnički orijentisane poslovne infrastrukture, omogućila jednostavan pristup tržištu u celom regionu, udruživanje likvidnosti, a samim tim i veću finansijsku sigurnost i smanjenje rizika (hedging), znatno smanjenje troškova (manje administracije, savremene tehnologije, smanjenje ugovornog rizika), kao i širok dijapazon portfolio usluga visokog kvaliteta na tržištu električne energije. Takodje, za JP EPS je vrlo značajna činjenica da mu, kao javnom preduzeću u vlasništvu države, trenutni zakonski okvir u Srbiji onemogućava uspostavljanje efikasnog i profitabilnog trgovačkog portfolia, obzirom da mu je onemogućena trgovina u oba pravca na dnevnom nivou (na dnevnom nivou može samo da prodaje energiju). To ograničenje bi moglo biti prevazidjeno uspostavljanjem organizovanog mesta trgovine električnom energijom u Srbiji, tako da bi mogao u punoj meri biti iskorišten pun potencijal JP EPS i u ovoj, potencijalno vrlo profitabilnoj delatnosti. Što se tiče regionalnog nivoa, ono što bi se na kraju procesa uspostavljanja likvidne i efikasne regionalne berze moglo pokazati kao najveći benefit za region i same učesnike na tržištu, moglo bi se svesti na sledeće:

• Implementacija jedinstvene regionalne infrastrukture za trgovinu, obračun i poravnanje transakcija koja omogućuje širok opseg pogodnosti za učesnike na tržištu, domaće interesne strane i širu zajednicu, kao i implementaciju relevantnih i pouzdanih pokazatelja cena za svaku cenovnu zonu

• Fokus na lokalne interesne strane i razvoj lokalnih tržišta • Obezbedjivanje podrške trgovaca električnom energijom i proizvodjača preko uvodjenja

obaveznog ponuđača (market maker) i akcionarstva, što bi kao krajnji cilj donelo i omogućavanje likvidnosti i regionalnog prepoznavanja

• Pogodnosti za učesnike na tržištu u vidu automatizacije procedura trgovine na berzi, smanjenja rizika trgovine, finansijske sigurnosti i smanjenja troškova

• Uvećanje ekonomije obima koje bi donelo ograničen investicioni rizik i manje investicione i operativne troškove

• Približavanje standardima zapadnoevropskih berzi energije kroz postizanje uporedivih obima trgovine, kako na fizičkom, tako i na finansijskom tržištu.

4. ZAKLJUČAK Imajući u vidu centralni položaj Srbije u regionu, kao i činjenicu da se JP EPS sa svojim dobro izbalansiranim hidro-termo proizvodnim portfoliom može vrlo uspešno pozicionirati kao bitan učesnik na tržištu električne energije u regionu, nameće se zaključak da je implementacija berze električne energije u Srbiji, ne samo logičan, već i neophodan korak u daljem razvoju nacionalnog tržišta električne energije. Obzirom da se u skoroj budućnosti mora računati i na veće prisustvo nezavisnih učesnika, kako kvalifikovanih kupaca, tako i nezavisnih proizvodjača na tržištu električne energije, u taj proces treba ući bez odlaganja, bazirajući napore prvo na uspostavljanju dan-unapred tržišta koje bi se u početku odnosilo samo na balansnu oblast Srbije, a kome bi se kasnije, putem implicitnih aukcija, tj. putem uvezivanja trgovine sa prenosnim prekograničnim kapacitetom, i uz neophodno prisustvo respektabilnih strateških partnera iz EU i regiona, mogli pridružiti i potencijalni učesnici iz susednih zemalja. Taj proces bi doneo značajne benefite, kako učesnicima na tržištu, tako i široj regionalnoj zajednici kroz uvećanje ekonomije obima koje bi donelo ograničen investicioni rizik i manje investicione i operativne troškove, što takodje predstavlja i jedan od vrlo bitnih ciljeva Energetske zajednice zemalja Jugoistočne Evrope.

15

LITERATURA [1] Koen Rademaekers, Allister Slingenberg, Salim Morsy, “Review and analysis of EU wholesale

energy markets”, decembar 2008 [2] Leonardo Meeus, “Power exchange auction trading platform design”, Katholieke Universiteit

Leuven, jul 2006 [3] F.H. Boisseleau, “The role of electricity trading and power exchanges for the construction of a

common European electricity market”, The Netherlands and Paris Dauphine University [4] M.Mladenović, D.Stojčevski, I.Jurišević, V.Janković, “Koncepcija uspostavljanja tržišta električne

energije”, JP Elektromreža Srbije, novembar 2006.

16

1

R C5 - 05

NOVI IZAZOVI MENADŽMENTA U ELEKTROENERGETSKOM SEKTORU SRBIJE

Aca Marković∗, Nebojša Despotović

Agencija za energetiku Republike Srbije

Beograd, Srbija Kratak sadržaj Srbija sa 43% uvoza spada energetski u srednje uvozno zavisne zemlje. Evropska Unija uvozi oko 55% energetskih potreba i njena zavisnost će rasti brže nego zavisnost Srbije. Za sigurnost snabdevanja je važno da su izvori i putevi snabdevanja adekvatno diverzifikovani i da se rezerve zemlje dimenzionišu u skladu sa rizicima i održavaju na neophodnom nivou. Promene u elektroenergetskom sektoru Srbije poslednjih godina su uslovljenje zahtevom za jačanje tržišnih zakonitosti i u ovom sektoru ekonomije. To daje šansu menadžmentu da svojim znanjem, sposobnošću i veštinama iznađe najefikasnija rešenja u organizovanju i funkcionisanju elektroenergetskog sektora Srbije saglasno ambijentu i tradiciji sredine i uz kreativnu primenu i sprovođenje pravila koja nameće EU u ovoj oblasti. Ključne reči: Elektrenergetski sektor – Menadžment – Reforme – Promene - Tržište.

1. NASTAVAK REFORMI ENERGETSKOG SEKTORA U EU

Električna energija i gas čine osnovu današnjeg načina života i ekonomije. Otvaranjem evropskog tržišta električne energije za konkurenciju – proces koji je započeo pre 10 godina – građani Evrope su dobili mogućnost izbora i više konkurencije koja je dovela do toga da cene ostanu niže, čak i u vreme kada su cene energenata nezadrživo rasle na globalnom nivou. Konkurencija sa sobom nosi mogućnost da se izađe u susret različitim očekivanjima potrošača. Neki potrošači će uglavnom biti zainteresovani za cene, drugi možda žele mogućnost snabdevanja energijom iz obnovljivih izvora, dok neki mogu da zahtevaju viši nivo usluge.

Iako je napravljen progres u formiranju istinski konkurentnog tržišta energije, Evropska Komisija je ustanovila da potrošači u Evropi ne dobijaju uvek najpovoljniju ponudu. A postoje i neki drugi ozbiljni izazovi vezani za sve aspekte snabdevanja i korišćenja energije.Ukoliko se trenutni trendovi potrošnje energije u Evropi nastave, do 2030. godine će se uvoziti 70% potrebne energije.Usled povećane potrošnje energije, očekuje se da se emisija CO2 poveća za 60% do 2030. godine, što će dovesti do nepovratnih klimatskih promena.

∗ Agencija za energetiku Republike Srbije, Terazije 5, 11000 Beograd

2

Svim ovim izazovima će se moći pristupiti ukoliko postoji efikasno unutrašnje tržište za gas i električnu energiju. Postojeća pravila na ovom polju se stoga moraju kompletirati kako bi se građanima Evrope pružila mogućnost pravog i efektivnog izbora snabdevača koji bi mogli da zadovolje njihova različita očekivanja.

Ranije se došlo do zaključka da se jedinstveno evropsko energetsko tržište ne može odmah uspostaviti, da bi tržišta na nacionalnom nivou ostala mala i izolovana, pod uticajem lokalnih dominantnih igrača, te je Evropa podeljena na sedam elektroenergetskih regiona – naknadno se uspostavlja osmi u Jugoistočnoj Evropi, gde pripada i Srbija i gde će i EPS morati dokazivati svoju efikasnost i vrednost.

Nedavno je Evropska komisija ocenila da je u svim regionima u prethodne dve godine postignut napredak koji opravdava postavljene ciljeve.Najveći spor u vezi sa trećim reformskim paketom je nastao u vezi sa vlasničkim razdvajanjem delatnosti prenosa od tržišnih delatnosti (proizvodnja, trgovina), čemu se čvrsto protive Nemačka, Francuska i još neke zemlje. Na drugoj strani, manje je sporova oko jačanja nadležnosti regulatora i njihove saradnje na nivou Evropske unije.

Konačno, potvrdjuje se da nema konačnog, gotovog modela reformi elektroenergetskog sektora. Energetsku scenu, svojim uticajem na troškove energetskih transformacija, dodatno čine kompleksnom i dinamičnom klimatske promene za koje se vezuje energetika kao najznačajniji uzročnik.

Tržište je svakako najsavršeniji model za povećanje efikasnosti, ali je očigledno da se u energetici njemu može prepustiti nešto manja uloga nego što je na početku reformi izgledalo da treba.

Ono najbolje što novi paket nosi sa sobom za građane Evrope je što se omogućava efektivna i odgovarajuća regulisana konkurencija. Ovo će doneti konkurentne cene, poboljšanu sigurnost snabdevanja i neophodne doprinose ispunjavanju ciljeva vezanih za očuvanje životne sredine.Štaviše, predloženi zakoni sadrže posebne mere vezane za ojačavanje položaja potrošača na tržištu.Na primer, paketom se od zemalja članica zahteva da jasno definišu svoje uloge i obaveze učesnika na tržištu kako bi se omogućilo stvaranje tržišta na malo koja bi dobro funkcionisala. Takođe, postoje i dodatni zahtevi vezani za monitoring i izveštavanje o proizvodnji i snabdevanju. Snabdevači će morati da obezbede da potrošači češće dobijaju informacije o potrošnji i troškovima.

2. GLAVNE POSTAVKE UGOVORA O ENERGETSKOJ ZAJEDNICI JUGOISTOČNE EVROPE

Evropske zajednice su 25. oktobra 2005. godine, nadograđujući Atinski proces i Atinski memorandum o razumevanju iz 2002. i 2003. godine, potpisale sa RS, RCG, Albanijom, Bugarskom, BIH, Hrvatskom, Rumunijom, Bivšom Jugoslovenskom Republikom Makedonijom, Republikom Turskom (pridružena strana) i Privremenom Misijom UN na Kosovu, Ugovor o stvaranju energetske zajednice jugoistočne Evrope.

Ugovor su potpisali u Atini, nakon više rundi pregovora tokom 2004. i 2005. godine, ministri nadležni za pitanja energetike zemalja regiona, a u ime Republike Srbije tekst Ugovora potpisao je nadležni ministar rudarstva i energetike, na osnovu odgovarajućeg ovlašćenja Vlade.

Ugovor je stupio na snagu 01. jula 2006. godine i važi deset godina.

Potpisivanjem ugovora ugovorne strane preuzele su niz obaveza i to ne samo kada je u pitanju stvaranje stabilnog, regulatornog i regionalnog tržišta električne energije i gasa, već i za implementaciju prava EU, tzv.komunitarnih propisa (acquis communautaire) iz oblasti energetike, zaštite životne sredine, konkurencije, zaštite potrošača i drugih. Takođe, ugovorom su ustanovljeni i određeni organi Energetske zajednice, njihove nadležnosti i mere koje mogu da donose, tako da ovaj ugovor pored političkog i ekonomskog ima i institucionalni karakter i značaj.

Ugovor predstavlja međunarodnopravno obavezujući akt koji treba da da dodatni impuls procesu osnivanja regionalnog tržišta energije u jugoistočnoj Evropi i njegovom uključivanju u unutrašnje tržište energije EU.

3

Kako je uslov za funkcionisanje panevropskog tržišta energije (unutrašnje tržište energije EU) jedinstveni pravni okvir na svim teritorijama na kojima se primenjuje ugovor, potpisnice koje nisu članovi EU će usaglasiti svoje propise sa regulativom EU koja se odnosi na energetiku, konkurentnost tržišta, obnovljive izvore energije i zaštitu životne sredine.

3. ULOGA AGENCIJE ZA ENERGETIKU REPUBLIKE SRBIJE U REFORMI ENERGETSKOG SEKTORA

Propisima Evropske Unije u oblasti energetike utvrđena je obaveza država članica da daju ovlašćenja određenom telu – „regulatornom telu“, da svojim odlukama utiče na tržišna ponašanja i de facto reguliše odnose na tržištu. Ova obaveza je posledica balansa između „deregulacije“ i „regulacije“ kao zahteva tržišta. Ovaj proces je nazvan regulatornom reformom.

Regulatorna reforma uvodi konkurenciju u segment privrednih delatnosti, koje su ranije bile kontrolisane od strane monopola, preduzeća u državnoj svojini, vlade ili vladinih agencija a sa ciljem da se ohrabre novi privredni subjekti da aktivno učestvuju na tržištu energije. Regulacija podrazumeva postojanje politički i ekonomski nezavisnog regulatornog tela, koje ima ovlašćenje da donosi obavezujuće akte za učesnike na tržištu električne energije i prirodnog gasa. U oblasti energetike, regulacija se sastoji od tri ključna elementa:privatizacije, strukturnog prilagođavanja i slobodnog pristupa energetskim mrežama.

Regulacija i deregulacija su u stalnoj interakciji. Da bi regulacija tržišta energetike bila što objektivnija, regulatorna tela bi politički, hijerarhijski, materijalno i u svakom smislu trebalo da budu nezavisna od uticaja države i učesnika na tržištu energije.

Agencija za energetiku Republike Srbije osniva se kao regulatorno telo za obavljanje poslova na unapređenju i usmeravanju razvoja tržišta energije.

Agencija je pravno lice, samostalna i funkcionalno nezavisna od bilo kog državnog organa, energetskih subjekata i korisnika njihovih proizvoda i usluga, kao i od svih drugih pravnih i fizičkih lica.Nezavisnost Agencije se ostvaruje time što se Agencija ne finansira iz budžeta, niti od strane energetskih subjekata već se sredstva za osnivanje i rad Agencije obezbeđuju iz prihoda ostvarenih od naknada za izdavanje licenci, dela tarife za pristup i korišćenje sistema, kao i drugih prihoda koje ostvari u obavljanju poslova iz svoje nadležnosti.Agencija može ostvarivati sredstva i iz donacija, osim iz donacija energetskih subjekata i sa tim subjektima povezanim licima.

4. STRUKTURNE I TRŽIŠNE REFORME U ELEKTROENERGETSKOM SEKTORU SRBIJE

Stupanjem na snagu Ugovora o Energetskoj zajednici Jugoistočne Evrope, evropska energetska regulativa je preneta najvećim delom u pravni sistem Srbije i znatnim delom implementirana u energetski sektor Srbije koji se brže od ostalih integriše u strukture Evropske unije. Republičke institucije (Ministarstvo rudarstva i energetike, Agencija za energetiku) su intenzivno uključene u aktivnosti Energetske zajednice. Prvi zajednički cilj je formiranje regionalnog tržišta.

U nadležnosti Vlade su: energetska politika, razvoj pravnog okvira, odobravanje planova razvoja (obezbedjuje sigurnost snabdevanja), saglasnost na tarifne sisteme i cene usluga i energije za tarifne kupce, privatizacija i inspekcijski nadzor.

U nadležnosti Agencije su: regulacija cena, licenciranje, podrška uspostavljanju i nadzoru tržišta i rešavanje žalbi.

Strukturnim reformama u elektrosektoru dobrim delom (ne u celini) izvršeno je organizaciono prilagođavanje, odnosno razdvajanje delatnosti, u cilju otvaranja tržišta, u skladu sa evropskim direktivama.

4

Razdvajanje mreža od proizvodnje, trgovine i prodaje Električna energija – ciljno stanje

Formira se regulatorni i institucionalni okvir za otvaranje tržišta. Zbog nedefinisanih rokova u Zakonu o energetici, deo podzakonske regulative, koju treba da pripreme energetska preduzeća, još nije u celini završen. Stupila su na snagu Pravila o radu prenosnog sistema i u završnoj su fazi Pravila o korišćenju distributivnog sistama i Pravilao radu tržišta.

Agencija je donela odluke kojim su svi kupci električne energije, izuzev domaćinstava, stekli uslov da budu kvalifikovani, tj. da biraju snabdevača. Ovim je tržište potencijalno otvoreno u visokom procentu, 47% za električnu energiju, ali zbog niskih domaćih cena nema interesa kupaca za izlazak na tržište.

Sistem regulacije cena u skladu sa Zakonom u celini je u primeni, izuzev za korišćenje sistema za distribuciju električne energije. Cena korišćenja elektroenergeskog prenosnog sistema je od 01. januara 2008. godine regulisana, a od 01. marta se primenjuje novi tarifni sistem za tarifne kupce električne energije. Očekuje se da će krajem drugog kvartala 2009. biti u primeni i tarifni sistem za korišćenje elektrodistributivnih sistema.

5. METODE ZA REGULACIJU CENA I KOMPARATIVNA ANALIZA EFIKASNOSTI – BENČMARKING

Na osnovu obaveza koje su definisane Zakonom o energetici, Agencija za energetiku Republike Srbije utvrđuje metodologije kojima se određuje maksimalno odobreni prihod energetskih subjekata koji obavljaju delatnosti proizvodnje, prenosa, distribucije i prodaje električne energije. Maksimalno odobreni prihod je prihod koji u toku regulatornog perioda preduzeću obezbeđuje normalno poslovanje. Visina ovog prihoda se utvrđuje na osnovu odabranog metodološkog pristupa. Metodološki pristupi se mogu svrstati u dve osnovne grupe. Metode iz prve grupe, poznate pod nazivom „metode troškovi plus“, kroz regulaciju stope prinosa, preduzeću garantuju određeni profit. Drugu grupu čine „podsticajni metodi“ koji u cenovne modele ugrađuju podsticaje ka efikasnijem poslovanju preduzeća i mogu biti metode ograničenja i metode bazirane na konkurentskom poređenju kompanija.

Trenutno, u metodologijama koje je za početni period regulacije razvila Agencija za energetiku Republike Srbije, primenjen je metod regulacije „troškovi plus“. Primenom ovog metoda energetskim subjektima se određuje maksimalna visina prihoda u regulatornom periodu, odnosno cena kojom se omogućava pokriće opravdanih troškova poslovanja i odgovarajući povraćaj na angažovana sredstva. Kako je jedan od ciljeva budućih promena u regulatornoj praksi, da dođe do povećanja efikasnosti energetskih subjekata, biće uvedene podsticajne metode, koje su se u regulatornoj praksi drugih zemalja pokazale kao efikasno sredstvo za ostvarivanje tog cilja.

Na sledećoj slici su prikazani osnovni argumenti (za i protiv) koji karakterišu oba posmatrana metoda regulacije:

Konkurencija Konkurencija Konkurencija

Prenos/ Transport

Proizvodnja

Distribucija

Trgovina na veliko

Trgovina na malo

Regulisane delatnosti

Potr

ošač

i

5

5.1. METOD TROŠKOVI PLUS

Metod „troškovi plus“ je relativno lak za razumevanje i prihvatanje od strane potrošača. Njegovom primenom se omogućava nadoknada operativnih troškova i amortizacije kao i garantovanje određenog profita regulisanom preduzeću, što rezultira malim rizikom poslovanja i shodno tome nižim stopama povraćaja na angažovana sredstva. Međutim, mana ovog metoda regulacije je u tome što nagrađuje preduzeće za ostvarene troškove, a ne rezultate i stimuliše prekomerno investiranje u kapacitete u slučaju garantovane stope povraćaja (Gold-plating, Averch-Johnson efekat). Pošto se ovaj metod regulacije bazira na istorijskim troškovima, često šalje iskrivljene cenovne signale što rezultira neadekvatnom alokacijom ograničenih resursa – radne snage i kapitala.

5.2. REGULACIJA METODAMA OGRANIČENJA

Suština metoda ograničenja je da se regulisanim energetskim subjektima ograničava prihod ili cena koje ono može da ostvari tokom regulatornog perioda, koji traje više, obično tri do pet, godina. Opšta formula za uvođenje podsticaja za eliminisanje neefikasnosti bi bila:

1)1( −∗−+= ttt PXCPIP Po ovoj formuli, odobreni prihod (ili cena) za distributivno preduzeće u godini t (Ptje jednak prihodu iz prethodne godine (Pt-1) uvećanom za planiranu inflaciju (CPI) i umanjenom za podsticajni faktor (X) koji je određen na osnovu rezultata dobijenih komparativnom analizom efikasnosti distributivnih preduzeća - benčmarking. Osnovni cilj primene ove metode je poboljšanje operativne efikasnosti preduzeća, što rezultira nižim cenama distributivnih usluga. Sa druge strane, neophodno je istovremeno voditi računa o održavanju i unapređenju kvaliteta pruženih usluga, kao i o mogućnosti preduzeća da pokrije svoje troškove i ostvari određeni profit. Na osnovu napred navedenog zaključujemo da se radi o primeni metoda „Uravnotežene regulacije“ koja ima za zadatak ispunjenje sledećih ciljeva:

Ne šalje korektne ekonomske signale

Kvalitet pruženih usluga može da opada

Visok rizik za korisnike usluga regulisanog preduzeća

Manje razumljiv i transparentan

Nema podsticaja za smanjenjem troškova

Rizik ostvarenja "slučajnog" profita

Stimuliše prekomerno investiranje Rizik ugrožavanja finansijske stabilnosti preduzeća

Razumljiv i transparentan Veća zaštita korisnika usluga regulisanog preduzeća

- -

Garantovan povraćaj nauložena sredstva

Daje podsticaje za smanjenje troškova

Mali rizik za regulisana preduzeća Simulira tržišno okruženje,ojačava menadžment preduzeća

TROŠKOVI PLUS PODSTICAJNI METODI

+ +

6

1. smanjenje cena distributivnih usluga,

2. održavanje i unapređenje kvaliteta pruženih usluga i

3. mogućnost preduzeća da ostvari određeni profit.

Primenom ovog metoda regulacije se simuliraju tržišni uslovi poslovanja za preduzeća koja su prirodni monopolisti (prenos i distribucija električne energije) što svakako ojačava menadžment preduzeća i stimuliše ih na ostvarenje ušteda u troškovima radi ostvarenja profita, uz održavanje kvaliteta pruženih usluga, što rezultira nižim cenama regulisanih usluga koje plaćaju potrošači.

Slabe strane primene ovog metoda se ogledaju u situacijama kada Agencija prilikom utvrđivanja podsticajnog faktora (X) potceni ili preceni njegovu vrednost što rezultira ostvarenjem slučajnog (windfall) profita odnosno ugrožavanjem finansijske stabilnosti preduzeća na kraju regulatornog perioda.

Vrednost podsticajnog faktora (X) se obračunava primenom komparativne analize efikasnosti.

Pored ovoga, Agencija je u obavezi da kontroliše kvalitet pruženih usluga u situacijama kada preduzeće želi da smanji troškove, a time i cenu svojih usluga na uštrb njihovog kvaliteta.

5.3. KOMPARATIVNA ANALIZA EFIKASNOSTI - BENČMARKING

Komparativna analiza efikasnosti - benčmarking, predstavlja relativnu meru ostvarenog rezultata određenog subjekta u odnosu na referentni, najbolji rezultat iz posmatranog uzorka. Benčmarkingom se određuju najefikasnija preduzeća, izračunava se granica efikasnosti (referentna vrednost) i utvrđuje se relativna neefikasnost ostalih preduzeća u odnosu na referentu vrednost – podsticajni faktor (X).

U zavisnosti od broja preduzeća koja se porede, vrste i kvaliteta ulaznih podataka, dimenzionalnosti izlaznih pokazatelja i načina na koji se dobijaju izlazni rezultati postoje dve osnovne grupe benčmarking metoda – parcijalni koji zbog svoje jednostavnosti predstavljaju indikativne metode i ukupni metodi, koji zahtevaju veći uzorak na kome se vrši analiza i veću tačnost raspoloživih podataka.

6. SAVREMENE TENDENCIJE U ORGANIZOVANJU I FUNKCIONISANJU PREDUZEĆA U OBLASTI ELEKTROENERGETIKE

Vreme brzih premena uči nas da na drugi način posmatramo organizovanje i funkcionisanje preduzeća u elektroenergetskom sektoru kao velikih i složenih sistema. Težnja ka centralizovanjoj decentralizaciji daje osnov za efikasnije funkcionisanje ovih sistema. Vrh preduzeća zadržava pravo da se bavi stateškim pitanjima i kontrolom, a autonomni delovi preuzimaju odgovornost za proizvodne rezultate. Ovaj pristup polazi od prihvatanja i tumačenja sistemsko-holističkog koncepta. Na čelu svake organizacije je čovek koga u isto vreme moramo posmatrati kao sistem, a svaki sistem ima svoje karakteristike i ograničenja. Funkcionisanje organizacije mora da uvaži ovo ograničenje koje ima čovek posmatran kao sistem.

Tokom 80-tih godina prošlog veka, decentralizacija postaje bitna karakteristika organizacione strukutre preduzeća. Ona je postala redovna pojava menadžment aktivnosti i to u raličitim formama i veličinama. Promena organizacione strukture preduzeća počela je radikalno da se menja uvođenjem koncepta profitne decentralizacije. Ona je proizašla iz potrebe podsticaja preduzetništva i preduzetničke inicijative, te potrebe brzog i flaksibilnog prilagođavanja promenama u zahtevima kupaca, tehnologije i konkurencije. Stoga, unutar korporacija, dolazi do formiranja stategijskih poslovnih jedinica, profitnih centara, investicionih i troškovnih centara i sl. Pri tome, na strategijske poslovne jedinice i profitne centre prenete su odluke i odgovornosti za ostvarene profite.

Postoji više razloga za profitnu decentralizaciju velikih preduzeća razvijenih zemalja tržišne privrede. U stručnoj i naučnoj literaturi navode se dva ključna raloga za sprovođenje ovog procesa.

7

Prvi razlog jeste da se omogući podsticanje preduzetništva i preduzetničke inicijative na nižim nivoima organizacione strukture preduzeća, i to u svim njenim segmentima u kojima za to postoje potrebni preduslovi.

Pošto se bez preduzetništva ne može obezbediti razvoj u savremenim uslovima privređivanja, to se ova inovacija u sistemu unutrašnje organizacije smatra krupnim strateškim potezom u poslovanju i značajnom komparativnom prednošću u odnosu na konkurenciju. Sva velika preduzeća nastoje da kod sebe do maksimuma rezviju interno preduzetništvo, kako bi zahvaljujući tome mogla brže i bolje da se prilagođavaju promenama i zahtevima sve složenijeg i sve turbulentnijeg okruženja. U tom cilju, sva preduzeća u odgovarajućoj meri spuštaju deo nadležnosti sa upravljačkog vrha na određene svoje delove.

Da bi afirmisalo preduzetnički duh, rukovodstvo velike korporacije mora menjati organizacioni kontekst u pravcu veće samostalnosti zaposlenih, a posebno onih projedinaca koji imaju izraženu potrebu za kreatinošću preuzimanjem odgovornosti i rizika. Unutar-korporacijskim preduzetnicima ne odgovara formalizovana struktura nadređenosti i podređenosti. Njima je potrebna samostalnost u obavljanju poslova koji su izazovni, ali preteći, u kojima oni opažaju šanse koje drugi ne mogu da vide. Otuda preduzetnici u okviru velike porporacije daju prednost organizacionoj strukturi sa brojnim lateralnim mrežama. Lateralne mreže čine grupe ljudi (timovi) koje će pomoći preduzetniku da uspešno obavi novi poslovni poduhvat. One olakšavaju koordinaciju i ublažavaju konflikte između rukovodstva korporacije koje teži ka stabilnosti hijerarhije i zapovedanju, i preduzetnika koji osporavaju hijerarhiju i žele samostalnost i nezavisnost u poslu.

Značajnu ulogu u razvoju unutar-korporacijskog preduzetništva može imati profitna decentralizacija preduzeća. Naime, profitna decentralizacija omogućava i podstiče preduzetništvo i preduzetničke inicijative na nižim nivoima organizacijske strukture preduzeća, i to u svim njenim segmentima u kojima za to postoje potrebni preduslovi. Taj krupni strateški cilj je danas dominantan kod kreiranja sistema unutrašnjeg organizovanja svih većih i velikih korporacija u svetu. Sve teže da kod sebe do maksimuma razviju preduzetničku aktivnost kako bi mogle više da se prilagođavaju zahtevima okruženja, pa se zato sve te aktivnosti, u većoj ili manjoj meri, spuštaju sa svog upravljačkog vrha na odgovarajuće delove preduzeća, organizovane u vidu raznih tipova autonomnih, ili tačnije, poluautonomnih poslovnih jedinica, kao što su stategijske jedinice, profitni centri itd.

Drugi razlog profitne decentralizacije preduzeća jeste prenošenje odgovornosti za ostvarene rezultate na one delove preduzeća koji na te rezultate mogu da utiču. Ta organizaciono-upravljačka mera ima krupan stateški značaj za preduzeće. Ona, s jedne strane, povećava broj menadžera odgovornih za ostvarene poslovne rezultate preduzeća, a s druge, menja karakter menadžera delova preduzeća – pretvara ih od proizvođača fizičkih količina – količina proizvoda i usluga, u proizvođače odnosno stvaraoce profita tih delova.

Da bi se odgovornost za ostvarene rezultate prenela na delove preduzeća i na njihove menadžere, preduzeće se mora profitno i poslovno decentralizovati. Tek kada se to obavi, odnosno kada se ovi delov identifikuju i kada im se programiraju poslovni rezultati, tada se njihovi menadžeri mogu učiniti odgovornim za ostvareni profit ili za neki drugi, za krajnji poslovni uspeh preduzeća značajan učinak.

Pored navedenih razloga, mogu se navesti i drugi razlozi za sprovođenje profitne decentralizacije kao metoda za unapređenje organizacije preduzeća i njegovog menadžmenta.

Kao treći razlog ističe se oslobađanje top mendžmenta preduzeća od niza operativnih poslova i njegovo usmeravanje na dugoročne strateške aktivnosti. Ovaj razlog je posebno značajan za naša velika preduzeća, pošto su ona enormno centralizovana i pošto je, stoga njihov upravljački vrh, uglavnom, angažovan na obavljanju tekućih, operativnoh poslova te se predviđanjem budućnosti i izradom strategijskih planova nedovoljno bavi, što je u ovako promenljivom i turbulentnom okruženju veoma opasna praksa.

Četvrti razlog profitne decentralizacije jeste stvaranje neophodnih organizaciono-upravljačkih uslova za posebno planiranje, praćenje i iskazivanje rezultata rada onih delova preduzeća koji imaju merljiv input i autput i koji utiču na efikasnost i konkurentnost preduzeća u celini. Stvaranje ovih uslova je ne samo ekonomska potreba velikih preduzeća, već i njihova zakonska obaveza.

8

Peti razlog i preimućstvo profitne decentralizacije, kada su u pitanju preduzeća u energetskom sektoru, jeste uspostavljanje takvog sistema unutrašnje organizacije i obračuna rezultata koji omogućava permanantno i objektivno praćenje i ocenjivanje uspešnosti rada menadžera različitih nivoa u preduzeću, pa time i njihovo pretvaranje u profesionalne menadžere, u stručnjake koji u ime i za račun vlasnika preduzeća vode njegovo poslovanje i poslovanje njegovih »autonomnih« delova na profesionalnoj osnovi i sa profesionalnom odgovornnošću u radu.

Šesti razlog ovog značajnog organizcaiono-upravljačkog poduhvata jeste stvaranje neophodne poslovno-informacione podloge za uspostavljanje modernog, visoko stimulativnog sistema plaćanja i nagrađivanja svih menadžera u preduzeću sa profesionalnim statusom i profesionalnom odgovornošću.

I najzad, kao sedmi razlog profitne decentralizacije preduzeća može se navesti mogućnost kreiranja takvog sistema unutrašnje organizacije, obračuna, praćenja i raspodele rezultata rada koji podstiče konkurenciju i međusobno takmičenje menadžera profitnih centara i drugih sličnih profitno usmerenih poslovno organizacionih sredina.

Izloženi koncept profitne decentralizacije je u potpunosti konzistentan, celovit i savremen, može se primeniti i uspešno razvijati i modelovati na primeru kompanija u elektroenergetskom sektoru Srbije.

7. MENADŽER I PROMENE OKRUŽENJA

Bitno je istaći da je pravo mesto nastanka svih promena – ljudski mozak, zapravo mišljenje, odnosno spsosobnost stvaranja sopstvenih ili prihvatanja tuđih ideja.

Polazeći od ove činjenice jasno je da se značajno relativizira ranija podela na tzv. endogene i egzogene promene, budući da veliki broj endogenih promena nastaje kao odgovor ili reakcija na već izvršene ili očekivane promene iz okruženja, dakle iz nekih tuđih glava. U nastojanju da se tekućim promenama ide u susret nekim budućim, preduzeća samo potvrđuju da su u sve tešnjoj interakciji, da ih promene faktički povezuju čak i kada se nalaze u najljućem tržišnom rivalitetu, da postaju sve integralniji delovi svog bližeg i daljeg okruženja koje, u krajnjem uvek podrazumeva celinu i sveukupnost Univerzuma. U tom smislu posebnost i autonomija preduzeća postaju manje važni od njihove sposobnosti upravljanja sopstvenim opstankom koji suštinski zavisi od toga kako će ono biti sposobno da upravlja sadašnjim i budućim promenama. Zato je promena postala kultna reč savremenog menadžera i pojam čija je osnovno značenje u stvari biti, postojati. »Sve se menja, samo su promene stalne«, jeste metafora koja najbolje opisuje savremenost.

Ko ne želi, ne zna ili ne može da se menja, učiniće to neko drugi umesto njega ali, razume se, na način koji će njemu najviše odgovarati. Zbog toga, savremeni menadžeri moraju biti sposobni da prepoznaju i razumeju osnovne megatrendove savremenog razvoja, dakle promena, i da, kada god je moguće, generišu i mobilišu potencijale za buduće promene. U stvari oni moraju ići u susret dolazećim promenama, prizivati ih i tražiti u sebi i oko sebe, lomeći sve prepreke i savlađujući uvek prisutne otpore promenama, a najpre one u sebi koje najčešće proističu iz nedostatka vizije, neodoljive lakoće rutinerstva i inercije. Menadžerska sposobnost (znanje, veština i iskustvo) zbog toga će se sve više meriti ne samo liderskim kapacitetom da efektivno obavljaju stvari na pravi način, nego da prepoznaju starateške ciljeve u moru sve burnijih, dubljih, bržih i dalekosežnijih promena.

Budući da je, principijelno broj mogućih promena neograničen – upravo zato što je neograničen kapacitet potencijalnih izvora promena (ideje umnih ljudi; hrabrost da se otpočnu neke promene; stohastičnost promena prirode i rastući eko-rizici; porast obima i raznovrstnosti ljudskih potreba) – vizionarske sposobnosti i preduzetnički pristup upavljanju promenama postaju definitivno najvažnija obeležja kvaliteta savremenih menadžera.

Dinamičan rast i razvoj velikog broja uspešnih preduzeća iz raznih oblasti poslovanja i uopšte ritam svekolikih promena u njima mora se prvenstveno dovesti u vezu sa kreativnim doprinosom inovatora i preduzetničkih lidera koji uspevaju da sačuvaju makar minimalnu »faznu prednost« u odnosu na najbližu konkurenciju. Živeti sa promenama i u promenama nije samo nametnuta obaveza, već kod liderskih usmerenih menadžera to postaje njihov kredo i zavetna obaveza i zaloga opstanka.

9

8. AFIRMACIJA ULOGE MENADŽERA U REFORMI ELEKTROENERGETSKOG SEKTORA U SRBIJI

Razvoj organizacione strukture neophodno je da prati i razvoj sistema menadžmenta. S toga se razvoj sistema menadžmenta treba posmatrati kao jedan od vitalnih zadataka u razvoju preduezća. Poznato je da viši nivo u funkcionisanju organizacione strukture može da obezbedi jedino kvalitetniji menadžerski kadar. Proces razvoja menadžmenta izlazi u susret ovom zahtevu i rastućoj potrebi organizacije za novim menadžerskim talentom i novom generacijom menadžera.

Razvoj menadžmenta preduzeća u energetskom sektoru predstavlja proces kvalitetnog napredovanja menadžera u smislu formiranja ovih veština, znanja stavova i iskustva menadžera i stvaranja menadžerske sposobnosti za prepoznavanje sopstvene uloge u procesu ostvarivanja misije i cilja preduzeća.

Osnovni problem koji prati razvoj sistema menadžera javlja se u procesu tranzicije menadžera, sa jednog organizcaionog nivoa, na viši organizacioni nivo. Teškoće ovog prelaska saržane su u činjenici da svaki viši organizacini nivo zahteva nove menadžerske kvalitete neophodne za obavljanje sve složenijih menadžerskih uloga. Preduzeće u energetskom sektoru kao složen poslovno proizvodni sistem zahteva poklanjanje razvoju sistema menadžmenta sve veću pažnju, jer sa višim nivoom funkcije u menadžerskom timu, jača funkcije odnosa sa okruženjem.

Osnovna predpostavka uspešnog razvoja menadžmenta jeste promena ličnog koncepta menadžera o sopstvenim ulogama. Uloga predstavlja, set očekivanog ponašanja. To znači da od pojedinaca kojima je poverena neka uloga očekujemo da se ponašaju na odgovarajući način. Da bi menadžer bio efikasan u obavljanju svoje uloge, on mora da na pravi način odgovori zahtevima, koje mu konkretna uloga postavlja. Ti zahtevi se uglavnom odnose na stepen odgovornosti, potrebna znanja i veštine, pa čak i na neke psihološke momente.

Uloga koju čovek obavlja postaje vremenom sastavni deo njegove ličnosti. Zavisno od toga na koji način pojedinac doživljava specifične zahteve koje mu uloga nameće, zavisiće i njegove performanse u ostvarivanju te uloge.

Za uspešni razvoj menadžmenta neophodno je posedovanje odgovarajućih veština i znanja koja se u ukupnom obimu menjaju u zavisnosti od nivoa menadžerske funkcije. Sposobnost menadžera odlikuje se posedovanjem tehničkih, humanih i konceptualnih veština. Tehničke veštine označavaju spremnost menadžera za obavljanje specifičnih zadataka. Humane veštine predstavljaju sposobnost menadžera da rade uz pomoć drugih ljudi. Konceptualna veština je ona u principu kritična varijabila gde menadžer pokazuje sposobnost da se prilagođava uspešno internom i eksternom okruženju prilagođavajući svoje stavove čime sebe promoviše za sam vrh menadžerske hijerarhije.

Da bi menadžer pledirao na vrhu menadžerske hijerarhije on mora da doživi psihološku tranziciju iz direktne kontrole funkionisanja organizacije u situaciji u kojoj on preko kontrole menadžera na nižem hijerarhiskom nivou kontroliše rad i funkionisanje organizacije.

Drugi psihološki aspekt za razvoj menadžmenta tiče se osnove koju menažer koristi za ocenu sopstvenog rada. Menadžer koji teži najvišoj menadžerskoj poziciji mora da razvija sposobnost da svoj rad procenjuje ne na osnovu sopstvenih performansi, već na osnovu performansi ljudi kojima rukovodi. Ovakva promena talona, zahteva od menadžera ne samo efikasnije upavljanje radom drugih ljudi, već im u isto vreme predstavlja podsticaj da za svoje saradnike biraju sposobne i jake kadrove, bez bojazni da će im oni postati konkurenti.

Na taj način gradi se pristup u kome preduzeće, kao izuzetno složen proizvodni poslovni sistem, vodi jak menadžerski tim. U sadašnjim složenim uslovima uspešno se može ostvariti cilj jedino, ako iza tog cilja postoji dobro organizovan i jak tim, koji ima motiv i želju da svoju pojedinačnu i kolektivnu afirmaciju ostvari kroz ostvarivanje zajednički utvrđenog i afirmisanog cilja.

U poslednje vreme u privrednom i političkom životu Srbije jača uverenje o neophodnosti profesionalizacije menadžmenta u javnom sektoru a pre svih o neophodnosti angažovanja iskusnih i rezultatima potvrđenih menadžera u energetskom sektoru Srbije. Izazovi koji stoje pred

10

elektroenergetskim sektorom u narednom periodu vezani su za nove cikluse investicija, nastavak restrukturiranja sektora, uvođenje nove tehnologije i opreme, podizanje ekonomske efikasnosti i efektivnosti i podizanje nivoa korporativnog upravljanja i odgovornosti.

»Promene su korenite i dugotrajne. Sve više će posao generalnog direktora ličiti na najsloženiji posao za koji znam, a to je upravljanje operom. To su vaše zvezde i vi ne možete da im izdajete naređenja. Svaka grupa je posve različita. Dirigent opere ima partituru i svi drugi imaju tu istu partituru. U preduzeću morate da se postarate da se sve različite grupe približavaju da bi proizvele željeni rezultat. To je ključ razumevanja onoga što je pred nama. Ne radi se o tome ko je više ili manje važan, nego ko je za šta važan. Ne radi se o uzdržavanju od izdavanja naređenja, već treba znati kada naređenje treba dati, a kada se prema nekom treba odnositi kao prema partneru. (P. Draker).

9. ZAKLJUČAK

Donošenjem Zakona o energetici avgusta 2004. godine i osnivanjem i započinjanjem sa radom Agencije za energetiku Repbulike Srbije januara 2006. godine stvoreni su osnovni preduslovi za razvoj tržišta energije u Srbiji.

Do tada tradicionalno vertikalno integrisana preduzeća razdvajaju svoje delatnosti u oblasti električne energije, nafte i gasa.

Od 01. juna 2005. godine, Elektromreža Srbije funkcioniše kao nezavisno javno preduzeće zaduženo da brine o prenosu električne energije, upravljanju elektroenergetskim sistemom i razvoju i unapređenju tržišta električne energije u Srbiji. Iskustva stečena u proteklih četiri godine u radu EPS-a i EMS-a nameću neophodnost uvođenja novih organizacionih rešenja koja bi unapredila njihovo funkcionisanje.

Nastojanja su da proizvodnja, trgovina na veliko i trgovina na malo budu okrenuti ka tržištu i konkurenciji a prenos i distribucija ostanu regulisana delatnost. Donošenjem potrebnih Metodologija i tarifnih sistema koji iz njih proizilaze stvoreni su uslovi da se sa ovim razdvanjima otpočne.

Stvaranje novog ambijenta treba posmatrati kao šansu, a ne kao pretnju za menadžersku strukturu preduzeća u energetskom sektoru koju bi oni trebali da iskoriste u cilju jačanja ekonomske efikasnosti njihovih preduzeća i u iznalaženju prave strategije rasta i razvoja koji obezbeđuje sigurnost snabdevanja privrede i građana Srbije energentima.

10. LITERATURA

[1] Ljubo Maćić, Uticaj promena na energetskim tržištima na energetiku Srbije, Ekonomski fakultet (simpozijum), Beograd, 2008.

[2] Aca Marković, Ivan Janković, Organizacioni dizajn preduzeća za distribuciju električne energije u EPS-u saglasno direktivi Evropske Unije, Međunarodno regionalno savetovanje o elektrodistributivnim mrežama, Herceg Novi, 2004.

[3] Aca Marković, Holistički koncept menadžmenta javnog preduzeća, EPS, Beograd, 2000.

[4] Aca Marković, Vojislav Vučenović, Izvorišta majstorstva menadžera, EPS, 2002.

[5] Peter F. Drucker, Managing in the Next Society, Copyright, Truman Talley Books, 2002.

[6] Okrugli sto EMG: Perspektiva javnih i državnih preduzeća u Srbiji, Ekonomist-magazin, broj 459, mart 2009.

[7] Nebojša Despotović, Dijana Unković, Aca Vučković, Jasmina Trhulj, Komparativna analiza efikasnosti distributivnih preduzeća, CIRED 2008.

Р Ц5 - 06

РАЗВОЈ ТРЖИШТА ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА НА ГРАНИЦАМА РЕГУЛАЦИОНЕ ОБЛАСТИ РЕПУБЛИКЕ СРБИЈЕ

Дејан Стојчевски*, Марко Јанковић, Милица Бркић

ЈП Електромрежа Србије Београд, Србија

Кратак садржај: У раду је дат кратак преглед развоја тржишта прекограничних преносних капацитета у регулационој области Србије, тренутна правила која регулишу овај вид тржишта, као и даље смернице у развоју овог тржишта. Такође, приказан је и објашњен информациони систем ЕМС-а (''DAMAS'' систем) за доделу прекограничних преносних капацитета, базиран на методи експлицитних аукција. Представљен је детаљан опис система, тренутна конфигурација система, као и његове могућности.

Кључне речи: Тржиште електричне енергије - Тржиште капацитета - Алокациона процедура - Експлицитна аукција - Загушење - Прекогранични преносни капацитет -Трансфер капацитета - DAMAS систем.

1. УВОД Усвајањем Закона о енергетици (јул 2004), који је у одређеним питањима усклађен са регулативом и директивама Европске Уније у области енергетике (реструктуирање електроенергетског сектора), постављен је правни оквир за успостављање и функционисање тржишта електричне енергије заснованог на транспарентним, недискриминаторним и тржишним принципима.

Један од кључних корака ка отпочињању процеса успостављања националног тржишта електричне енергије, био је формирање ЈП Електромрежа Србије (ЕМС) 1. јула 2005, као енергетског субјекта одговорног за пренос електричне енергије, управљање преносним системом и организовање тржишта електричне енергије. Србија је потписивањем Атинских меморандума о разумевању (2002. и 2003), а потом и Уговора о оснивању Енергетске заједнице југоисточне Европе (2005.године), преузела на себе обавезу да интегрише своје тржиште прво у регионално, а потом и у јединствено унутрашње европско тржиште електричне енргије. Формирањем тзв. “осмог” региона, Србија се обавезала да ће у потпуности испуњавати услове из Регулативе 1228/2003 о условима приступа при прекограничној размени електричне енергије, са припадајућим анексима који садрже смернице по питању управљања загушењима и расподеле расположивих прекограничних преносних капацитета.

Географски положај наше државе утиче на велико интересовање трговаца електричном енергијом за транзит електричне енергије преко преносног система ЕМС-а. Регулациона област

* Д.Стојчевски, ЈП Електромрежа Србије, Војвода Степе 412, Београд, [email protected]

1

Републике Србије граничи се са 8 система (земаља) што је уз Немачку највећи број у Европи. Румунија, Бугарска и БиХ, као земље са суфицитом електричне енергије, представљају велике извознике. Са друге стране, земље јужног Балкана су велики увозници електричне енергије током целе године (Македонија, Албанија, Црна Гора и Грчка). Уз то могућност пласмана електричне енергије на развијена тржишта у осталом делу Европе (Италија, Аустрија, Словенија, ...) условљава такође транзит електричне енергије преко нашег система.

Успостављање одговарајућег законског оквира, развоја одговарајуће информатичко-комуникационе инфраструктуре уз примену већ усвојених европских стандарда и географски положај наше државе, условило је да се у Србији тржиште прекограничних преносних капацитета (тржиште капацитета) најбрже развије на потпуно тржишним принципима. Транспарентни, недискриминаторни и тржишни принципи привукли су велики број трговаца електричном енергијом да учествују у додели прекограничних преносних капацитета на границама регулационе области Србије.

2. РАЗВОЈ ТРЖИШТА ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА У СРБИЈИ ЈП ЕМС је од оснивања па до данас, на свим границама и по свим смеровима вршио расподелу половине од укупног расположивог прекограничног преносног капацитета, док је за другу половину био задужен оператор суседног преносног система.

Прорачун и хармонизација расположивог преносног капацитета, као и његова расподела, почела је почетком 2004. године на границама са Румунијом и Бугарском. Након интерконекције Друге синхроне зоне на мрежу UCTE-а, октобра 2004. године, прорачун, хармонизација и расподела капацитета је проширена на границе са Хрватском и Мађарском, да би од јануара 2005. године била примењена на свим границама Србије.

Унутар регулационе области Србије, у почетку, право на коришћење прекограничног преносног капацитета (прекогранични капацитет) на интерконективним далеководима, имале су компаније које су са ЈП ЕПС имале развијену сарадњу пре либерализације тржишта електричне енергије. То су биле вертикално интегрисане компаније, као и први трговци који су се појавили на овим просторима. Додела капацитета је била на месечном нивоу и одвијала се по нетржишној методи ''first come-first serve''. У овом периоду, учесницима на тржишту је вршена наплата накнаде која је покривала губитке у систему и остале трошкове настале услед транзита електричне енергије кроз Србију, по цени транзитног пута која је унапред била одређена и фиксна. Као друга могућност коришћена је наплата у електричној енергији по методи транзитног пута, односно 1.5% енергије на 100 km транзитног пута.

Успостављање ЈП ЕМС (јул 2005), појава нових и повећање броја трговаца електричном енергијом, као и жеља ЈП ЕМС за већом транспарентношћу и недискриминаторним третирањем учесника на тржишту, утицала је да се формализује процедура за доделу расположивих прекограничних капацитета. ЈП ЕМС у септембру 2005. године доноси прва Правила којима је јасно дефинисана процедура, као и улоге и обавезе учесника на тржишту прекограничних капацитета. У процесу алокације, расположив капацитет додељиван је по нетржишној ''pro-ratа'' методи (сви додбијају капацитет пропорционално поднетом захтеву). Капацитет је додељиван на месечном нивоу, а пре доделе ЈП ЕМС је јавно објављивао цену за резервацију капацитета у случају појаве загушења. Ова цена је била фиксна и није зависила од понуде и потражње.

Због све већег интересовања трговаца за транзитом електричне енергије, али истовремено и због нерегулисаног статуса нових трговаца електричне енергије у то време и непоседовања одговарајуће информатичко-комуникационе инфраструктуре, ЈП ЕМС је био приморан да у овој почетној фази ограничи учешће у алокационој процедури на оне трговце којима је у ранијем периоду, пре либерализације тржишта електричне енергије, било дозвољено да транзитирају електричну енергију кроз нашу земљу.

У јуну 2006. године Агенција за енергетику Републике Србије издаје прву лиценцу за трговину електричном енергијом. То је био кључни корак у регулисању статуса потенцијалних учесника

2

на тржишту капацитета. Након прелазног тромесечног периода у коме је омогућено потенцијалним учесницима да добију лиценцу, ЈП ЕМС је привременим Правилима, од новембра 2006. године дозволио приступ тржишту капацитета само учесницима који су од Агенције за енергетику добили лиценцу за трговину електричном енергијом.

Дотадашњи начини расподеле прекограничних капацитета по принципима ''first come-first serve'' и ''pro-ratа'', нису представљали тржишне методе, али су свакако утицале на развој тржишта прекограничних преносних капацитета у Србији. ЈП ЕМС од јануара 2007. године доноси одлуку да постепено почне са увођењем експлицитних аукција на појединим границама са циљем испуњења обавеза из Регулативе ЕУ бр. 1228/2003. Експлицитне аукције представљају тржишну методу јавног надметања за доделу расположивог прекограничног капацитета за унапред дефинисани временски период. Цена за расположив капацитет у експлицитним аукцијама се формира слободно, од стране самих учесника и њихове процене тржишне вредности капацитета који је предмет аукције.

Потпуни прелазак на експлицитне аукције на свим границама и смеровима регулационе области Републике Србије је уследио у мају 2007. године. Аукције су организоване за део капацитета који припада ЈП ЕМС, односно за половину од укупног расположивог прекограничног преносног капацитета (50:50). Трговци су своје захтеве достављали путем факса, а целокупну алокациону процедуру и начин спровођења, ЈП ЕМС је дефинисано новом верзијом Привремених правила из 2007. године. Наплата за резервацију капацитета се вршила само у случају када је на одређеној граници, односно смеру, постојало загушење, односно уколико је сума вредности капацитета из свих аукцијских понуда на једној граници, за дати смер и за дати период била већа од вредности расположивог преносног капацитета (АTC). Начин наплате, у случају загушења, је био према методи понуђене цене (''pay as bid'').

Увођење експлицитних аукција прекограничних преносних капацитета је представљао први практични корак ка отварању тржишта електричне енергије у Србији.

На иницијативу ЈП ЕМС, Европска агенција за реконструкцију је у 2007. години одобрила донацију за увођење новог информационог система за доделу прекограничних капацитета. Паралелно са већ постојећим поступком за спровођење алокационе процедуре, врши се имплементација и тестирање новог система, а све у циљу још веће транспарентности и ефикаснијег поступка доделе расположивог капацитета.

У 2008. години ЈП ЕМС је наставио са спровођењем експлицитних аукција на свим границама и смеровима. У циљу развијања тржишта уводи се могућност преноса права на прекогранични капацитет између корисника капацитета на месечном нивоу. Учесник у месечној аукцији који је остварио право на капацитет, добио је могућност да то право пренесе на другог учесника на тржишту (трансфер капацитета). Овим је трасиран пут ка отварању секундарног тржишта капацитета.

ЈП ЕМС, 05.03.2008., објављује нову верзију Привремених правила, којима уводи информациони систем (''DAMAS'' систем) као једини начин за доделу права на расположиви прекогранични капацитет. Потпуна оперативна употреба система наступа од месечних аукција за април 2008. године.

Увођење новог система омогућило је даљи развој правила за доделу капацитета, увођење годишњих аукција за 2009. годину и недељних аукција од фебруара 2009.године. Уз то, отворила се могућност покретања дијалога на равноправним основама са суседним операторима система о успостављању заједничких аукција на границама регулационе области Србије у складу са Регулативом ЕУ бр. 1228/2003.

3. УСЛОВИ ЗА УЧЕШЋЕ У АУКЦИЈАМА Доношењем Правила за 2009. годину поступак регистровања нових учесника је поједностављен и сведен у неколико корака.

Основни предуслов да би неко учествовао на аукцијама за доделу прекограничних капацитета је да поседује важећу лиценцу за обављање енергетске делатности трговине електричном

3

енергијом на тржишту електричне енергије у Републици Србији или лиценцу за обављање делатности трговине електричном енергијом ради снабдевања тарифних купаца у Републици Србији, издатих од стране Агенције за енергетику Републике Србије.

Следећи корак у регистрацији учесника у аукцијама, је да учесник ЈП ЕМС пошаље попуњену „Пријаву за учешће на тржишту електричне енергије“ која се налази на ЈП ЕМС веб сајту. Потом, учесник са ЈП ЕМС потписује ``Уговор о праву на коришћење прекограничног преносног капацитета на границама регулационе области Републике Србије и балансирању плана рада``. Након потписивања Уговора, учесник добија сопствени налог и лозинку за приступ информационом систему ЈП ЕМС за доделу прекограничних капацитета (''DAMAS'' систем).

4. ИНФОРМАЦИОНИ СИСТЕМ ЈП ЕМС ЗА ДОДЕЛУ ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА (''DAMAS'' СИСТЕМ) DAMAS систем служи за организацију аукција на прекограничним капацитетима. Заснован је на интернет веб приступу. Доступан је у сваком тренутку и са било ког места на свету. Потребно је поседовати једино интернет везу, корисничко име и лозинку. Једноставан је за употребу и интуитиван је, а првобитно је развијен за потребе чешког оператора преносног система. Систем подржава све стандарде из ове области (ECAN 2.0, ESS 2.3, EIC) и прилагођен је потребама ЈП ЕМС. Програм омогућава пуну транспарентност свих пословних информација, а сви подаци и догађаји се бележе, снимају и чувају у Оракловој бази података и у сваком тренутку су доступни. Начин размене података између корисника и система врши се коришћењем веб форми за унос података и прегледа резултата и информација, а систем подржава и комуникацију путем учитавања и преузимања унапред стандардизованих датотека.

Сам информациони систем подржава четири типа корисника: администратора аукција, аукционог учесника, оператора преносног система и госта. Додељеном улогом, сваки тип корисника има приступ различитим модулима у DAMAS систему и приступ различитим информацијама. Ово омогућава истовремени приступ и коришћење система неограниченом броју корисника. Корисничко име и лозинка, који су јединствени за сваког учесника, спречавају приступ подацима од стране других, неовлашћених лица. Систем подржава српски и енглески језик. ЈП ЕМС као администратор аукција, може да укине приступ систему или појединим деловима система корисницима који се не придржавају правила за доделу капацитета.

У перспективи, као додатни начин обезбеђења приступа веб серверима ЈП ЕМС и подизање нивоа заштите корисника система, предвиђено је да се током 2009.године уведу електронски кључеви (токени). Овим ће се обезбедити аутентификација страна у комуникацији, интегритет података, укида се могућност накнадног порицања трансакција и обезбеђује заштита тајности података.

DAMAS систем подржава следеће активности:

- Спровођење дугорочних и дневних аукција

- Трансфер капацитета између аукционих учесника

- Ограничење права на коришћење капацитета (capacity curtailment)

- Спровођење унутардневних аукција

- Администрацију додељених капацитета (capacity rights)

- Обрачун накнаде за додељени капацитет

а. Дугорочне аукције Цео процес доделе прекограничних капацитета почиње са спровођењем дугорочних аукција. Администратор аукција је у могућности да динамички креира дугорочну аукцију са захтеваним параметрима и да управља целим процесом аукције.

4

Спровођење аукција започиње дефинисањем типа дугорочних аукција (годишње, месечне или недељне), као и периода на који се односи аукција (период мора бити унутар једне године, месеца, недеље). Потом се дефинишу граница и смер на којој се врши аукција, алгоритам за прорачун резултата аукција (опције су наплата по маргиналној цени - marginal price или по понуђеној цени - pay as bid), максималан број понуда по аукционом учеснику, минимална и максимална вредност понуде (MW), трошкови учешћа у аукцијама (EUR), временски план извршења аукција, као и продукт који се нуди (банд -base, вршни - peak, ван врха -off-peak). Администратор је у могућности да креира продукт по својој жељи (нпр. Радни дани од 08:00-12:00h). Када је аукција дефинисана, уноси се вредност ATC-а за цео дефинисани период. Систем подржава опцију резервације потпериода који уноси администратор. Потпериод је дефинисани део периода у коме је ATC мањи од основног ATC-а. У том периоду, у случају загушења, систем ће пропорционално смањити додељени капацитет свим учесницима који су добили капацитет. Тренутна пракса у ЈП ЕМС је да се уместо потпериода, креира независна (посебна) аукција за сваки период или део периода.

Када је аукција дефинисана, аукција са одговарајућом ATC врдношћу се објављује и отвара се рампа за подношење понуда од стране аукционих учесника. У задатом периоду, аукциони учесници уносе понуде у систем поштујући унапред дефинисану структуру: избор аукције на основу идентификатора аукције, унос количине у MW и цене понуде у EUR/MWh. Понуде се уносе директно преко веб форме у систем или учитавањем унапред припремљене ECAN XML датотеке. Након затварања рампе за подношење понуда, долази до прорачуна резултата аукције и објављивања резултата корисницима система. Потом се добијени капацитет унутар дефинисаног аукцијског периода претвара у сатне вредности, задржавајући информацију о идентификацији аукције и меморише се у бази података. Сатне вредности капацитета са припадајућом ценом се користе за послове обрачуна и представљају улазне податке за фактурисање.

Сл.1. Процес спровођења дугорочне аукције

б. Трансфер капацитета У 2008 године, увођењем информационог система DAMAS, и доношењем нове верзије Правила, учесницима на тржишту који су остварили право на капацитет омогућено је да то право пренесу на неког другог учесника. Увођењем трансфера капацитета, ЈП ЕМС је трасиро пут ка отварању и развоју секундарног тржишта капацитета. Важећим Правилима, дозвољено је да се трансфер капацитета обавља на дневном нивоу, а захтев је потребно поднети најакасније 5 дана пре почетка коришћења додељеног капацитета. Основни услов за трансфер капацитета је да се ЈП ЕМС достави заједнички захтев за трансфер, потписан и печатиран од компаније која трансферише и компаније на коју се трансферише капацитет. Рок од 5 дана је усвојен због координације са операторима суседних преносних система и њиховим тржишним правилима.

DAMAS систем подржава трансфере капацитета који су додељени у дугорочним аукцијама спроведеним од стране ЈП ЕМС. Након објаве резултата дугорочних аукција, аукциони учесник има могућност да на секундарном тржишту прода капацитет и своје право на коришћење капацитета пренесе на другог учесника који је регистрован у систему. Систем омогућава да учесник унесе у систем комплетан дијаграм трансфера, након чега учесник на кога се

5

трансферише капацитет мора у дефинисаном року да потврди пренети капацитет, чиме се трансакција прихвата од стране система. У супротном, ако се трансфер не потврди од учесника на кога се трансферише, трансакција неће бити прихваћена.

Трансфер капацитет се извршава појединачно за сваку дугорочно спроведену аукцију, и није лимитиран на цео период аукције, већ може да се трансферише у било ком периоду унутар те аукције. Систем омогућава кориснику да трансферише било који сатни дијаграм, независно за сваки дан и сат.

Након затварања рампе за трансфер капацитета, трансферисани капацитети ће бити достављен модулу за дугорочне аукције у циљу прорачуна коначне верзије права на капацитет. Коначна верзија права на капацитет доставља се информације систему за пријаву дневних планова рада. Време затварања рампе за трансфер капацитета администратор сам одређује у зависности од Правила, а тренутно је подешен у складу са европском праксом до дана Д-2.

Сл. 2. Процес трансфера капацитета

в. Ограничење права на коришћење капацитета (capacity curtailment) У појединим ситуацијама, када је угрожена сигурност електроенергетског система, ЈП ЕМС као оператор преносног система има право да ограничи право на коришћење већ додељеног капацитета на дугорочним аукцијама, новом проценом NTC-а. Капацитети се ограничавају независно за сваку спроведену аукцију и сваки тржишни дан. Опште прихваћена пракса је да се са ограничењем почиње од последње спроведене аукције (респективно недељне, месечне, годишње). У случају ограничења, примењује се метода пропорционалног ограничења на све аукционе учеснике који су добили капацитет. Администратор аукција то спроводи или убацивањем нове вредности ATC-а за сваки сат или убацивањем процента којим ће бити редукован укупно додељени капацитет у захтеваном периоду. Када су вредности убачене и потврђене, систем прорачунава за сваког учесника вредност капацитета који му је ограничен и вредност капацитета који му је преостао након ограничења. Сваки учесник аутоматски добија информацију о ограничењу права на коришћење капацитета.

г. Дневне аукције По завршетку горе описаних догађаја, процес се наставља спровеђењем дневних аукција. Као и код дугорочних аукција, дневне аукције се могу организовати по свакој граници и сваком смеру. За разлику од дугорочних аукција, овде се сваки сат посматра као независна аукција унутар дневне аукције. За задати тржишни дан дневне аукције не могу да буду креиране динамички, већ морају да се отворе унапред, стартовањем процеса који је дефинисан у конфигурацији система. Процес се стартује сваке недеље и креира дневне аукције за наредну недељу. Након тога, дневни процеси се извршавају аутоматски у складу са подешеним временима.

Процес за спровођење дневних аукција је сличан дугорочним аукцијама. За разлику од дугорочних аукција, администратор убацује вредност NTC-а, а систем сам прорачунава вредност ATC-а на основу података добијених из модула за дугорочне аукције.

6

Администратор на крају потврђује или мења понуђену вредност и отвара рампу за подношење понуда.

Сл. 3. Процес спровођења дневне аукције

Након објављивања резултата дневних аукција, информација о додењеном капацитету је доступна аукционим учесницима и релевантним операторима преносних система. Резултати дневних аукција су спремни за обрачун и издавање фактура за учеснике у аукцијама, а дневни додељени капацитет се користи за креирање укупног права на капацитет који се доставља систему за пријаву дневних планова рада.

Тренутна пракса у ЈП ЕМС је да се још увек не спроводе дневне аукције.

д. Унутардневне аукције DAMAS систем омогућава и спровођење унутардневних аукција након завршетка процеса пријаве дневних планова рада у дану Д-1. Након завршетка процеса пријаве, зна се тачна вредност ATC-а за тржишни дан. Диспечер одлучује, у зависности од стања у систему, да ли ставља сав расположиви капацитет на аукцију. Процес експлицитних аукција се спроводи у вишеструким аукцијама подељених у једнаке периоде (на пример 4 периода по шест сати). Број периода се дефинише у конфигурацији система. Аукциони учесници подноси понуде за сваки период и сат унутар тог периода. Након прорачуна резултата, систем аутоматски шаље додељено право на капацитет добијен у унутар-дневним аукцијама систему за пријаву дневних планова рада. Резултати аукција су одмах доступни аукционим учесницима, као и операторима суседних система на које се аукција односи.

ђ. Администрација додељених капацитета (capacity rights) DAMAS систем подржава пуну администрацију сатних вредности права на коришћење капацитета додељених у дугорочним, дневним и унутардневним аукцијама организованих од стране ЕМС-а, као и дугорочним и дневним аукцијама организованих од стране суседног оператора система. У сврху хармонизовња права на капацитет са суседним оператором преносног система, а у сврху подршке UCTE процесу пријаве и потврде прекограничних трансакција, за сваку границу су имплементирани принципи 1:1 или ексклузивни партнер (А:Б). Парови се ручно уносе у регистар система и неопходно је да су синхронизовани са системом за пријаву дневних планова рада. Укупно право на капацитет се у дану Д-1 доставља систему за пријаву дневних планова рада по сваком аукционом учеснику, а садржи:

- Додељени капацитет (на дугорочним и дневним аукцијама) од аукционог учесника регистрованог код нас или његовог прекограничног партнера

- Добијени или пренети капацитет приликом трансфера капацитета

- Изгубљени капацитет у случају ограничења права на коришћење капацитета.

Право на капацитет остварен након унутардневних аукција се шаље сумарно, након сваке извршене аукције и односи се само на капацитет добијен кроз унутардневне аукције.

7

Модул дневних аукција

Објава резултата дневних аукција Формирање права

на капацитет(дневне аукције)

Право на капацитет(дневна аукција)

Суседни ТСО

Право на капацитет

Дугорочне(д-2)

Дневне(д-1)

Право на капацитет(дугорочна аукција)

Scheduling system ESS

Формирање укупног права на капацитет

Сл. 4. Процес формирања укупног права на капацитет након извршених дневних аукција и везе

са системом за пријаву дневних планова рада (ESS)

е. Обрачун накнаде за додељени капацитет (settlement) DAMAS систем омогућава обрачун накнаде за додељени капацитет на дугорочним, дневним и унутардневним аукцијама организованих од стране ЕМС-а. Процес обрачуна накнаде је могуће извршити на месечном нивоу, по типу аукције (годишња, месечна, недељна, дневна, унутардневна). Након завршетка свих аукција за одговарајући месец, администратор генерише улазне податке за фактуру за сваки тип аукције. Улазни подаци за фактурисање се генеришу у Excel формату и потом се испоручују систему за фактурисање

5. ОПШТИ ПОДАЦИ О СПРОВЕДЕНИМ МЕСЕЧНИМ АУКЦИЈАМА У 2008. ЈП ЕМС је у 2008. години организовао аукције на месечном нивоу на свим границама и смеровима. Право на учешће у аукцијама имало је 26 предузећа, од чега је 19 активно учествовало. Број учесника у месечним аукцијама се кретао од 12 до 14.

Табела I Општи подаци о спроведеним месечним аукцијама за период од 01.01.-31.12.2008.

8

Табела II Број учесника у месечним аукцијама за период 01.01.-31.12.2008. године

6. ЗАКЉУЧАК Увођењем DAMAS система омогућена је потпуна аутоматизација аукционог процеса. Конфигурација параметара за све границе и смерове, односно дефинисање временских оквира за одређене поступке, у потпуности елиминише појаву грешака проузрокованих људским фактором. Овим се постиже потпуна транспарентност у раду и недискриминаторни однос, чиме се спречава могућност појаве ситуација које доводе у питање регуларност спровођења аукција. Наиме, једном када се конфигуришу параметри, цео поступак се спроводи аутоматски.

Успостављање хармонизованог законског оквира, развоја правила и процедура рада, као и развој одговарајуће информатичко-комуникационе инфраструктуре су неопходни предуслови за развој тржишта прекограничних преносних капацитета. Транспарентност, недискриминаторност и тржишни принципи, уз одличан географски положај наше земље привукли су велики број трговаца електричном енергијом да учествују у додели прекограничних капацитета. Тренутно 37 компанија поседује лиценцу за обављање енергетске делатности трговине електричном енергијом, а од тога 25 компанија има закључен уговор са ЈП ЕМС и активно учествује на тржишту електричне енргије у Србији. У складу са тим, ЈП ЕМС има обавезу да и даље развија и имплементира најновија достигнућа која се примењују у ЕУ. Један од првих корака је организовање заједничких аукција на свакој граници са суседним операторима преносних система, чиме ће се отворити могућност спровођења дневних аукција и унутардневних расподела капацитета. Уз то, понудиће се већи број продуката, а посредно ће омогућити развој тржишта дан-унапред и тржишта балансне енргије како на националном, тако и на регионалном нивоу. Тиме ће доћи до стварања бољих услова за развој тржишта електричне енергије у региону, олакшава се рад потенцијалним учесницима на тржишту, повећава се број учесника на тржишту чиме се постиже већа конкурентност и сигурније снабдевање потрошача електричном енергијом.

Изменом и допуном важећег Закона о енергетици у складу са acquis communitaire, унапређењем правила и процедура рада тржишта електричне енергије, као и даљи развој нове и одржавање постојеће информатичко-комуникационе инфраструктуре, су неопходни услов за развој и либерализацију тржишта електричне енергије у Србији. Даља либерализација тржишта електричне енергије је један од битних фактора који ће омогућити неопходни убрзани привредни развој, али и убрзавање процеса регионалних и европских интеграција.

ЛИТЕРАТУРА

[1] UNICORN, DAMAS Serbia Functional Design, новембар 2007. [2] ЈП Електромрежа Србије, Правила за доделу расположивих прекограничних преносних

капацитета на границама регулационе области Републике Србије и балансирање планова рада учесника на тржишту за период 01.01.2009.-31.12.2009., јануар2009.

[3] М.Младеновић, Д.Стојчевски, И.Јуришевић, В.Јанковић, Концепција успостављања тржишта електричне енергије, ЈП Електромрежа Србије, новембар 2006.

9

Р Ц5 - 07

УПОРЕДНИ ПРЕГЛЕД ПАРАМЕТАРА ЗА ПРЕКОГРАНИЧНИ ПРОМЕТ ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ У ЈУГОИСТОЧНОЈ ЕВРОПИ И ЊИХОВА

УСКЛАЂЕНОСТ СА РЕГУЛАТИВОМ ЕУ

НЕНАД СТЕФАНОВИЋ*, НИКОЛА РАДОВАНОВИЋ Агенција за енергетику Републике Србије (АЕРС)

БЕОГРАД

СРБИЈА

Кратак садржај: Национални преносни системи који из безбедносних разлога функционишу у оквирима интерконективног система Европе, данас су суочени са комплексним потребама међународног тржишта електричне енергије и појавом све већег броја учесника на тржишту електричне енергије унутар и изван националних граница. Растућа потреба за енергијом и убрзан развој економије намеће потребу за динамичан развој регионалног тржишта електричне енергије у Европи. Због недостатка производних капацитета у региону југоисточне Европе (ЈИЕ), евидентног раста потрошње и неадекватно развијене преносне мреже за повећан транзит електричне енергије, питање прекограничног промета електричне енергије је наметнуто као најзначајнији предуслов за несметано функционисање тржишта електричне енергије у региону ЈИЕ. Због тога је било неопходно да се успоставе јасна правила за управљање загушењима на тржишним основама. Основна правила за управљање загушењима су описана у Регулативи Европске Комисије бр.1228/2003 и додатним смерницама. Потписивањем Уговора о Енергетској заједници (2005) и одлуком Министарског Савета (2008), Србија се обавезала да поштује ова правила. У оквиру Атинског процеса ТСО и регулатори ЈИЕ су се јасно определили за примену експлицитних Координисаних Аукција у ЈИЕ заснованих на токовима снага и успостављање Канцеларије за Координисане Аукције (ККА), које су у потпуности у складу са одредбама регулативе ЕУ. Како је оснивање ККА сложен посао, а акционим планом почетак рада предвиђен за 2010. годину, наметнула се потреба да се у међувремену направи преглед постојећих механизама за управљањем загушењима, тј. доделу прекограничних преносних капацитета које ТСО у региону ЈИЕ примењују, идентификују одступања појединачних ТСО од смерница и потом укаже на потребу њихове хармонизације. У овом раду је дат преглед захтева за поштовање услова за управљање загушењима по европској регулативи, као и преглед механизама за доделу прекограничних преносних капацитета које тренутно примењују ТСО у ЈИЕ, на основу одговора регулаторних агенција из региона ЈИЕ. Кључне речи: Оператор преносног система - Оператор тржишта - Бенчмаркинг - Регулатива - Смернице - Прекогранични преносни капацитет (интерконектор) - Управљање загушењем - Експлицитне координисане аукције - Секундарно тржиште - Регулаторна агенција - Транспарентност - Недискриминација - Енергетска заједница - Уговорна страна - Тржишна правила

* Ненад Стефановић, АЕРС, Теразије 5, 11000 Београд, [email protected]

1

1. Увод

Национални преносни системи који су повезани у интерконекцију ради повећања сигурности рада ЕЕС, данас се сусрећу са порастом међународног тржишта електричне енергије и појавом великог броја тржишних учесника унутар и изван националних граница. Пораст тражње за енергијом, перспектива развоја економије и супституција традиционалних примарних извора енергије као што су дрво и угаљ за потребе грејања као и зависност неких земаља од несталних енергетских извора повећава потребу за динамичним тржиштем електричне енергије.

Због неадекватно пројектоване и припремљене преносне мреже за значајне транзите услед интензивне трговине, настају загушења на прекограничним далеководима која стварају препреку за међународну трговину електричном енергијом у југоисточној Европи (ЈИЕ). Зато је било неопходно да се примене одговарајућа правила за управљање загушењима заснована на тржишном принципу. Ова потреба је посебно актуелна због повећаног интересовања за изградњу ветрогенератора и обновљивих извора енергије у региону ЈИЕ за чији рад је неопходно постојање добре регионалне интерконективне мреже узимајући у обзир да су националне мреже сувише слабе да поднесу варијабилну производњу. Стабилан рад електроенергетског система (ЕЕС) увек остаје главни циљ и стога је неопходно што пре усагласити шеме за управљање загушењима у ЈИЕ. Потписивањем Уговора о Енергетској заједници (Уговора) у ЈИЕ, уговорне стране су се обавезале да ће развијати регионално тржиште електричне енергије у ЈИЕ. Битан предуслов за развој регионалног тржишта електричне енергије је да сви учесници на тржишту (произвођачи, трговци и потрошачи), који су заинтересовани за размену и трговину електричне енергије, имају равноправан приступ преносном систему који испуњава захтеве сигурног рада ЕЕС. Основни принципи управљања загушењима су описани у Регулативи Европске Комисије (ЕК) бр.1228/2003 (Регулатива) која је примењива у ЈИЕ кроз Уговор о Енергетској заједници (ЕЗ). Наиме, све потписнице Уговора су се обавезале да кроз своја национална законодавства омогуће примену одредби Регулативе, а након одлуке Министарског Савета из јуна 2008, ова обавеза је проширена и на припадајуће Смернице за управљање загушењима (Смернице). Након одлуке Министарског Савета Енергетске заједнице о формирању тзв. осмог региона (осми регион) који чине земље ЈИЕ ван ЕУ, УНМИК и шест земаља ЕУ (Грчка, Италија, Бугарска, Румунија, Мађарска и Словенија) и могућност ограничене примене на Аустрију, у јуну 2008, у складу са регионалним инцијативама ERGEG, омогућен је даљи несметан рад на успостављању регионалног механизма за доделу преносних капацитета и оснивање ККА за осми регион. Министарски Савет Енергетске заједнице је дао подршку операторима преносног система (ТСО) осмог региона да потпишу тзв. Меморандум о разумевању који није правно обавезујући акт, али потврђује намеру и вољу ТСО за оснивање ККА. Министарски Савет ЕЗ је такође дао подршку оснивању ККА у Црној Гори, а по акционом плану би требало да отпочне са радом почетком 2010. године. ТСО су од самог почетка разматрали примену координисаних експлицитних аукција заснованих на токовима снага у региону ЈИЕ. Ова метода је у потпуности у складу са Регулативом и Смерницама за управљање загушењима. Међутим, због сложености механизма ТСО су били суочени са бројним тешкоћама, посебно због накнадног предлога њиховог консултанта за увођење новог принципа - максималних токова“ (Max Flow) који је бацио ново светло на неке од важних аспеката аукција, као што је расподела прихода од координисаних аукција. Због тога је постало извесно да неће бити могућа примена механизма координисаних аукција заснованих на токовима снага у задатом року, па зато ТСО разматрају примену експлицитних координисаних аукција засновану на тзв. НТЦ (NTC-Net Transfer Capacity) вредностима. Сличну одлуку су донели и ТСО у централно-источноевропском региону, који су у јануару 2008. године основали Аукциону канцеларију у Фрајзингу (Немачка) са иницијалним планом да примене експлицитне координисане аукције засноване на токовима снага, али су због неких нерешених питања одлучили да је одложе на извесно време, с тим да наставе доделу прекограничних капацитета по дотадашњем принципу на основу НТЦ вредности, уз преношење надлежности механизма аукција са чешког ТСО који је до тада вршио регионалне аукције на новоосновану Аукциону канцеларију. Ипак, интересантан је податак да централно-источна и југоисточна Европа раде на примени експлицитних координисаних

2

аукција на основу физичких токова снага, док централно-западни, југозападни и нордијски регион примењују имплицитне аукције. Неспорно је да је крајњи циљ свих региона примена имплицитних аукција, али и да је у осмом региону прерано размишљати о томе због неадекватне информатичке подршке и неуједначених процедура размене података између ТСО у ЈИЕ.

У међувремену, док се чека оснивање ККА у осмом региону, регулаторне агенције осмог региона су закључиле да је неопходно направити актуелни преглед постојећих механизама за доделу прекограничних капацитета у осмом региону како би се установила одступања појединачних ТСО и регулатора од Регулативе и Смерница и дефинисали поступци усаглашавања за појединачне ТСО и регулаторе. У овом раду је дат преглед захтева за алокације преносних капацитета по Регулативи, као и статус примене доделе прекограничнихи капацитета у осмом региону, заснован на резултатима упитника које су попуниле регулаторне агенције из Албаније, Босне и Херцеговине (БиХ), Хрватске, Македоније, Румуније, Србије, Црне Горе, Грчке, Мађарске, Словеније, Италије и УНМИК. Одговори регулатора УНМИК нису узети у разматрање у овом раду јер доделу преносних капацитета на целој територији Републике Србије укључујући територију Косова и Метохије, под административном управом УНМИК, врши оператор преносног система Србије (ЈП ЕМС). Бугарска није обухваћена овим радом због одсуства података.

2. Правни захтеви у вези са доделом прекограничних капацитета

2.1 Регулатива (ЕК) бр. 1228/2003

Члан 6 Регулативе дефинише основне принципе за управљање загушењима наводећи да ће сви проблеми загушења у преносној мрежи на националним границама бити решавани на основу недискриминаторних тржишно заснованих решења која дају ефикасне економске сигнале тржишним учесницима и одговорним операторима преносног система. Осим тога, Регулатива захтева да максимални износи капацитета прекограничних далековода (интерконектора) и/или преносних мрежа које утичу на прекограничне токове буду доступни тржишним учесницима, у складу са стандардима сигурности и поузданог рада преносне мреже. На основу Члана 6 Регулативе може се закључити да више није допуштена „про-рата“ алокација прекограничних капацитета, као ни закључивање дугорочних уговора за закуп прекограничног капацитета.

2.2 Смернице за управљање загушењима (Congestion Management Guidelines)

Допуна Смерница за управљање загушењима предвиђа додатне детаље у вези са алокацијом прекограничних капацитета којима се захтева да се прекогранични капацитети додељују кроз

(a) експлицитне аукције (врши се резервација и додела само преносног капацитета), или (b) имплицитне аукције (истовремено се врши резервација и додела како преносног

капацитета тако и припадајуће уговорене енергије).

У том погледу алокациона структура је предмет провере респективних регулаторних агенција која треба да узме у обзир:

(a) карактеристике тржишта, (b) оперативне услове, као што су импликације „нетинга“ (потирање пријављених

трансакција супротног смера на једном интерконектору-правцу након номинације са циљем повећања пропусне моћи-капацитета на том интерконектору) код поуздано пријављених планова рада (возних редова),

(c) степен хармонизације удела и временских хоризоната усвојених за различите механизме за доделу капацитета који су успостављени.

Поред тога, Смерницама се посебно наглашава да ће додела капацитета на интерконектору бити координисана и примењена уз коришћење заједничке алокационе процедуре коју утврђују одговорни ТСО. У случајевима где се очекује да комерцијалне размене између две земље (ТСО) значајно утичу на услове физичких токова у било којој трећој земљи (ТСО), методе за управљање загушењем треба да буду координисане између свих погођених ТСО кроз

3

заједничку процедуру за управљање загушењима, а у складу са Смерницама за управљање загушењима.

Поред ових основних принципа, Смернице за управљање загушењем такође дефинишу детаљне податке за испуњење захтева транспарентности. У складу са одредбама Смерница, ТСО треба да објављују следеће релевантне податке:

(a) доступност преносне мреже, (b) приступ преносној мрежи и (c) коришћење преносне мреже, укључујући (d) извештај о томе где и зашто постоји загушење, (e) примењене методе за управљање загушењем и (f) планове за будуће управљање (отклањање) загушењима.

Поред тога ТСО треба да објављују општи опис методе за управљање загушењима и општу шему за прорачун прекограничног капацитета за различите временске хоризонте, засновано на електричким и физичким реалностима преносне мреже. Наводи се да је ова метода предмет оцене регулаторних агенција заинтересованих земаља чланица. Уз то, у Смерницама је описано да ће стандарди за оперативни рад и план сигурности ЕЕС чинити интегрални део информација које ће ТСО објављивати отворено и путем јавног документа. Овај документ ће такође бити предмет оцене националних регулаторних агенција. Да би испунили своје обавезе у погледу транспарентности, ТСО треба да објављују барем:

(a) годишње: информације о дугорочном развоју преносне инфраструктуре и њеном утицају на прекограничне преносне капацитете;

(b) месечно: прогнозе за месец-унапред и годину-унапред преносних капацитета који ће бити доступни на тржишту, узимајући у обзир све релевантне информације које су доступне ТСО у тренутку прорачуна прогнозног модела (нпр. утицај летње и зимске сезоне на капацитет далековода, ремонтне радове у мрежи, расположивост производних јединица, итд.);

(c) седмично: прогнозе за седмицу-унапред преносног капацитета који су расположиви на тржишту, узимајући у обзир све релевантне информације које су расположиве ТСО у тренутку прорачуна прогнозног модела, као што су временска прогноза, планирани ремонтни радови у мрежи, расположивост производних јединица, итд.;

(d) дневно: дневно-унапред и унутар-дневно расположиви преносни капацитет на тржишту за сваку тржишну временску јединицу, узимајући у обзир све нетоване номинације дан-унапред, планове производње дан-унапред, прогнозе потрошње и планиране ремонтне радове у мрежи;

(e) укупни капацитет који је већ додељен, по тржишној временској јединици, и све релевантне услове под којима тај капацитет може да буде коришћен (нпр. аукциона обрачунска цена, обавезе како користити капацитет, итд.), како би се идентификовао преостали капацитет;

(f) додељени капацитет што пре је могуће након сваке алокације, као и назначене реализоване цене;

(g) укупан искоришћени капацитет, по тржишној временској јединици, одмах након номинације;

(h) што је могуће ближе реалном времену: агрегиране реализоване комерцијалне и физичке токове, по тржишној временској јединици, укључујући опис ефеката било какве корективне акције коју предузме ТСО (као што је сасецање пријављених и одобрених трансакција) у циљу решавања проблема у мрежи и ЕЕС;

(i) достава информација унапред (ex-ante) о планираним искључењима и достава информација накнадно (ex-post) за претходни дан у вези са планираним или непланираним искључењима производних јединица већих од 100 MW.

4

3. Примена захтева из Регулативе (ЕК) бр.1228/2003 и додатних Смерница за управљање загушењима у осмом региону

3.1 Процедуре за доделу прекограничних преносних капацитета у региону ЈИЕ

Већина земаља у ЈИЕ су већ увеле тржишне моделе за алокацију капацитета барем на једном временском хоризонту за доделу капацитета (нпр. годишња, месечна или дневна алокација). У том погледу је једино БиХ изузетак јер је применила само про-рата алокацију на границама са суседним земљама, с тим да постоји план да се у ближој будућности уведе тржишна метода за алокације.

Што се тиче координације ТСО може се приметити да само две земље потписнице Уговора (Хрватска и Македонија) испуњавају захтев Смерница по питању координације да барем на једној граници за један аукциони тип постоји координација. Већина уговорних страна за сада не спроводи координисане аукције. Треба нагласити да већина уговорних страна спроводе приступ “capacity split” (подела капацитета по пола) што значи да сваки ТСО спроводи аукције само за свој део (половину) интерконективног капацитета. У том погледу аукциона правила најчешће нису усаглашена.

Слика 1: Процедуре за доделу прекограничног капацитета примењене у осмом региону

3.1.1 Преглед алокационих метода за доделу прекограничних капацитета за уговорне

стране Енергетске заједнице

Албанија има три интерконективна далековода према суседним земљама. Грчки ТСО спроводи заједничке аукције на интерконектору између Албаније и Грчке. За сада у Албанији нису организоване месечне аукције, а аукциона правила су тек у припреми. У складу са договором са два суседна ТСО, Србије и Црне Горе, половину НТЦ вредности сваког прекограничног капацитета додељује албански ТСО, док другу половину додељује суседни ТСО респективно. ТСО Босне и Херцеговине спроводи про-рата алокације на границама према Србији, Хрватској и Црној Гори. Ове алокације се спроводе на половини интерконективног капацитета који припада БиХ. БиХ планира увођење тржишне шеме за алокацију како би испунила све одредбе Регулативе до 2009. Алокациона метода је већ развијена и очекује се њено коначно одобрење од регулаторне агенције. Хрватски ТСО спроводи експлицитне аукције (за базно оптерећење) на месечном нивоу на границама ка Словенији и БиХ. На овим границама постоје периодичне алокације (годишње,

5

полугодишње, кварталне). У случају да поднети захтеви превазилазе понуђени износ капацитета даје се приоритет оним тржишним учесницима који имају обавезу јавне набавке и другим учесницима који увозе за потребе домаћих потрошача или извоза домаћих произвођача са изузетком обновљивих извора и когенерације. Ове експлицитне аукције спроводи хрватски ТСО (HEP-OPS). Планови за ове аукције се објављују на веб сајту хрватског ТСО јер сам план није део Аукционих правила. HEP-OPS објављује расположиве капацитете најмање пет радних дана пре почетка аукција и резултате аукција одмах након аукција (датуми се објављују у табели аукционих планова на веб сајту). За све аукције је примењен принцип “use it or loose it-UIOLI” (искористи добијени капацитет или га изгуби). Рокови за потврду додељеног капацитета (датуми за потписивање Уговора за коришћење и приступ додељеним прекограничним капацитетима) су унапред дефинисани у табели аукционог плана и објављени на веб сајту. Током 2007. године је Хрватска увела заједничке експлицитне аукције (за базно оптерећење на месечном нивоу) заједно са мађарским ТСО (MAVIR) на граници са Мађарском. Македонски ТСО (МЕПСО) спроводи експлицитне аукције (за базно оптерећење) на границама према Србији и Грчкој узимајући у обзир да грчки ТСО (HTSO) спроводи аукције према граници са Грчком као заједничке аукције. Информације у вези са границама према Грчкој су расположиве на веб сајту грчког ТСО, док су информације у вези са алокацијама у вези са границом према Србији доступне на веб сајту српског ТСО (ЈП ЕМС). За све аукције је примењен принцип “ UIOLI ” (искористи или изгуби). Црногорски ТСО има загушења на прекограничном далеководу према Србији у правцу из Србије ка Црној Гори због тога што се значајан увоз остварује из тог правца, као и због интерних загушења у српској мрежи. Загушења су присутна и на граници са Албанијом услед значајног транзита преко црногорског преносног система за увозне потребе Албаније, а због чега је у току изградња новог 400 kV интерконектора. Српски ТСО (ЈП ЕМС) спроводи експлицитне аукције (за базно оптерећење) на границама према Мађарској, Румунији, Бугарској, Македонији, Албанији, Црној Гори, БиХ и Хрватској. За сада не постоје заједничке аукције са суседним ТСО, али су у току преговори српског ТСО са мађарским, хрватским и бугарским ТСО по питању успостављања заједничких аукција. За све аукције је примењен принцип “UIOLI ” (искористи или изгуби).

Заједничке аукције се спроводе на границама између Грчке и Албаније, Грчке и Македоније, као и између Хрватске и Мађарске.

3.1.2 Преглед алокационих метода за доделу прекограничног капацитета у неким од земаља ЕУ - на које се посебно односе поједине одредбе Уговора о оснивању Енергетске заједнице

Аустријска аукциона канцеларија спроводи доделу прекограничног капацитета у име аустријског ТСО (Verbund APG) на границама ка Чешкој Републици, Мађарској, Италији и Словенији на годишњем, месечном и дневном нивоу, као експлицитне аукције. Поред тога, унутар-дневне алокације се спроводе на граници са Словенијом. Годишње и месечне аукције се спроводе на граници са Швајцарском. Како не постоје загушења између Аустрије и Немачке, аукције се не спроводе на тој граници. Грчки ТСО (HTSO) спроводи експлицитне аукције (за вршна-Peak и минимална-Off-peak оптерећења) за целокупан износ прекограничних капацитета на свим границама према суседним земљама изузев на граници са Бугарском. На граници са Бугарском тренутно се примењује модел „capacity split“ (сваки ТСО спроводи доделу своје половине капацитета). Аукције се спроводе на годишњем, месечном и дневном нивоу. За све аукције се примењује принцип “UIOLI ” (искористи или изгуби). Мађарски ТСО (MAVIR) примењује експлицитне аукције на годишњем, месечном и дневном нивоу на границама са Аустријом и Словачком и експлицитне аукције на годишњем и месечном нивоу на границама са Хрватском, Србијом и Румунијом. Аукције се спроводе за базна оптерећења (изузев на аустријско-мађарској граници где се такође спроводе и за вршна опетерећења). Како не постоје загушења на граници са Украјином за правац из Украјине ка Мађарској, тренутно не постоји метода за управљање загушењима. По извештају мађарске регулаторне агенције, украјински ТСО не дозвољава аукције за правац из Мађарске ка

6

Украјини. За све аукције се примењује принцип “UIOLI ” (искористи или изгуби). Осим тога, мађарски ТСО је увео могућност “fill or kill” за аукције према Аустрији. Италијански ТСО (TERNA) спроводи експлицитне аукције на границама са Француском, Аустријом, Швајцарском, Грчком и Словенијом на годишњем, месечном и дневном нивоу. Аукције се спроводе за следеће производе: 1) На годишњем нивоу: у банду (flat) 00:00-24:00 од 1.1. до 31.12.2008; 2) На годишњем нивоу изузев августа или периода ремонатних радова: у банду (flat) 00:00-24:00 од 1.1.до 31.12.2008. изузев августа или периода за ремонтне радове; 3) Месечни ниво: у банду (flat) 00:00-24:00 од првог до задњег дана у месецу; 4) Месечно вршно оптерећење: 08:00-20:00 од понедељка до петка од првог до задњег дана у месецу; 5) Месечно минимално опетерећење-Off-Peak: 00:00-08:00 и од 20:00-24:00 од понедељка до петка; 00:00-24:00 суботом и недељом, од првог до задњег дана у месецу; 6) Дневни производ: сатни блокови. Ови производи се објављују у аукционим спецификацијама на веб сајту. За све аукције је примењен принцип “UIOLI ” (искористи или изгуби). Румунски ТСО (TRANSELECTRICA) спроводи билатералне аукције на границама са Мађарском, Бугарском, Србијом и Украјином. Словеначки ТСО (ELES) спроводи билатералне експлицитне аукције на годишњем, месечном и дневном нивоу на границама са Аустријом и Италијом и на седмичном и дневном нивоу на граници са Хрватском. За све аукције је примењен принцип “UIOLI ” (искористи или изгуби).

3.2 Коришћење прихода од управљања загушењима у ЈИЕ

Регулатива дефинише три могућности за употребу прихода од управљања загушењима (алокације капацитета). У регулативи је назначено да сви приходи који проистичу од алокације интерконектора треба да буду коришћени за један или више наведених циљева:

(a) гаранција актуелне расположивости алоцираног капацитета; (b) инвестиције у мрежу путем ремоната или повећањем интерконективних капацитета; (c) као приход који регулаторне агенције треба да узму у обзир при одобравању

методологије за прорачун тарифе за пренос, и/или оцењивању да ли тарифе треба да буду промењене.

Већина земаља у ЈИЕ су већ унеле одредбе везане за коришћење прихода од управљања загушењима у своје законодавство. Штавише земље које немају такве одредбе у свом законодавству су примениле једну од три опције за коришћење прихода од управљања загушењима.

Већина земаља користе приход од алокација преносних капацитета за умањење тарифа за пренос. Изузетак су Аустрија, која поред умањења тарифа за пренос, део прихода користи за изградњу одређених нових интерконективних капацитета и Грчка која целокупан приход од загушења користи за изградњу нових интерконектора.

3.2.1 Коришћење прихода од управљања загушењима у неким од уговорних страна Енергетске заједнице

У албанском законодавству нису предвиђене одредбе за коришћење прихода од управљања загушењем. Ипак, регулаторна агенција узима у обзир приход од алокација при одобравању методологије за обрачун тарифа за пренос, и/или оцену да ли тарифни систем треба да се модификује. У БиХ нису донешене одредбе у законодавству у вези са коришћењем прихода од управљања загушењима. Приход од управљања загушењима се углавном користи као приход који регулаторна агенција узима у обзир при одобравању методологије за обрачун тарифа за пренос, и/или оцену да ли тарифни систем треба да се модификује. Законодавства у Хрватској и Македонији садрже одредбе у вези са коришћењем прихода од управљања загушењем и приход се користи у складу са све три опције дефинисане у Регулативи. Српско законодавство садржи одредбе у вези са коришћењем прихода од управљања загушењем. Приход од управљања загушењима се користи као приход који регулаторна

7

агенција узима у обзир при одобравању методологије за обрачун тарифа за пренос, и/или оцену да ли тарифни систем треба да се модификује.

Може се закључити да све испитане уговорне стране у региону ЈИЕ користе приход од аукција за смањење тарифе за пренос.

3.2.2 Коришћење прихода од управљања загушењем у неким од земаља ЕУ - на које се посебно односе поједине одредбе Уговора о оснивању Енергетске заједнице

Аустријско законодавство не садржи одредбе у вези са коришћењем прихода од управљања загушењем. Приход од управљања загушењем се одузима од максимално одобреног прихода (МОП) ТСО који се користи за обрачун преносне тарифе. Грчко законодавство предвиђа да се приход од управљања загушењем не одузима од МОП ТСО и искључиво се користи за повећање интерконективног капацитета. Мађарско законодавство предвиђа да се приход од управљања загушењем одузима од МОП ТСО и углавном се користи као приход који регулаторна агенција узима у обзир приликом одобравања методологије за прорачун преносне тарифе, и/или оцену да ли тарифни систем треба да се модификује. Италијанско законодавство предвиђа да се приход од управљања загушењем одузима од МОП ТСО и углавном користи за умањење тарифе за пренос. Румунско законодавство садржи одредбе у вези коришћења прихода од управљања загушењем. Приход од алокација се одузима од МОП ТСО и користи за инвестиције у изградњу нових преносних капацитета, ремонтне радове или повећање капацитета интерконективних капацитета. Словеначко законодавство предвиђа да се приход од управљања загушењем одузима од МОП ТСО и углавном користи за улагања у мрежу, ремонтне радове или повећање интерконективних капацитета и као приход који регулаторне агенције узимају у обзир приликом одобравања методологије за обрачун тарифе за пренос, и/или оцену да ли тарифни систем треба да се модификује.

Може се закључити да већина испитаних земаља ЕУ користи приход од алокација за смањење тарифе за пренос.

3.3 Примена захтева транспарентности у осмом региону

Смернице за управљање загушењем предвиђају детаљан опис захтева у вези са питањем транспарентности. Може се приметити да ниједан ТСО не обезбеђује све информације по захтевима из Смерница. Такође, квалитет података који се обезбеђује за учеснике на тржишту је у већини случајева још увек незадовољавајући и неуједначен у региону. ТСО уговорних страна учествују у пројекту ETSO Vista који предвиђа објављивање резултата аукција, прекограничних токова, расположиве интерконективне капацитете и др. у складу са захтевима из Регулативе и Смерница. У наредним поглављима је дат преглед тренутног стања по овом питању у оквиру осмог региона.

3.4 Примена захтева за транспарентност у неким од уговорних страна Енергетске заједнице

У Албанији, БиХ, Црној Гори и Македонији ТСО на годишњем нивоу обезбеђује информације о дугорочном развоју преносне инфраструктуре и њеном утицају на прекогранични преносни капацитет, док у Хрватској и Србији ово није испуњено. У Албанији, БиХ и Црној Гори ТСО на месечном нивоу обезбеђује прогнозе за месец и годину унапред преносног капацитета који је расположив на тржишту, узимајући у обзир све релевантне информације које су доступне ТСО у тренутку прорачуна прогнозног модела (нпр. утицај летње и зимске сезоне на капацитет далековода, ремонтне радове у мрежи, расположивост производних јединица, итд.), док се у Хрватској, Македонији и Србији то не чини. На седмичном нивоу ТСО ниједне од испитаних уговорних страна не доставља тражене податке сем ТСО Црне Горе. У БиХ и Црној Гори ТСО на дневном нивоу обезбеђује информације о расположивом капацитету на тржишту дан-унапред и унутар-дневно за сваку тржишну временску јединицу, узимајући у обзир све

8

нетоване номинације дан-унапред, планове рада производње дан-унапред, прогнозирану потрошњу и планиране ремонтне радове у мрежи, док се у Албанији, Хрватској, Македонији и Србији то не чини. У БиХ, Македонији, Црној Гори и Хрватској ТСО обезбеђује информације о укупном унапред додељеном капацитету, по тржишној временској јединици, као и све релевантне услове под којима је тај капацитет могао да буде искоришћен (нпр. аукцијска обрачунска цена, обавезе о томе како користити капацитет, итд.), да би се идентификовао преостали капацитет, док се у Албанији и Србији то не чини. У БиХ, Македонији, Србији, Црној Гори и Хрватској ТСО обезбеђује информације о додељеном капацитету што пре после сваке алокације, као и показатељ постигнутих цена, док се у Албанији то не чини. У БиХ и Македонији ТСО обезбеђује информације о укупно искоришћеном капацитету, по тржишној временској јединици одмах после номинације, док се у Албанији, Хрватској, Црној Гори и Србији то не чини. У Албанији, Црној Гори и Македонији ТСО обезбеђује информације о агрегираним комерцијалним и физичким токовима по тржишној временској јединици што је могуће ближе реалном времену, укључујући опис ефеката било које корективне акције коју је предузео ТСО (нпр. сасецање трансакција-curtailment) у циљу решавања проблема у мрежи или ЕЕС, док се у БиХ, Хрватској и Србији то не чини. У Албанији, Црној Гори и Македонији ТСО обезбеђује информације о планираним искључењима-испадима и ex-post информације о планираним и непланираним искључењима производних капацитета већих од 100 MW за претходни дан, док се у БиХ, Хрватској и Србији то не чини. У БиХ и Македонији ТСО објављује ex-post реализоване вредности одмах по истеку прогнозираног периода или најкасније следећег дана, док се у Албанији, Хрватској, Црној Гори и Србији то не чини.

3.5 Примена захтева за транспарентност у неким земљама ЕУ - на које се посебно односе поједине одредбе Уговора о оснивању Енергетске заједнице

У Аустрији, Грчкој, Мађарској и Румунији ТСО на годишњем нивоу обезбеђује информације о дугорочном развоју преносне инфраструктуре и њеном утицају на прекогранични преносни капацитет, док у Словенији ово није испуњено. У Аустрији, Мађарској, Румунији и Словенији ТСО на месечном нивоу обезбеђује прогнозе за месец и годину унапред преносног капацитета који је расположив на тржишту, док се у Грчкој то не чини. На седмичном нивоу ТСО ниједна од испитаних земаља не доставља тражене податке сем ТСО у Румунији. У свим испитаним земљама, осим у Румунији, ТСО на дневном нивоу обезбеђује информације о расположивом капацитету на тржишту дан-унапред и унутар-дневно за сваку тржишну временску јединицу. Само у Словенији ТСО не обезбеђује информације о укупном унапред додељеном капацитету. Само у Аустрији ТСО не обезбеђује информације о додељеном капацитету што пре после сваке алокације, као и показатељ постигнутих цена. У Словенији и Румунији ТСО не обезбеђује информације о укупно искоришћеном капацитету. У Аустрији, Мађарској и Румунији ТСО обезбеђује информације о агрегираним комерцијалним и физичким токовима по тржишној временској јединици, док се у Грчкој и Словенији то не чини. Ниједан ТСО испитаних земаља не обезбеђује информације о планираним искључењима-испадима и ex-post информације о планираним и непланираним искључењима производних капацитета већих од 100 MW за претходни дан. У Аустрији, Мађарској и Румунији ТСО објављује ex-post реализоване вредности одмах по истеку прогнозираног периода или најкасније следећег дана, док се у Грчкој и Словенији то не чини.

Може се закључити да се ни ТСО земаља које припадају ЕУ, који би требало да поштују све захтеве из Регулативе, не придржавају свих захтева везаних за транспарентност података.

3.6 Објављивање релевантних аукционих података у осмом региону

Временски рокови за објављивање релевантних аукционих података нису усаглашени, што ствара препреку за трговце који желе да тргују на више од само једне границе. Недостатак усаглашености такође може утицати на цене које се постижу на билатералним експлицитним аукцијама. ТСО у осмом региону примењују различите поступке за објављивање релевантних аукционих података.

9

3.7 Примена секундарног тржишта прекограничног капацитета

По Смерницама за управљање загушењима, прекограничним капацитетом може слободно да се тргује на секундарној основи под условом да је релевантни ТСО обавештен довољно унапред о таквој трансакцији. Поред тога, у Смерницама је утврђено да у случају да ТСО одбије секундарну трговину (трансакцију), ТСО мора јасно и транспарентно да достави и објасни свим тржишним учесницима разлоге и да о томе упозна регулаторну агенцију.

Ипак, само неколико ТСО у осмом региону су применили секундарно тржиште у складу са захтевима Смерница. Треба напоменути да постоје случајеви у региону где тржишним правилима чак није дозвољена примена секундарног тржишта.

Слика 2: Примена секундарног тржишта прекограничних капацитета у осмом региону

3.8 Препреке за међународне учеснике на тржишту електричне енергије (трговце)

У принципу, сви ТСО у региону обезбеђују своје веб сајтове на енглеском језику. Ипак, нису све информације у вези са прекограничном трговином расположиве на енглеском језику. Ова чињеница ствара препреку за међународне трговце, као и за развој интегрисаног тржишта електричне енергије у осмом региону.

Слика 3: Расположивост релеватних докумената на енглеском језику

10

4. Тржишна правила

Тржишна правила су препозната као основа функционисања тржишта електричне енергије јер она описују односе и одговорности између учесника на тржишту електричне енергије. И поред тога што су хармонизована тржишна правила један од главних предуслова за успостављање регионалног тржишта електричне енергије, у осмом региону је присутан велики број различитих приступа тржишним правилима.

Како би се стекао увид у различите погледе на тржишна правила, радна група Регулаторног одбора Енергетске заједнице (ECRB) за електричну енергију (EWG) је прикупила одговоре на упитник којим се покрива неколико основних питања у вези са приступом и одговорностима везано за тржишна правила и правила за доделу прекограничног капацитета.

4.1 Третман тржишних правила у уговорним странама Енергетске заједнице

У Албанији је регулаторна агенција сачинила нацрт тржишних правила у оквиру радне групе заједно са свим учесницима на тржишту укључујући ТСО. Тржишна правила одобрава регулаторна агенција и објављује на веб сајту регулатора. Процедуре за доделу преносних капацитета су дефинисане у оквиру тржишних правила. Регулаторна агенција има обавезу да одобрава сваку промену у тржишним правилима по предлогу ТСО. Правила су усвојена и на снази. У БиХ нацрт за тржишна правила саставља оператор тржишта, док је регулаторна агенција обавезна да их одобри. Правила су усвојена и на снази. Правила за доделу преносних капацитета на интерконекторима нису у оквиру тржишних правила већ је донешен посебан документ у вези са алокацијама. Регулаторна агенција има обавезу да одобрава тржишна правила као и правила за доделу преносних капацитета. Државна регулаторна агенција одобрава оба документа и има обавезу да одобрава сваку промену коју иницира оператор тржишта. У Хрватској нацрт за тржишна правила саставља оператор тржишта, док је регулаторна агенција обавезна да их одобри. Правила су усвојена и на снази. Правила за доделу преносних капацитета на интерконекторима нису у оквиру тржишних правила већ је донешен посебан документ у вези са алокацијама. Регулаторна агенција је обавезна да одобри тржишна правила, али не и правила за алокацију и коришћење интерконективних преносних капацитета. Регулатор надзире примену правила за алокацију и коришћење прекограничних капацитета, док је ТСО одговоран за доношење правила за доделу преносних капацитета. Регулатор је задужен само за одобравање промена у оквиру тржишних правила, а не одобрава промене у правилима за доделу преносних капацитета. У Македонији нацрт за тржишна правила саставља оператор тржишта, док је регулаторна агенција обавезна да их одобри. Међутим, ова правила још увек нису усвојена. У Црној Гори нацрт за тржишна правила саставља оператор тржишта, док је регулаторна агенција обавезна да их одобри. Међутим, ова правила још увек нису усвојена. Правила за доделу преносних капацитета на интерконекторима нису у оквиру тржишних правила већ се доноси посебан документ. Регулаторна агенција је обавезна да одобри тржишна правила и правила за алокацију преносних интерконективних капацитета, као и све накнадне измене. У Србији нацрт за тржишна правила саставља оператор тржишта, док је регулаторна агенција обавезна да их одобри. Међутим, ова правила још увек нису усвојена. Предвиђено је да правила за доделу преносних капацитета на интерконекторима буду у оквиру тржишних правила. Регулаторна агенција одобрава тржишна правила као и сваку промену коју иницира оператор тржишта.

Може се закључити да свака уговорна страна ЕЗ у ЈИЕ има другачији концепт тржишних правила, различит третман правила за доделу преносних капацитета унутар и изван тржишних правила, као и различите обавезе и ингеренције регулатора по питању одобрења ових правила. Како регулатори треба да врше функцију надзора функционисања тржишта електричне енергије и провере да ли се додела преносних капацитета врши у складу са правилима и одредбама Регулативе, намеће се потреба да се што пре регулаторима у осмом региону доделе надлежности за одобравање ових правила, како би им било омогућено да врше одговарајући

11

надзор у складу са преузетим обавезама. У противном, регулатори неће бити у могућности да извршавају једну од својих виталних функција које за циљ имају спровођење недискриминације према свим учесницима на тржишту, као и проверу поштовања захтева транспарентности.

4.2 Третман тржишних правила у неким од земаља ЕУ - на које се посебно односе поједине одредбе Уговора о оснивању Енергетске заједнице

У свим земљама ЕУ су донешена тржишна правила, као и правила за доделу прекограничних капацитета. Ипак, и код њих постоје разлике у концепту документа тржишних правила као и обавезама и надлежностима регулатора у односу на тржишна правила и правила за доделу преносних капацитета.

У Аустрији тржишна правила не саставља оператор тржишта већ регулатор који их и доноси. Правила за доделу прекограничних капацитета су делом дефинисана у тржишним правилима, а делом у правилима за доделу капацитета у оквиру посебног документа. У Мађарској тржишна правила саставља оператор тржишта, с тим да у изради нацрта учествује посебан комитет састављен од представника разних учесника на тржишту (произвођача, трговаца, и др.) који има само саветодавну функцију. Регулатор је задужен за одобравање тржишних правила, као и накнадних измена. Правила за доделу прекограничних капацитета су дефинисана у оквиру тржишних правила У Италији регулатор дефинише критеријуме за тржишна правила на основу којих ТСО и оператор тржишта састављају тржишна правила. Правила за доделу прекограничних капацитета су дефинисана у оквиру посебног документа. Критеријуме за алокацију интерконективних капацитета успоставља Министарство, а регулатор одобрава тржишна правила и правила за алокацију као и све накнадне измене. У Словенији оператор тржишта саставља тржишна правила. Регулатор не одобрава тржишна правила. Процедуре за доделу прекограничних капацитета су садржане у правилима о раду преносног система и посебним правилима о методи и условима за доделу прекограничног капацитета. Регулатор одобрава правила за доделу прекограничних капацитета. 5. Закључак

Упоредни преглед или тзв. „бенчмаркинг“ (benchmarking) постаје незаобилазно и неопходно средство и поступак нашег времена при сагледавању развоја било ког процеса. Живимо у времену брзих промена и примене нових механизама који захтевају стално евидентирање разлика између националних законодавстава и легислативе ЕУ, праћење усклађености са правним захтевима ЕУ у погледу преузетих обавеза и упоређивање са другим земљама. Циљ сваког бенчмаркинга је сагледавање постигнутог степена усаглашености са жељеним нормама или преузетим правним обавезама, који се најчешће спроводи у оквирима истог сектора (енергетика) и најчешће има регионалне димензије. Овај рад је значајан јер по први пут износи резултате бенчмаркинга спроведеног на нивоу региона ЈИЕ са циљем упоређења постигнуте усаглашености са Уговором преузетим обавезама примене европске легислативе у области енергетике.

Примена тржишно оријентисаних метода за управљање загушењима: Током неколико задњих година ТСО у региону ЈИЕ су почели да примењују тржишно оријентисане методе за управљање загушењима у складу са правним оквиром ЕУ. Већина уговорних страна Енергетске заједнице у ЈИЕ су већ увеле тржишно оријентисане процедуре за доделу преносних капацитета за барем један временски хоризонт алокације капацитета (нпр. годишња, месечна или дневна алокација). Ипак, заједничке аукције се спроводе само на две границе у складу са Смерницама за управљање загушењем. Очекује се да ће све уговорне стране дефинисати тржишна правила до краја 2009. године.

Транспарентност: Смернице за управљање загушењем детаљно дефинишу захтеве за транспрентношћу за тржишно оријентисану методу алокације. Ниједан ТСО не обезбеђује све информације у складу са Смерницама, али је приметно да су уговорне стране повећале број докумената на енглеском језику у вези са аукцијама на веб сајтовима.

12

Коришћење прихода од управљања загушењима: Већина земаља у ЈИЕ су већ увеле одредбе у вези са коришћењем прихода од управљања загушењима у своја законодавства. Штавише, земље које то нису учиниле, примениле су једну од три опције за коришћење прихода од управљања загушењима, дефинисане у Регулативи (ЕК) бр.1228/2003.

Примена секундарног тржишта: У складу са Смерницама о управљању загушењем, прекограничним капацитетом се мора слободно трговати на секундарној основи под условом да је релевантни ТСО обавештен довољно унапред о таквој трансакцији. У оквиру Смерница је назначено да у случају да ТСО одбије било коју секундарну трговину (трансакцију), ТСО мора јасно и транспарентно доставити и објаснити разлоге свим тржишним учесницима и о томе обавестити регулатора. Ипак, само неколико ТСО су применили секундарно тржиште у складу са Смерницама. Забележено је да у неким случајевима тржишна правила у региону ЈИЕ чак не дозвољавају примену секундарног тржишта.

У складу са преузетим обавезама након потписивања Уговора о ЕЗ, земље ЈИЕ су дужне да транспонују регулативе ЕУ у своје секундарно законодавство. У периоду до успостављања ККА и примене координисаних екпслицитних аукција заснованих на физичким токовима, неопходно је било да се направи упоредни преглед (бенчмаркинг) актуелних метода за доделу прекограничних капацитета у осмом региону. У раду је приказан први упоредни приказ који су урадили регулатори осмог региона са циљем да се прикажу актуелни механизми за аукције прекограничних преносних капацитета, као и да се детектује одступање сваког ТСО и регулатора од одредби дефинисаних у Регулативи и Смерницама. Потписници овог рада су као представници Агенције за енергетику Републике Србије активно учествовали у изради овог бенчмаркинга. На основу овог прегледа је омогућено свим ТСО и регулаторима у региону да стекну увид у процес хармонизације са регулативом ЕУ. Регулатори би требало што пре да успоставе регулаторни оквир у сагласности са Смерницама и изврше неопходна усаглашавања са Регулативом.

На основу резултата бенчмаркинга приказаног у овом раду, закључује се да је Србија једна од првих земаља у региону чији је ТСО успоставио тржишно оријентисане експлицитне аукције на свим својим границама. Такође, Србија је поред Грчке, Хрватске и Мађарске водећа земља у региону у намери да успостави заједничке експлицитне аукције на својим интерконективним далеководима, па је српски ТСО започео преговоре са мађарским, хрватским и бугарским ТСО о успостављању заједничких аукција. Са друге стране, непостојање тржишних правила у Србији представља велику препреку за потпуну и коначну слику тржишта електричне енергије у Србији и неповољно делује на потенцијална улагања у енергетски сектор земље. Правила за алокацију преносног капацитета треба да буду саставни део тржишних правила које предлаже ТСМО (ЈП ЕМС), а одобрава регулаторна агенција (АЕРС). Како је сагледано да ће доћи до кашњења у састављању тржишних правила услед комплексности увођења балансног модела у Србији, постојећа правила за алокацију капацитета је донео ТСМО (ЈП ЕМС) још 2004, без претходне сагласности или ревизије Агенције за енергетику, са идејом да је боље што пре успоставити правила за алокацију капацитета и на тај начин делимично уредити тржиште електричне енергије у Србији. Очекује се да ће тржишна правила и правила за доделу преносних капацитета као њен саставни део, бити одобрена до краја 2009. године. По питању транспарентности и других техничких захтева који су постављени у Регулативи, они су већ транспоновани у домаће законодавство кроз Правила о раду преносног система која је Агенција за енергетику Републике Србије одобрила у априлу, а ЈП ЕМС објавило у „Службеном Гласнику РС“ у мају 2008. године. 6. ЛИТЕРАТУРА [1] “ECRB EWG Benchmarking Report on compliance with Regulation (EC) 1228/2003 and the

Congestion Management Guidelines”, Draft Version V6, 6 March 2009 [2] “Compliance with Regulation 1228/2003 and the Congestion Management Guidelines – Update

Report” Presentation by Nenad Stefanović, ECRB EWG Chairman

13

13. Атински Форум - Атина, 2-3. децембар 2008. [3] “Regional Congestion Management Benchmark ” Presentation by Roland Matous, ECRB Section

12. Атински Форум - Атина, 15-16. мај 2008. [4] “DIRECTIVE 2003/54/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL” 26 June 2003 [5] “Regulation (EC) No.1228/2003 of the European Parliament and of the Council”

European Parliament and Council of the European Union, of 26 June 2003 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity Official Journal of the European Union, L 176/1, 15 July 2003

[6] “COMMISSION DECISION of 9 November 2006 amending the Annex to Regulation (EC) No 1228/2003 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity” ANNEX - Guidelines on the management and allocation of available transfer capacity of interconnections between national systems Official Journal of the European Union, L 312/591, 11 November 2006

14

Р Ц5 - 08

РЕГИОНАЛНИ ПРОЈЕКТИ И ИНИЦИЈАТИВЕ ЗА АЛОКАЦИЈУ ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА У ЕВРОПИ

М. АПОСТОЛОВИЋ∗

Energy Financing Team д.о.о. Београд, Србија

М. ВУКАСОВИЋ Verbund – APG AG

Беч, Аустрија Кратак садржај: Приступ који је усвојен од стране релевантних европских институција по питању стварања јединственог интерног тржишта електричне енергије у Европи јесте да се регионализацијом поступно дође до потпуне интеграције свих националних тржишта. С тим у вези, овај рад има за циљ да представи све реализоване и текуће пројекте и иницијативе које се тичу регионалног приступа алокацији прекограничних преносних капацитета, а која је превасходни фактор који ће омогућити поменуту интеграцију. Постојећи и предложени приступи овој проблематици се разликују по временском хоризонту на који се односе, и с тим у вези и по производу који је предмет алокације – само преносни капацитет (експлицитно) или заједно са електричном енергијом (имплицитно). Такође се разликују и по броју укључених националних тржишта, а различита решења су резултат различитог степена развоја појединих националних тржишта. Биће представљена досадашња искуства, као и нове иницијативе и идеје, са освртом на њихова могућа унапређења и побољшања. Кључне речи: Мрежа – Капацитет – Пренос – Алокација – Тржиште – Регион 1 УВОД Директиве Европске комисије из 1996. и 2003. године и трећи пакет мера из 2007. године о стварању интерног тржишта (електричне) енергије у Европи су утврдиле основне правце развоја и дерегулације (електро)енергетског сектора. Регулатива Европске комисије 1228/2003 [1] и амандмани на њу [2] из 2007. године су дефинисали основне принципе прекограничне трговине електричном енергијом и приступа преносној мрежи. Оцењено је да је најбољи пут до стварања одиста јединственог интерног европског тржишта, његова регионализација тј. постизање потпуне функционалности више националних тржишта уједињених на регионалном нивоу, а тек након тога њихова интеграција. Европа је подељена на 7 географских региона [2] (с тим да се поједине државе због свог положаја истовремено налазе у више региона), док је југоисточна Европа промовисана у осми регион одлуком Енергетске заједнице (www.energy-community.org) [3]. Основна проблематика приликом спајања националних тржишта јесте алокација преносних капацитета између њих, јер су су ти капацитети углавном недовољни да задовоље све жеље учесника на тржишту за прекограничном трговином електричном енергијом и представљају превасходни фактор који је ограничава. Стога се захтева да се преносни ∗ Булевар Михајла Пупина 10б/II, 11070 Београд, [email protected]

1

http://www.energy-community.org/

http://www.energy-community.org/


капацитети алоцирају на економски ефикасан начин како би што мање утицали на слободну прекограничну трговину. Пошто оператори преносних система (ТЅО) имају пресудну улогу у прорачунима тих капацитета, као и у њиховој расподели заинтересованим тржишним учесницима, у склопу трећег пакета мера Европске комисије, у децембру 2008. године је формиран ENTSO-E – пан-европска организација ТЅО-а из читаве Европе са циљем повећања координације рада ТЅО-а на кључним питањима стварања интерног тржишта електричне енергије. На конститутивној скупштини која је одржана у фебруару 2009. године, на којој је изабран генерални секретар организације и руководство, одлучено је да до јуна 2009. све постојеће европске организације ТЅО-а (UCTE, ETSO, Nordel, UKTSOA, BALTSO и ATSOI) пренесу све своје активности на ову нову заједничку организацију (ENTSO-E). 2 ТИПОВИ АЛОКАЦИЈЕ ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА Релевантна европска регулатива [1] је промовисала аукцију као тржишно заснован метод за доделу оскудних ресурса – у конкретном случају прекограничних преносних капацитета – што је за последицу имало да на скоро свим (електричним) границама између ТЅО-а у Европи она данас и буде примењена за алокацију тих ресурса. Постоје два модалитета аукције која су примењива за алокацију прекограничних преносних капацитета: експлицитна и имплицитна. Као мера билатералних преносних капацитета између суседних ТЅО-а данас је превасходно у употреби методологија нето преносних капацитета – NTC (Net Transfer Capacities) [4]. Алокација прекограничних преносних капацитета путем експлицитне аукције подразумева закуп само преносног капацитета, а логички претходи трговини електричном енергијом за коју је тај капацитет и закупљен. Постоји више варијанти примене ове методе [5]. Када се примењује само за једну границу суседни ТЅО-и могу независно један од другог да расподељују преносни капацитет (у односу 50%:50% и извозног и увозног дела капацитета), или само комплетан извоз или увоз, или пак један од ТЅО-а може да обавља доделу свих 100% капацитета у оба смера у име и за рачун и оног другог, суседног ТЅО-а [6]. У неким случајевима се додела капацитета обавља за више ТЅО-а на њиховим међусобним границама (регионално) кроз један централизовани процес. Чест је случај да ТЅО-и оснивају посебне фирме које у њихово име и за њихов рачун обављају доделу капацитета тржишним учесницима. Алокација прекограничних преносних капацитета путем имплицитне аукције подразумева да се уз (прекограничну) трговину електричном енергијом на берзи, аутоматски закупљује и преносни капацитет неопходан за њено остваривање, што такође обавља и администрира сама берза, али у име ТЅО-а. У овом случају постоје две варијанте: раздвајање и спајање тршишта (Market Splitting и Market Coupling). Код раздвајања тршишта, једна (регионална) берза администрира сву трговину и следствену доделу преносних капацитета на целој територији коју покрива, а која је подељена на предефинисане географске зоне. Уколико расположиви преносни капацитети (прорачунати од стране ТЅО-а) могу да задовоље сву жељену прекограничну трговину која је последица понуде и потражње у појединим зонама јединственог тржишта, формира се јединствена системска цена која важи за цело тржиште, у супротном тржиште се дели на зоне са различитим ценама. Код спајања тршишта, више националних берзи, након обављеног локалног клиринга, међусобно размењује податке о незадовољеној производњи/потрошњи са припадајућим ценама, након чега се кроз посебну итеративну процедуру обавља прекогранична трговина све до износа расположивих капацитета, када се процес зауставља и одређују се коначне цене националних берзи. И у овој варијанти, уколико расположиви преносни капацитети задовољавају сву жељену прекограничну трговину, формира се јединствена цена која ће важити за све укључене берзе. На основу досадашњих академских и практичних истраживања, као и актуелне праксе, изгледно је да ће „хибридно“ решење које подразумева примену експлицитних метода на дужим временским хоризонтима (годишње, месечно, недељно), а имплицитних метода за физичку трговину дан унапред бити усвојено и примењено у читавој Европи.

2

Даља унапређења обе алокационе методе (и експлицитне и имлицитне) се очекују кроз примену методологије засноване на токовима снага (flow-based) која подразумева употребу дистрибутивних фактора трансфера снаге – PTDF (Power Transfer Distribution Factor). Главна потреба за овакво унапређење лежи у чињеници да се међузависност преносних капацитета у континенталној Европи не може увек на адекватан начин представити преко, по дефиницији распрегнутих и билатералних, NTC-а [7] па је потребна употреба неке нове методе која ће боље уважавати физичке карактеристике међусобно повезаних високонапонских преносних мрежа. 3 РЕГИОНАЛНО КООРДИНИСАНЕ ЕКСПЛИЦИТНЕ АУКЦИЈЕ ЗА АЛОКАЦИЈУ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА 3.1 CACS-CWE У периоду од 2001. до 2008. године је компанија “TSO Auction BV” (www.tso-auction.org) обављала заједничку алокацију капацитета путем експлицитне аукције на границама Холандије са Белгијом и Немачком (2 ТЅО-а), уважавајући у прорачунима међузависности ових капацитета [8]. Ово је први пример у Европи да су се у вредностим NTC-а уважавала и ограничења која је наметала (петљаста) конфигурација преносних мрежа. Од 2009. године поменута компанија је пренела своје надлежности на новоформирану компанију „CACS-CWE“ (www.casc-cwe.eu) која сада покрива много шири регион централно-западне Европе и обавља експлицитне аукције на међусобним границама Холандије, Белгије, Немачке (3 ТЅО-а), Луксембурга и Француске. 3.2 E-trace Препознајући да је уважавање међусобног утицаја преносних капацитета у петљастим мрежама са значајним „паралелним“ токовима снага веома битно, крајем 2004. године је основана компанија “E-trace“ (www.e-trace.biz) за обављање експлицитних аукција на међусобним границама Чешке, Пољске и Немачке (2 ТЅО-а), а од 2006. године и Словачке. Посебна карактеристика ових аукција су тзв. комерцијални и технички профили. Комерцијални профили су једноставно границе између TSO-a учесника на којима се додељује капацитет. Међутим, ограничења су на посебно дефинисаним техничким профилима који представљају скупове граница за које је дефинисано заједничко ограничење преносних капацитета, одређено од стране бар једног ТSО-а и који укључује барем један комерцијални профил [8]. Овиме су у великој мери уважене специфичности преносних мрежа у том региону.

E-trace:Чешка, Пољска, Словачка и Немачка

CASC-CWE:Француска, Холандија, Белгија, Луксембург и Немачка

Слика 1: Постојеће регионално координисане експлицитне аукције

3

http://www.tso-auction.org/

http://www.casc-cwe.eu/

http://www.e-trace.biz/

3.3 Иницијативе за нове регионалне пројекте координисања експлицитних аукција 3.3.1 Регион југо-источне Европе Алокација прекограничних преносних капацитета у региону југоисточне Европе се тренутно обавља путем билатералних експлицитних аукција нето преносних капацитета (NTC), од стране свих ТЅО-а осим ТЅО-а Босне и Херцеговине који примењује пропорционални принцип доделе (pro-rata). Суседни ТЅО-и додељују половину преносних капацитета (и у смеру увоза и извоза) и већина капацитет наплаћује по принципу маргиналне цене, осим ТЅО-а Црне Горе, Србије и Македоније који примењују принцип плати према (успешној) понуди. Један изузетак је хрватско-мађарска граница на којој аукцију за комплетан капацитет обавља мађарски ТЅО. Актуелно стање у овој области се може сматрати задовољавајућим јер представља значајан помак у односу на ситуацију од само пре пар година. Међутим, још увек има доста простора за побољшања, првенствено имајући у виду структуру и величину преносних мрежа појединачних ТЅО-а у региону, која пак условљава велику међузависност билатерално израчунатих преносних капацитета. Идеја о регионалној примени методе координисане аукције засноване на токовима снага датира још из 2003. године када је осам ТЅО-а из региона почело њену разраду кроз ETSO радну групу за југоисточну Европу (SETSO TF). У пројекат су временом постепено укључиване регулаторне агенције и тржишни учесници, а институционална подршка је конкретизована оснивањем Енергетске заједнице. Пробна тест примена ове методе (тзв. Dry-run) је дала многобројне резултате [9], на основу којих је метода разрађивана и унапређивана кроз две фазе (2006.-2008.), а један од резултата је и развој интернет портала (www.drcat.at) за аутоматизовану примену ове методе. Тренутно је у току финална фаза (2008.-2009.) током које је у октобру 2008. године Енергетска заједница расписала тендер за студију под називом “Study on the final development and establishment of a Coordinated Congestion Management in the SEE Region” а већ у новембру исте године изабрала и извођаче студије, чији завршетак се очекује у другој половини 2009. године. Пошто предложена метода претпоставља централизовано спровођење алокације преносних капацитета од стране једног ентитета – аукцијске куће, у мају 2008. године је донет и акциони план о њеном формирању [10]. У децембру исте године је од стране велике већине учесника потписан меморандум о разумевању по питању формирања аукцијске куће [11], а за њено седиште је изабрана Црна Гора. 3.3.2 Регион централно-источне Европе У региону централно-источне Европе се планира проширење територије коју покрива “E-trace“ на Мађарску, Аустрију и Словенију, а поред укључивања нових земаља у завршној фази су и преговори осам укључених ТЅО-а о почетку примене алокационе методе засноване на токовима снага [12] током друге половине 2009. године. Седиште будуће аукцијске куће ће бити у немачком граду Фрајзингу поред Минхена. 3.3.3 Регион централно-јужне Европе Регион централно-јужне Европе у ствари представљају границе Италије према суседима. У току је иницијатива о хармонизацији правила и процедура за експлицитне аукције на свим италијанским границама, као и увођење ауција на дневном нивоу на преосталим границама (поред постојећих на границама са Грчком и Словенијом).

4

http://www.drcat.at/

Југо-источнаЕвропа Централно-

јужна Европа

Централно-источнаЕвропа

Слика 2: Планиране регионално координисане експлицитне аукције

4 РЕГИОНАЛНО КООРДИНИСАНЕ ИМПЛИЦИТНЕ АУКЦИЈЕ ЗА АЛОКАЦИЈУ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА 4.1 NordPool Алокацију преносних капацита на Скандинавском полуострву између Норвешке, Шведске, Финске и западне Данске, од 1990. године обавља заједничка међународна берза електричне енергије “NordPool” (www.nordpool.com), помоћу методе имплицитне аукције познате под називом “раздвајање тржишта” (Market Splitting) [13]. Основна карактеристика ове методе је да није дозвољена билатерална прекогранична трговина електричном енергијом, већ се сва трговина обавља преко берзе, по потреби уз коришћење одговарајућих енергетских дериватива [14]. Физичка трговина се обавља само за наредни дан, док за дугорочну трговину постоје одговарајућа финансијска тржишта за дугорочне уговоре (futures, forwards). Примењена ограничења преносних капацитета су NТС-ови, који су и даље у употреби због карактеристика преносне мреже у овом региону која условљава малу међузависност преносних капацитета. Дугогодишња успешна примена ове методе је довела до њене извесне модификације и почетка примене у континенталној Европи о чему ће више речи бити у наредним поглављима. 4.2 TLC – Belpex Важна функција белгијске берзе “Belpex” (www.belpex.be) јесте њена сарадња са две суседне берзе, “APX” у Холандији и “Powernext” у Француској, односно заједничка примена методе „спајања тржишта“, која је позанта под именом TLC (Tri-Lateral market Coupling). Ова метода се примењује од новембра 2006. године и према досадашњим резултатима дошло је до конвергенције цена, тако да су на пример током првих девет месеци 2008. године, 68% времена цене на сва три тржишта биле исте, док су загушења у преносној мрежи само у 1% времена условљавала реазличите цене на сва три тржишта. Актуелно је разматрање проширења постојећег концепта на Немачку [15], што би у комбинацији са CACS-CWE концептом експлицитних аукција за дуже временске хоризонте од дневних, дало потпуно решење алокације преносних капацитета за овај регион. 4.3 ЕМСС (European Market Coupling Company) Електрична веза источне и западне Данске са два ТЅО-а у Немачкој представља у ствари везу скандинавског тржишта са оним у континенталној Европи. Након што се у пракси показала неефикасност експлицитних аукција на дневном нивоу на овој граници, кроз велике износе неискоришћеног капацитета, одлучено је да се формира компанија “EMCC” (www.marketcoupling.eu) за примену методе “спајања тржишта” (Market Coupling). На граници

5

http://www.nordpool.com/

http://www.belpex.be/

http://www.marketcoupling.eu/

западне Данске и Немачке ће се задржати експлицитне аукције на месечном и годишњем нивоу док на граници источне Данске и Немачке убудуће уопште неће бити експлицитних аукција. Након неколико месеци одлагања почетка примене, крајем септембра 2008. године почела је примена “спајања тржишта” на граници између ове две земље. Међутим, након само 10 дана примене, “спајање тржишта” је суспендовано због проблема и неусаглашености алгоритама (различита постављена критеријумска ограничења) за прорачунавања цена од стране берзи са две стране границе. Враћена је примена експлицитне аукције за дан унапред, а у међувремену су анализирани разлози који су довели до проблема и наставак примене “спајања тржишта” се очекује у марту 2009. године. 4.4 Mibel Заједничко тржиште на Иберијском полуострву између Шпаније и Португала је администрирано од стране шпанске берзе ОМЕL (www.omel.es) и функционише на основу принципа методе раздвајања тржишта.

MIBEL: Шпанија и Португал Италија: интерно “раздвајање тржишта”

TLC:Француска, Белгија, Холандија

NordPool: Норвешка, Финска, Шведска, Данска

EMCC:Данска и Немачка

Слика 3: Постојеће регионално координисане имплицитне аукције (изузев Италије у којој се ради о унутрашњем радвајању тржишта)

6

http://www.omel.es/

4.5 Нове иницијативе за регионално координисање имплицитних аукција Прва група иницијатива се односи на проширење постојећих функционалних регионалних пројеката на тржишта суседних држава, и то:

• “NordPool” (Скандинавија) → балтичке државе • “NordPool” (Скандинавија) → централно-западна Евопа (преко везе са Немачком) • “NordPool” (Скандинавија) → Холандија • “TLC“ (Француска, Белгија, Холандија) → Немачка • “Mibel“ (Шпанија, Португал) → Француска

Друга група иницијатива се односи на сасвим нове идеје о повезивању националних тржишта:

• Чешка ↔ Словачка • Румунија ↔ Мађарска ↔ Аустрија • Словенија ↔ Италија • Италија ↔ суседне земље, као надоградња постојећој, већ поменутој иницијативи о

регионалној примени експлицитних аукција у централно-јужној Европи (ради се о предлогу примене спајања тржишта на северним границама Италије, сарадњом италијанске берзе са берзама из Француске, Словеније и Немачке - преко које ће у ствари бити укључене територије Аустрије и Швајцарске)

• Југоисточна Европа: BSP-SouthPool (www.bsp-southpool.com) је компанија коју су током 2008. године основале словеначка берза електричне енергије и оператор тржишта “Borzen” и немачка берза дериватива “Eurex”, са идејом о формирању регионалне берзе. Међутим, то је за сада само трговачка платформа која покрива дан-унапред трговину, независно на територијама Словеније и Србије.

Ваља напоменути да ће велика већина нових регионалних иницијатива које се односе на спајање тржишта на временском хоризонту дан унапред, увелико зависити од (успешне) реализације регионалних пројеката заједничке примене експлицитних аукција на дужим временским хоризонтима. Посебно би требало издвојити пројекат повезивања тј. уједињења две европске берзе: немачке „EEX“ и француске „Powernext“, којим је планирано да од априла 2009. године поделе послове на тај начин што ће „EEX“ убудуће администрирати заједничко тржиште енергетских дериватива, док ће нова берза у Паризу под називом „EPEX“ администрирати физичку трговину за дан унапред. 5 ЗАКЉУЧАК За остваривање зацртаног циља стварања интерног тржишта електричне енергије у Европи неопходна је већа и боља међусобна сарадња пре свега ТЅО-а и берзи електричне енергије, првенствено на регионалном нивоу, подржана од стране Регулатора. Ова сарадња подразумева усклађивање тржишних правила, избор и примену заједничких метода за алокацију прекограничних преносних капацитета на свим временским хоризонтима, али и њихово константно праћење и унапређивање (тамо где већ постоје) како би се адекватно одговорило на константне промене и изазове које доноси либерализовано тржиште електричне енергије. ЛИТЕРАТУРА [1] Regulation (EC) No 1228/2003 of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003

on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity [2] Amendments to the Regulation (EC) No 1228/2003

7

http://www.bsp-southpool.com/

[3] Energy Community, “Decision No. 2008-02 on Implementation of EC Decision amended Annex Regulation 1228/2003”

[4] ETSO Final Report, “Definitions of Transfer Capacities in liberalised Electricity Markets”, April 2001

[5] М. Апостоловић, “Еволутивни развој методе експлицитних аукција преносних капацитета”, 12. Симпозијум JUKO CIGRE Управљање и телекомуникације у електроенергетском систему, Тара, 29. мај - 2. јун 2006., реферат Ц5-08

[6] М. Апостоловић, С. Мијаиловић, З. Вујасиновић, “Експлицитне аукције преносних капацитета – основни принципи, варијанте и примена”, 27. саветовање JUKO CIGRE, Златибор, 2005. године, реферат Ц5-11

[7] ETSO Final paper, “Regional Flow-based allocations: State-of-play”, March 2007 [8] З. Вујасиновић, М. Апостоловић, С. Мијаиловић, “Координисање аукција преносних

капацитета на регионалном нивоу”, 27. саветовање JUKO CIGRE, Златибор, 2005. године, реферат Ц5-12

[9] ETSO, “Dry-run Coordinated Auctions SEE region, Reports on the 4-9 rounds”, January 2007 [10] Energy Community, “Action Plan for establishing the South East Europe Coordinated Auction

Office” [11] Energy Community, “Memorandum of Understanding on Coordinated Auction Office (11 Dec

2008)” [12] Consentec, „Flow based allocation of cross-border transmission rights in Central East Europe -

Background, principles, pros and cons”, December 2008 [13] М. Апостоловић, Н. Мијушковић, “Елиминисање загушења – искуства нордијских

држава”, 26. Саветовање JUKO CIGRE Бања Врућица – Теслић, 25-30. мај 2003., реферат R 39-03

[14] М. Вукасовић, М. Апостоловић, “Енергетски деривати за смањење ризика у прекограничној трговини електричном енергијом: FTRs и CfDs”, 28. Саветовање JUKO CIGRE, Врњачка Бања, 30. септембар – 5. октобар 2007., реферат Ц5-01

[15] Implementation Study: “A report for the MoU signatories on the design of the market coupling solution in the Central West European (CWE) region, by the CWE MC Project”, August 2008

8

R C5 - 09

OPIS NOVOG MF („maximum-flow”) METODA ZA KOORDINISANE AUKCIJE

MARIJA ĐORĐEVIĆ∗, ALEKSANDAR KURĆUBIĆ

JP „Elektromreža Srbije”, Direkcija za upravljanje prenosnim sistemom Beograd Srbija

Kratak sadržaj: Rad prikazuje osnovne principe nove metodologije „maximum flow“ za određivanje prenosnog kapaciteta u koordinisanim aukcijama. Dati su opšti principi nove metode i osnovne definicije relevantnih veličina. U radu su prikazana iskustva simulacije mesečne i dnevne aukcije, primenom novog metoda. Ključne reči: „Maximum-flow“ - Kritična grana - Kritični ispad 1. UVOD Već nekoliko godina metode upravljanja zagušenjima se razvijaju kako u EU tako i u JIE (Jugoistočne Evrope) regionu. Cilj ovog procesa je u metodološkom razvoju, koji bi obezbedio ekonomsku efikasnost, transparentan i nediskriminatorni pristup što većoj količini prenosnog kapaciteta uz održanje sigurnosti sistema. Većina operatora prenosnih sistema Jugoistočne Evrope (JIE) učestvuje u projektu simulacije primene koordinisanih aukcija (KA) zasnovanih na fizičkim tokovima snaga, počevši od januara 2006. godine. Tokom proteklog perioda simulacije, TSO-ovi su razvili tehničke i organizacione procedure modela uz pomoć konsultanta. Od januara 2008. godine počelo se sa primenom novog metoda, takozvani MF („maximum flow“) za koordinisane aukcije, u cilju povećanja kapaciteta za alokacije. 2. PRETHODNA ISKUSTVA SA METODOM BC (“border capacity”) I RAZLOZI PRELASKA NA NOVI METOD 2.1. Osnovni principi koordinisanih aukcija

Metod koordinisanih aukcija zasnovanih na tokovima snaga koristi PTDF faktore („Power Transfer Distribution Factors“) kako bi konvertovao komercijalne razmene na njihov fizički uticaj na tokove na potencijalnim mestima zagušenja u prenosnoj mreži, bilo da se radi o metodu BC („border capacity“) ili o metodu MF(„maximum flow“). Očekuje se da prethodno navedeni koncepti pokažu bolje performanse u poređenju sa upotrebom ne koordinisanih ili bilateralnih mehanizama za alokaciju prenosnih kapaciteta. Prema tome, region JIE je tehnički veoma pogodan za uvođenje koordinisanih metoda, kao region koji obuhvata puno relativno malih i TSO-ova srednje veličine, sa velikim stepenom nezavisnosti.

∗ Vojvode Stepe 412, 11040 Beograd, [email protected]

1

2.2. Prelaz sa starog metoda BC (“border capacity”) na novi pristup MF (“maximum flow”)

Koncept BC (“border capacity”) pokazao je nedostatke kao što su: - Vrlo male vrednosti prenosnih kapaciteta za alokaciju dobijene na pojedinim granicama - Definisani kapacitet bitno zavisi od usaglašenog programa razmene u “base case”-u BCE, koji je neophodan da bi se formirao “base case” model. - Iskorišćenost mreže je vrlo mala, nakon simulacije alokacije i nominacije prenosnih kapaciteta - Nedovoljna transparentnost Kako bi se prevazišli ovi nedostaci BC metoda, TSO-ovi Jugoistočne Evrope u saradnji sa konsultantima, razvili su novi pristup koji se odnosi na sve elemente u sistemu, takozvani MF (“maximum flow”), koji je zadržao sve prethodne dobre osobine BC metoda. 3. OPIS NOVOG METODA MF-OSNOVNE FORMULE 3.1. Opšti principi MF metoda MF pristup je zasnovan na razmatranju maksimalno dozvoljenog toka snage na pojedinom elementu mreže, tj. polazi se od tehničkog ograničenja opreme (termičkog kapaciteta) od koga se oduzimaju prirodni tokovi snaga, kako bi se došlo do mrežnih ograničenja koja treba da budu ispunjena u okviru alokacije prenosnih kapacteta.[1] Parametri koji se najpre definišu su:

a) Definisanje potencijalno kritičnih grana (bilo unutrašnjih, bilo interkonektivnih) b) Definisanje za svaku kritičnu granu 1..n kritičnih topologija, tj.kritičnih ispada

Proračun kapaciteta za svaku topologiju (grana i, ispad j), tj. maksimalnog kapaciteta koji se može alocirati na grani i, definiše se prema sledećoj formuli: jiequipialocji NFFMF ,max,,max,,, −= (3.1) gde je: - termički limit opreme equipiF max,,

jiNF , prirodni tokovi snaga definisani su kao:

jiasebajiji PTDFBCEFNF ,sec,,, *−= , (3.2) Uvrštavanjem jednačine (3.2) u jednačinu (3.1) dobija se formula za proračun vrednosti kapaciteta za alokaciju: jiasebajiequipialocji PTDFBCEFFMF ,sec,,max,,max,,, *+−= (3.3) Elementi jednačine (3.3) su sledeće komponente: - AC proračun tokova snaga asebajiF sec,,

- DC proračun tokova snaga jiPTDFBCE ,* Proračunati prenosni kapacitet ne zavise od programa razmene BCE, što se može pokazati na sledeći način. U prvom koraku fizički tok snage na posmartanom elementu cb (“critical branch”) za svaki

2

kritičan ispad co (“critical outage”) je definisan kao Pcb,co,base_case. Zatim, tokovi prouzrokovani programom razmena snaga BCE (“base case exchange”) potrebno je da budu izdvojeni iz Pcb,co,base_case, kako bi se dobili odgovarajući NF tokovi. Ovo se može postići korišćenjem PTDF matrice koja se odnosi na posmatranu kritičnu granu i kritični ispad. co,cbcase_base,co,cbco,cb PTDFBCEPNF ⋅−= (3.4) MF pristup ima mogućnost da razmotri svaki element mreže, bilo dalekovod, bilo transformator, kao potencijalno kritičnu granu. Prema tome, pojedini TSO-vi imaju mogućnost da specificiraju sve dalekovode (kako unutrašnje, tako i interkonektivne) i transformatore koji će biti uzeti u obzir u alokaciji, ili da selektuju podskup dalekovoda i transformatora, koji će sadržati one elemente za koje se očekuje da budu relevantni u kontekstu trgovine kapacitetima. MF metod teoretski omogućava da se za svaku granu definišu sve grane kao kritične, što podrazumeva ispitivanje „N-1” kriterijuma. Takođe je moguće razmatrati kritičan ispad kao kombinaciju dve ili više grana. Međutim, kako bi se redukovao broj kritičnih grana koje će biti razmatrane, aktuelni skup grana trebalo bi da specificira svaki od TSO-ova, kako bi eksperti odlučili da li je neki dalekovod ili tarnsformator, manje ili više bitan sa aspekta alokacije prenosnih kapaciteta.

3.2. Osnovne definicije

Proračun PTDF matrice Elementi PTDF matrice predstavljaju uticaj prekograničnog programa razmene između bilo kog para TSO-ova (u oba smera) na tok snage na razmatrnoj kombinaciji kritične grane i kritičnog ispada. Prema tome PTDF matrica se sastoji od: - Ncb,co vrsta, definisanih kao ukupan broj posmatranih kombinacija kritičnih grana i kritičnih ispada, i - I kolona, gde svaka kolona predstavlja broj parova TSO-ova, sa aspekta uvoza-izvoza (“source/sink”) u posmatranom KA (koordinisanih aukcija) regionu. Za proračun PTDF faktora se koristi DC proračun tokova snaga. PTDF faktori se računaju simultanim povećanjem generisanja u svim generatorskim čvorovima TSO A i simultanim smanjivanjem generisanja u svim generatorskim čvorovima TSO-a B, i to za ΔP = 100 MW, proporcionalno angažovanju generatora u base case-u. Ova promena u angažovanju generatora dovešće do inkrementalnog toka Δ F na svakoj kritičnoj grani. Odnos između inkrementalnog toka na posmatranoj kritičnoj grani za razmatrni kritični ispad Δ Fcb,co i generatorskog pomeraja Δ P definiše PTDF faktor za datu topologiju (kritična grana cb, kritičan ispad co).

P

FPTDF co,cbBA

co,cb ΔΔ

=→ (3.5)

Ukupan maksimalni tok (“Total Maximum Flow” TMF) TMF je maksimalni tok aktivne snage na posmatranoj kritičnoj grani, definisan preko termičkog limita I datog u modelu tokova snaga, pod pretpostavkom konstantnog udela toka reaktivne snage (costh ϕ ), zajednički definisanog za sve grane (slika 2). Pretpostavlja se da je cosϕ =0.95 u situacijama kada je kritična grana preopterećena 100% (na osnovu iskustva, ovo je neka realna procena odnosa aktivne i reaktivne snage).

3

Sl.2. Razmatranje toka reaktivne snage u okviru TMF proračuna Tako da je konačna vrednost za ukupni maksimalni tok na posmatranoj kritičnoj grani za odgovarajući kritičan ispad:

P

cos ϕ = 0.95

Q

Smax = √3·U·Ith

TMF = √3·U·Ith·cos ϕ

ϕ

P

cos ϕ = 0.95

Q

Smax = √3·U·Ith

TMF = √3·U·Ith·cos ϕ

ϕ

ϕcosIU3TMF cb,thcb ⋅⋅⋅= (3.6) Margina pouzdanosti (“Flow Reliability Margin” FRM) Margina pouzdanosti je aktivna snaga, kojom se modeluju sve nesigurnosti koje mogu nastati u sistemu, zbog nesavršenog modelovanja sistema: netačnosti PTDF modela, jer se kod proračuna uzima linearno povećanje angažovanja generatora dok u praksi nije tako, regulacije frekvencije, tokovi nastali zbog urgentnih stanja itd. FRM je izražena preko dela od TMF. Ona može biti podešena za svaku kritičnu granu ili definisana kao univerzalna brojka za sve grane. , gde je k < 1 (3.7) cbcb TMFkFRM ⋅= Prirodni tokovi snaga(“Natural Flow” NF) Prirodni tokovi su tokovi aktivne snage na posmatranoj kritičnoj grani nakon kritičnog ispada, koji se pojavljuju pod pretpostavkom da nema razmena između TSO-ova modelovanih u zajedničkom “load-flow”modelu. To znači da sve razmene (između TSO-ova koji učestvuju u KA, između TSO-ova koji učestvuju u KA i koji ne učestvuju, kao i između TSO-ova koji ne učestvuju u KA) se pretpostavlja da su jednake nuli. Zapravo, NF reflektuje tokove, kada svaki TSO pokriva sopstvenu potrošnju sistema iz svojih generatora, bez dodatnog uvoza ili izvoza. Spoljni tokovi (“Uncertain Outside Flow”UOF) UOF je aktivna snaga na posmatranoj kritičnoj grani uzrokovana prekograničnim transakcijama između regiona koji ne učestvuju u CA procesu, ali su fizički povezani sa posmatranim regionom. Vrednost UOF zavisi od programa razmene između regiona sa primenjenim mahanizmom KA i eksternih TSO-ova, kao i između eksternih TSO-ova, tj. onih koji ne učestvuju u procesu KA. U trenutku alokacije prenosnih kapaciteta, ovi programi razmene su nepoznati. Neto maksimalni tok (NMF) NMF je maksimum aktivne snage na razmatranoj kritičnoj grani za specificirani kritični ispad (definisan za oba smera) koji može biti alociran. Ova proračunska vrednost kapaciteta je kompatibilana sa standardima sigurnosti, i rezultat je komercijalnih transakcija između sistema koji učestvuju u alokaciji prenosnim kapacitetima zasnovanim na fizičkim tokovima snaga. Konačna vrednost kapaciteta koji se alocira data je formulom UOFNFFRMTMFNMF −−−= (3.8)

4

4. SIMULACIJA (“dry-run”) ZA APRIL 2008 GODINE - REZULTATI DNEVNE I MESEČNE AUKCIJE 4.1. Osnovne aktivnosti sprovedene u okviru aprilske runde “dry-run”-a

EMS, Elektromreža Srbije, je za april mesec 2008. godine preuzela ulogu simulacije Aukcijskog ofisa u procesu „dry-run“-a, ali sa novom metodologijom, tj. MF („maximum-flow“), što je bio jedan izazov s obzirom da je to prvi TSO u regionu JIE koji je počeo rad sa novim metodom. Softverski alati, s obzirom na početak rada sa novim metodom, su još uvek nedovoljno razvijeni i međusobno neusaglašeni, što je zahtevao i jedan dodatni napor TSO-a. EMS je sproveo dve aukcije, jednu na mesečnom nivou (na modelu od 16. aprila 2008. godine) i jednu na dnevnom nivou (na modelu od 2.aprila 2008 godine). Aktivnosti koje su TSO-ovi sproveli u toku aprilskog „dry-run“-a: - Svaki od TSO-va, koji učestvuje u procesu KA u JIE regionu je poslao svoj model za mesečni i dnevni nivo - Svaki TSO je poslao liste kritičnih grana i kritičnih ispada (CB/CO liste, “critical branch/critical outage”) za sopstveni sistem - Svaki od TSO-ova je poslao vrednosti MF/PTDF, tj. vrednosti raspoloživih prenosnih kapaciteta za alokaciju, u skladu sa prethodno poslatim listama kritičnih grana i kritičnih ispada. Ove vrednosti se dobijaju direktno iz softvera PSA [3], namenjenog za proračun maksimalno raspoloživog kapaciteta. Izgled izlaznih rezultata iz PSA (slika 3) je takav da se za svku kritičnu granu i svaki kritičan ispad proračunavaju vrednosti PTDF faktora, kao i vrednosti raspoloživog kapaciteta za oba smera AMF+ i AMF-. crit. branch crit. outage TMF[MW] FRM[MWFac[MW] Fbce[MW] NF[MW] UOF+[MW UOF-[MW] NMF+ NMF- AMF+ AMF- PTDF

AT->HR AT->HU AT->ME AT->MKXFL_BI11 GMELIT12 1(Base Case) 903.1 90.3 226.1 116.9 109.2 21.1 54.3 682.6 867.6 682.6 867.6 -0.0117 0.0081 -0.0138 -0.4448

Ln:XBG_TH11 GTHESS12 1 604.2 465.3 138.9 33 2.3 640.9 949.4 640.9 949.4 0.0082 -0.0047 0.0572 -0.2099XBG_TH11 GTHESS12(Base Case) 1217.6 121.8 515 474.3 40.8 112.5 24.9 942.5 1111.8 942.5 1111.8 0.027 -0.0176 0.0975 0.3197

Ln:JNIS2 11 JKOSB 11 1 670 613.6 56.4 175.2 35.2 864.3 1117.1 864.3 1117.1 0.0459 -0.0276 0.1644 0.4101Ln:XSO_NI11 JNIS2 11 1 611.8 524.1 87.7 159.4 44.3 848.8 1139.2 848.8 1139.2 0.0355 -0.0253 0.1098 0.2964Ln:XPF_DJ11 JHDJE111 1 550.8 515.6 35.2 147.6 50.6 913.1 1080.4 913.1 1080.4 0.0326 -0.0231 0.1066 0.3249Ln:XFL_BI11 GMELIT12 1 663 549.3 113.7 76 10.1 906.1 1199.5 906.1 1199.5 0.0202 -0.0117 0.0886 0.033Ln:XSK_KB11 YSK 51 1 763.8 645.2 118.6 75.9 9.9 901.4 1204.5 901.4 1204.5 0.0202 -0.0116 0.0886 0.6783

Sl.3 Izgled izlaznog rezultata iz programa PSA Aktivnosti koje je EMS sproveo u funkciji Aukcijskog ofisa su sledeće: - Spajanje modela koje su poslali TSO-ovi, u jedan model sa “usual base case exchange” programom razmene. - Spajanje lista raspoloživih prenosnih kapaciteta koje su poslali TSO-ovi, i provera rezultata - Prilagođavanje izlaznog formata podataka iz PSA programa, za DrCAT [4] softver. DrCAT softver je namenjen za alociranje prenosnih kapaciteta, određivanje granica na kojima je došlo do zagušenja, kao i raspodelu prihoda dobijenih od alokacija između TSO-ova. U sadašnjoj fazi razvoja nove metodologije MF, proračunom se dobijaju negativne vrednosti kapaciteta za alokaciju, zbog loše procene vrednosti UOF, tj. dela toka aktivne snage uslovljenog iz susednih sistema. Prevashodno problem se javlja u graničnim TSO-ovima regiona, jer se u tim sistemima najčešće dobijaju negativne vrednosti raspoloživih kapaciteta. Jedan pravac rešenja ovog problema bi bio modelovanje većeg dela mreže, kako bi se obuhvatili susednih sitemi, koji ne učestvuju u procesu, čime bi se izbegli pogranični efekti. Drugi pravac je poboljšanje metodologile za proračun UOF (”uncertain outside flows”) , tj. tokova kojim se obuhvataju susedni sitemi. Zapravo, ideja je da se razvije optimizacioni metod koji bi dao najbolji, najrealniji scenario uvoza i izvoza pojedinih zemalja. Ovim bi vrednosti za UOF bile realnije, pa prema jednačini (3.8), vrednost kapaciteta za alokaciju bi bila uvek pozitivna.

5

4.2. Rezultati alokacija aprilskog dry-run-a

U procesu alokacije kapaciteta trgovci su direktno na DrCAT [4] dostavili svoje ponude, “bid”-ove, sa odgovarajućim smerovima, količinama potrebnog kapaciteta i sa ponuđenim cenama. Na mesečnom nivou broj ponuda bio je 13, dok je na dnevnom nivo bilo samo tri ponude. Traženi prenosni kapacitet je 982MW na mesečnom nivou, a na dnevnom nivou 55MW. S obzirom da optimizacione procedure na kojima je baziran program DrCAT ne prihvataju negativne vrednosti kapaciteta za alokaciju, bilo je potrebno prevazići taj računski problem. Zbog toga je EMS sproveo dva tipa proračuna:

a) Negativne vrednosti kapacitata zamenjene su sa vrednostima 0.01MW Vrednost alociranog kapaciteta u tom slučaju je 176MW, što je 18% od zahtevanog kapaciteta. Zagušenje je bilo u hrvatskoj mreži, upravo na tom kapacitetu koji je zamenjen sa 0,01MW.

b) Negativne vrednosti kapacitata zamenjene su sa vrednostima 999MW Vrednost alociranog kapaciteta u tom slučaju je 861MW, što je 88% od traženog kapaciteta. Zagušenje je bilo na unutrašnjem hrvatskom dalekovodu sa vrlo malim proračunatim NMF kapacitetom.

4.3. Analiza sigurnosti sistema nakon alokacija

Nakon alokacije, trgovci su nominovali svoje transakcije, pa je ukupan nominovani kapacitet, kao i smerovi transakcija prikazan u tabeli I. EMS, u ulozi Aukcijskog ofisa odredio je nove totale pojedinih zemalja sa navedenim transakcijama. Nakon toga je sprovedena analiza sigurnosti na celom sistemu JIE, tj. ispitivanje kriterijuma N-1, kako bi se videlo da li je novi metod zadovoljio po tom pitanju, što i jeste glavni cilj ovog metoda. Ukoliko se analizira tabela sa nominovanim transakcijama može se videti da se vodilo računa o profitabilnosti pojedinih pravaca. Tabela br. I: Nominovane transakcije na mesečnom i dnevnom nivou

Allocation results detailed Nomination rules

Source Sink Accepted volume [MWbid direction profitable bid direction (1=yes)BA AL 10 BAAL 1BA GR 25 BAGR 1BA ME 20 BAME 1BA RS 150 BARS 1BG RS 200 BGRS 1RS AL 100 RSAL 1RS GR 100 RSGR 1RS HR 24 RSHR 1RS ME 100 RSME 1RS MK 132 RSMK 1BA AL 25 BAAL 1BA GR 20 BAGR 1BA MK 10 BAMK 1

Kod ispitivanja analize sigurnosti pokazalo se da ona vrlo zavisi od načina uvažavanja spoljnih tokova, tj. tokova na granici KA regiona. Posmatrana su dva slučaja, prvi kada su spoljni tokovi na interfejsu uzeti iz mesečnog modela, a drugi iz dnevnog modela, kao što je prikazano u tabeli br.II.

6

Tabela br. II: Tokovi na obodu regiona, posmatrano iz dnevnog i mesečnog modela

interface exch. taken from daily model taken from monthly BCEsALBABGGR 0 0MEMKRO 208 -225RS -144 -467HR -177 -469

-113 -1161 U prvom slučaju, kada su tokovi uzeti iz mesečnog modela, novi totali pojedinih zemalja izgledaju kao u tabeli br.III. U ovom slučaju je zadovoljena analiza sigurnosti, tj. kriterijum N-1. Tabela br. III. Balansi pojedinih zemalja kada su spoljni tokovi uzeti iz mesečnog modela

long term schedules interface exch. (scaled daily total on monthly BCE patter Monthly&daily auctio

Resulting export balance after nomination

AL 0 -135 -135BA 0 260 260BG 0 200 200GR 0 -145 -145ME 0 -120 -120MK 0 -142 -142RO -225 0 -225RS -467 106 -361HR -469 -24 -493

-1161 0 -1161 U drugom slučaju, spoljni tokovi se razmatraju kao da su uzeti iz dnevnog modela, tj. kao u tabeli br.IV. Tabela br.IV. Balansi pojedinih zemalja kada su spoljni tokovi uzeti iz dnevnog modela

long term schedules interface exch. (scaled daily total on monthly BCE Monthly&daily auctio

Resulting export balance after nomination

AL 0 -135 -135BA 0 260BG 0 200GR 0 -145 -145ME 0 -120 -120MK 0 -142 -142RO 208 0 208RS -144 106 -38HR -177 -24 -201

-113 0 -113

260200

Rezultati analize sigurnosti, tj. ispitivanje kriterijuma “N-1”, pokazalo je da je u pojedinim slučajevima došlo do preopterećenja, i to u slučaju nekoliko hrvatskih dalekovoda i transformatora, što i predstavlja nesavršenost ove metode kada su u pitanju spoljni tokovi. 4.4. Problemi nastali tokom aprilskog “dry-run”-a

Jedan od gorućih problema je malo učešće trgovaca. U svakoj sledećoj rundi “dry-run”-a sve manji je broj transakcija, a samim tim i nemogućnost detaljne analize sigurnosti sistema, kao i pravljenja tehno-ekonomskih analiza na kojima se bazira izrada pravno-finansijskih dokumenata po pitanju osnivanja prave, realne firme, tj. Aukcijskog ofisa u regionu JIE.

7

4.5. Raspodela prihoda prema novom metodu MF

Problem raspodele prihoda od aukcija između TSO-ova koji učestvuju u “dry-run”-u je aktuelno pitanje koje treba rešavati u narednom periodu. Konsultant je preložio dva metoda raspodele prihoda i to:[2] A. Apsolutna upotreba, ponderisana marginalnom cenom B. Modifikovana apsolutna upotreba U prvom, alocirani kapacitet na datoj granici se ponderiše marginalnom cenom za datu granicu (između dve zemlje).

∑ ∑

∑

≠→→

≠→→

⋅⋅

⋅⋅⋅=

h nmnmnmnmhh

nmnmnmnmii

i ACPTDFCP

ACPTDFCPTRR

)(,,

)(,,

(4.1)

U drugom slučaju, raspodela prihoda za svaki “source-sink” par, se određuje prema raspodeli tokova po granicama koji kreira zadata transakcija. Ponderisanje se radi marginalnom cenom za dati “source-sink” par.

⎣ ⎦⎣ ⎦∑∑

→

→→

≠→ ⋅⋅=

hnmh

nminm

nmnmnmi PTDF

PTDFACCPR

,

,

)(,

(4.2)

Gde su: iR - prihod po granici

TR - ukupan prihod CP – marginalna cena AC – dodeljeni (alocirani) kapacitet i – odnosi se na datu granicu

nm→ - odnosi se na transakciju , gde je m “source”, n “sink” transakcije

∑h

- suma po svim granicama

Drugi metod izgleda da je lako razumljiv i transparentan, ali će se u budućnosti detaljno istaržiti rezultati pomenutih ključeva za raspodelu prihoda. 5. ZAKLJUČAK Novi metod MF je dao optimističke rezultate, kao jedan transparentan metod, u odnosu na dosada primenjene metode. Jedna od prednosti je što nije zavisan od programa razmene između TSO-ova. U daljem istarživanju potrebno je razviti bolju metodologiju za obuhvatanje tokova iz spoljnih sistema. Takođe je potrebno potencirati na analizi sigurnosti, tj. proveravati da li je kriterijumu “N-1” ispunjen. Na osnovu ovakvih analiza, može se konačno metod usvojiti i verifikovati, s obzirom da je i osnovna uloga svakog operatora sistema očuvanje sigurnosti elektroenergetskog sistema. LITERATURA [1] Determination of transmission capacities with line-wise Maximum Flow approach, Consentec, 1.February 2008 [2] Study on the final development and establishment of Coordinated Congestion Managment in the SEE Region Consentec [3] Power System Analyzer- program za tokove snaga, u vlasništvu EKC-a [4] DrCAT- program za alokaciju kapaciteta, u vlasništvu APG-a

8

Р Ц5 - 10

КООРДИНИСАНЕ АУКЦИЈЕ ПРЕНОСНОГ КАПАЦИТЕТА У РЕГИОНИМА ЦЕНТРАЛНО-ИСТОЧНЕ И ЈУГОИСТОЧНЕ ЕВРОПЕ - ПРОЈЕКАТ СОФТВЕРА ЗА АУКЦИЈСКУ КУЋУ У МИНХЕНУ/FREISING-У

Зоран Вујасиновић* (ЕКЦ), Снежана Мијаиловић (ЕКЦ), Небојша Јовић (ЕКЦ),

Марко Чокорило (ЕКЦ), Бојан Ивановић (ЕМС) Београд, Србија

Кратак садржај: У раду је дат преглед активности по регионима Европе у погледу развоја и примјене координисане додјеле преносних капацитета, са посебним освртом на процесе везане за координисане аукције засноване на токовима снага у југоисточној и централно-источној Европи. Укратко je описана метода координисане аукције са „Капацитетом Максималног Тока“. Такође су описане активности на успостављању ове методологије у оба региона, као и детаљи пројекта израде софтвера за аукцијску кућу за централно-источну Европу у Freising-у код Минхена.

Кључне ријечи: Додјела – Алокација - Преносни капацитет – ATC - Максимални ток – АМF – PTDF - Југоисточна Европа - Централно-источна Европа - Аукцијска кућа

1. УВОД Процес развоја и примјене унапређених метода додјеле преносних капацитета у регионима Европе, правно уоквирен Директивом и Регулативом Европске комисије, те Смјерницама за управљање загушењима [1-3], пред операторе преносних система ставља два основна постулата, један више економски и други претежно технички:

увођење метода које су тржишно оријентисане, недискриминаторне и транспарентне

увођење метода које добро одражавају физику преносних система, ради оптималне експлоатације као и сигурности преносне мреже

Вишегодишњи рад на овој проблематици, у два од осам европских региона, односно у југоисточној и централно-источној Европи, усмјерен је ка успостављању методе координисане аукције засноване на токовима снага, и то на основу „Maxflow“ приступа („Максимални ток“). Примјеном методе координисане аукције, били би замјењени досадашњи механизми доделе преносних капацитета на основу ATC-a (Расположивог

* Зоран Вујасиновић, ЕКЦ, Војводе Степе 412, 11000 Београд, [email protected]

1

преносног капацитета), који су у оба региона окарактерисани као технички недовољно адекватни.

2. ПРЕГЛЕД ЕВРОПСКИХ РЕГИОНА ЗА УПРАВЉАЊЕ ЗАГУШЕЊИМА У Европи је најприје дефинисано седам региона, а накнадно и осми (ЈИ Европа) регион, у којима према Смјерницама [3], оператори преносног система (TSO-ови) имају обавезу да успоставе координисане методе управљања загушењима. Региони су углавном дефинисани по географско-физичкој повезаности дијелова преносног система, односно граница појединих земаља, гдје неколико земаља истовремено припада у више региона (пресјечне земље, као што су FR, DE, SI, GR...)

У југоисточној Европи, правно накнадно дефинисаном региону преко инструмената Повеље енергетске заједнице (његова дефиниција је још предмет дискусија), годинама је у разради координисана аукција, а Maxflow приступ се разматра од почетка 2008. године, кроз пробну примену методе (dry-run). Као резултат дугогодишњег рада, искристалисала су се многа техничка рјешења, мада недостају одлучнији кораци ка одлуци о стварној примјени методологије у пракси.

У централно-источној Европи тренутно је (између пет од укупно осам TSO-ова), на снази координисана додјела капацитета на основу ATC-a. У овом региону Maxflow приступ координисаним аукцијама поред техничке разраде, управо добија и епилог у одлучним корацима ка практичној примјени. Већ је успостављена централна аукцијска кућа у Freising-у поред Минхена, а у току је и комплексан пројекат припреме потребне хардверске и софтверске подршке за рад те аукцијске куће.

Слика 1 – Европски региони за координисано управљање загушењима

2

Развој управљања загушењима у осталим европским регионима:

У Скандинавији се готово двадесет година примјењује метода Раздвајања тржишта (Market Splitting), метода координисане доделе ATC-а, на тржишту прекограничних размена дан унапријед, организованог преко заједничке обавезујуће берзе Nordpool. У овом систему који није јако међуповезан, генерално нема проблема са примјеном методе засноване на трансакцијама, тј, на ATC-у.

У централно-западној Европи у употреби је координација билатералних аукција заснованих на ATC-у, а у развоју је спајање тржишта уз учешће више берзи електриче енергије, при чему је тренутна визија да се додјела и даље заснива на ATC-у, а не на токовима снага.

У региону Италије, односно на сјеверним границама Италије, на снази је пенталатерални споразум за координисано коришћење ATC-a, док још увијек нема јасног унапређења, мада је генерална одредница примјена методе засноване на токовима снага. На DC каблу између Италије и Грчке ATC се билатерално додјељује.

У региону југозападне Европе, на снази је билатерална додела ATC-a, а границе у региону нису много међузависне. Постоји скорашња иницијатива француског TSO-a да се овај регион споји са регионом Италије.

У Великој Британији и Ирској додела преносних капаицтета се не намеће као кључни проблем с обзиром на географски облик региона, док се сматра да је у региону Балтика излишно дефинисати засебне механизме управљања загушењима, који не обухватају њихове снажне везе са преносним системом IPS-UPS (Русије и осталих земаља бившег СССР-а).

3. ОПИС МЕТОДЕ МАКСИМАЛНОГ ТОКА („Maximum Flow“) У фокусу ово рада су процеси у југоисточној и централно-источној Европи, те координисана метода доделе преносог права на основу Максималног тока. Овдје су укратко дате основе ове методе, у најновијој верзији – онако како је дефинисана у централно-источној Европи, а са чиме се сада хармонизује и процес у југоисточној Европи:

Координисана аукција се примјењује између групе „тржишних области“ („Market Areas“), које у принципу одговарају TSO-овима или групама TSO-ова.

Производи понуђени на координисаним аукцијама заснованим на токовима снага, су физичка преносна права између двије тржишне области („извора“ и „понора“), а количине се одређују у току аукцијског процеса.

Математички, аукција пренoсног капацитета је оптимизациона фукција гдје је промјењива у ствари одлука о прихватању или одбијању понуда за преносним правом, док је циљ максимизација укупног прихода од аукције, као мјере социјалне добробити на регионалном нивоу. Ограничења у тој функцији су слика ограничења у преносној мрежи, а дефиниција таквих ограничења је суштина Maxflow методе.

Код аукција заснованих на токовима снага, ограничења се дефинишу за физичке токове снага који би резултирали прихватањем појединих комерцијалних трансакција. Релације између трансакција („извоз X MW из Пољске у Аустрију“) и

3

физичких токoва снага („резултујући ток снаге од Y MW на далеководу А-Б“) су фактори осјетљивости PTDF.

Код Maxflow методе ограничења се називају „Аvailable Мaximum Flow“ (AMF) или „Расположиви Максимални Ток“, који је у ствари удио максималног тока активне снаге који неки далековод или трансфиорматор може да пренесе, преостао од оних токова снага који су већ заузети:

- снабдјевањем локалне потрошње, кружним токовима снага, спољним размјенама (BFL)

- маргином која обухвата неконтролабилност спољних размјена-из других региона (BFRM)

- маргином поузданости прорачуна (FRM)

- додјељеним на претходним нивоима аукције (ААТ, АNТ)

- чињеницом да уклопно стање мреже може да се промјени услијед испада, што може да узрокује заузиманје додатног тока снаге по елементу (обухвћено дефинисањем парова Критичних Грана и Критичних Испада)

Maxflow метода се заснива на посматрању максимално дозвољеног тока снаге на појединачним елементима мреже (интерконективним далеководима, као и на унутрашњим елементима, уколико су погођени прекограничним размјенама). Сваки такав елемент може да се посматра као потенцијално Критична Грана (Critical Branch). Поред тога, за сваку критичну Грану дефинише се и сет Критичних Испада (Critical Outages), oдносно елемената чијим испадом би се значајно промијенио ток снаге по Критичној Грани. Капацитети максималног тока се рачунају за сваку Критичну грану, при сваком поједином Критичном испаду.

Додатни квалитет методе је што се пред аукцију не одређује „најкритичнија“ Критична Грана ни Испад, тј. нема избора најгорег случаја, јер је то и неизводиво при комплексној и пан-регионалној додјели капацитета (што је најкритичније за један дио мреже, не мора да буде за други). Умјесто тога, читав сет AMF-ова за све Критичне Гране/Критичне Испаде се „увлачи“ у аукцијски процес, гдје комбинација техничких ограничења (PTDF/АМF) и понуда учесника одређује најкритичније случајеве и дијелове мреже.

Табела 1 – Примјер прорачунатих AMF капацитета и PTDF фактора

4

Слика 2 – Основне принципи Maxflow прорачуна на једном елементу мреже

4. РАЗРАДА КООРДИНИСАНЕ АУКЦИЈЕ У ЈУГОИСТОЧНОЈ ЕВРОПИ

4.1 Југоисточна Европа: процес Већ више од четири године у југоисточној Европи, TSO-ови улажу значајне напоре да, уз сарадњу са Регулаторима и учесницима на тржишту електричне енергије, развију одговарајући вид координисане експлицитне аукције засноване на токовима снага, која би у региону омогућила правилан развој тржишта електричне енергије, и додјелу преносних капацитета, уз неколико основних постулата:

Потреба учесника на тржишту, а истовремено и иницијатива TSO-овима за обезбеђење максималних прекограничних преносних капацитета, гдје ТSO-oви треба да буду мотивисани да оперативним или инфраструктурним мјерама обезбједе такве капацитете. Ово се генерално обезбјеђује кроз правилну расподјелу прихода од додјеле капацитета, која фаворизује оне системе који имају највеће прекограничне трансакције, односно токове снага.

Метода треба да буде тако конципирана да омогући максимално коришћење реалних преносих могућности мреже, а да опет не дозволи преоптерећења како у основном стању тако и код поремећаја.

Уз помоћ квалитетних консултаната, односно њемачке фирме Consentec, као и кроз dry-run тестове координисаних аукција, искристалисао се Maxflow приступ координисаним аукцијама („Максимални ток“), као метода умногоме супериорнија од претходне Border Capacity варијанте („Капацитет границе“). Координисана аукција са варијантом Максималног тока омогућује испуњавање горе наведених техничких постулата, као и

5

економских ако је праћена добром расподелом прихода, што технички не представља проблем.

Оно што је додатни квалитет који је донио процес у југоисточној Европи, не само земљама свог региона него и другим регионима, је детаљна техничка разрада додјеле преносних капацитета засноване на токовима снага, гдје је први пут испробана таква метода, која је дуго била третирана као добра теоретска идеја, са сумњама у техничку изводљивост, због своје комплексности. Свједоци смо да је такав развој у југоисточној Европи донекле утицао и на то да се у региону централно-источне Европе крене у примјену ове методе.

Оно што недостаје у југоистчној Европи је добар искорак напред, да се из предугачких пробних примена крене у организовање стварне примјене координисане аукције, што захтјева додатне, не само техничке него и организационе и правне напоре. Неки кораци су већ направљени, међутим сви су дјелимични. Ти кораци су:

- правно дефинисање које земље/границе чине регион југоисточне Европе. Нажалост, и ово је под знаком питања, услијед неслагања бугарског TSO-a око (не)припадања кабла Грчка-Италија нашем региону, а дјелимично и око нејасноћа у вези границе Хрватске и Мађарске

- иницијатива за потписивање Меморандума о разумијевању, те израда Пословног плана за успостављање координисаних аукција. Тренутно Србија и Бугарска имају резерве према Меморандуму о разумијевању, док је новост да је кроз њега и Мађарска (након Словеније) одлучила да формално приступи процесу у југоисточној Европи са свој јужним, односно југоисточним границама

- иницијатива за формирање аукцијске куће. Министарски савјет је дефинисао да заједничка аукцијска кућа треба да се формира у Црној Гори. Сама одлука о формирању аукцијске куће треба да практично покрене читав процес (сличан покретач било је оснивање аукцијске куће у централно-источној Европи), међутим, чини се да је потребан додатни консензус учесника (TSO-ова, регулатора) у процесу око те одлуке, као и даљи практични кораци.

- Од скорашњих техничких активности, може се издвојити и одлука да се процес и дефиниције у склопу методологије максимално хармонизују са онима који су у употреби у централно-источној Европи, што омогућује лакше преливање знања, хармонизацију процедура у пресјечним земљама (Мађарска, Словенија, и евентуално Хрватска). Такође, таква одлука олакшава и рад консултантима који су заједнички у оба региона (Consentec), као и снабдјевачима софтвером који су такође исти у оба региона (Riecado и ЕКЦ).

4.2 Југоисточна Европа: софтвер Комплексност координисане аукције огледава се на страни учесника (тржишних субјеката) који се у оквиру јединствене аукције на датом временском хоризонту такмиче за преносна права између више система и граница одједном. Осим тога, техничка комплексност је у томе да се обезбједи координација података о преносним мрежама система од интереса, те да се за сваку аукцију прорачунају преносни капацитети (TMF, AMF) и фактори осјетљивости (PTDF).

- Kao аукцијски тест-софтвер годинама се користи интернет оријентисани Dry-run Coordinated Auction Tool или DrCAT од аустријског TSO-a APG. У току 2008. године TSO-ови у југоисточној Европи добили су и самостални тест софтвер за

6

координисане аукције, ECAMT, од аустријске фирме RIECADO (којој је између осталих, оснивач и APG).

- Kao технички тест-софтвер за потребе спајања модела преносне мреже, анализе токова снага и прорачуне капацитета максималног тока (ТМF, NMF, АMF) и фактора осјетљивости PTDF користи се ЕКЦ-ов софтвер Power System Analyzer_maxFlow edition (PSA_maxFlow). Oвај софтвер има интегрисани модул Merlin за валидацију модела пренсоне мреже и њихово спајање у интерконективни модел.

5. РАЗРАДА И ПРИМЈЕНА КООРДИНИСАНЕ АУКЦИЈЕ У ЦЕНТРАЛНО-ИСТОЧНОЈ ЕВРОПИ

5.1 Централно-источна Европа: процес ТSО-oви из централно-источне Европе имају значајна искуства у примјени координисаних аукција, истина заснованих на ATC-у, међутим и то је довољно да се створи потребно искуство у сарадњи између TSO-ова и да се „проходају“ сви потребни међунардони правни механизми. До сада пет TSO-ова (Пољска, Чешка, Словачка и два ТSO-а из Њемачке) примјењују координисане ATC-аукције које координира чешки TSO ČEPS.

Поред техничке разраде координисане аукције са варијантом максималног тока, овај регион је одлучно кренуо у примјену ове методе, гдје су кључни кораци и предуслови били:

- Јасно дефинисан регион и учесници. Осам TSO-ова из седам земаља: PSEO-Пољска, ČEPS-Чешка, SEPS-Словачка, АPG-Аустрија, MAVIR-Мађарска, ELES-Словенија, те VET и EON-Netz кao два ТSO-а из Њемачке

- Одлука о формирању аукцијске куће. Осам TSO-ова се договорило да заједничка аукцијска кућа (CAO-Central Allocation Office) буде основана у Freising-у поред Минхена, у једнаком власништву свих осам ТSO-ова. Дио договора око локације је био и договор да прва два четверогодишња мандата директор не буде из Њемачке, пошто је CAO у Њемачкој. Од љета 2008. године је и формирана аукцијска кућа.

- Договор око методе. У дугим и комплексним договрима више радних група TSO-ова (за Токове снага, Аукције и Возне редове-Scheduling) и уз помоћ консултаната (Consentec), дефинисани су детаљи координисане аукције методом Максималног тока, који треба да се примјене. Дио ових договора је и принцип централизованих прорачуна преносних капацитета, гдје аукцијска кућа прорачунава преносне капацитете и факторе осјетљивости на основу података од TSO-ова. Овим није нарушена надлежност TSO-ова над сигурношћу мреже пошто је метода технички робустна и тако је конципирана да на основу истих података и истог софтвера, било који од субјеката добија потпуно исте прорачуне. Дефинисање посматраних елемената (Critical Branches/Critical Outages), процјена ризика који треба да обухвате маргине поузданости, корективни фактори (усњед могућих диспечерских акција) и остали улазни подаци су у рукама TSO-ова учесника.

- Набавка софтвера. Кроз међународни тендер, у току 2008. дефинисан је пројектни задатак и снабдјевач комплетном IT подршком за аукцијску кућу у Fresing-у. У току је израда софтвера, а снбдјевач је Siemens-ов тим, са подизвођачима Riecado и EKЦ.

7

Примјена Maxflow координисане аукције у региону централно-источне Европе реално се очекује у другој половини текуће 2009. године.

5.2 Централно-источна Европа - софтвер Siemens-ов конзорцијум за зраду софтвера за координисан аукције за потребе CAO у Fresing-у, пред Siemens-а, чине:

- ЕКЦ (Београд), са подизвођачем DMS група (Нови Сад), задужени за технички дио софтвера (Model merging, Capacity PTDF/MF calculation)

- RIECADO (Беч), са подизвођачем Smart, задужени за аукцијски дио софтвера

Избор испоручиоца софтвера одиграо се у јакој конкуренцији осам конзопрцијума, а може се рећи да је за овај избор веома заслужно дугогодишње искуство које су APG/Riecado и ЕКЦ стекли у процесу у југоисточној Европи.

Слика 3 – Организација софтвера за аукцијску кућу у Freising-у Израда софтвера је у току и испоручиоци се сусрећу са свим практичним изазовима који могу проистећи из чинњенице да се прави нови софтвер за нову методологију, за потпуно нову компанију, гдје је потребно допунити и осмислити све практичне детаље који би омогућили да метода може да уђе у стварну примјену (годишње, мјесечне и дневне аукције), а који не могу да се осмисле у току теоретског дефинисања методологије.

8

Неки од изазова у овом пројекту су:

- на дневним аукцијама, развој аутоматске процедуре за достављање и валидацију тридесет националних модела мреже, за свих 24 сата „прекосутрашњег“ дана, спајање тих модела у модел UCTE мреже, уз усаглашавање и корекцију програмираних тотала размјене (извоза/увоза) свих система, уз коришћење података са Vulcanus базе података.

- Остваривање конвергенције на толиком броју модела, при пуној топологији и при анализама испада елемената.

- Различите резолуције Њемачке и њених ТSO-ова код учествовања у аукцији (два од четири), моделовања мреже, aжурирање података око наглих промјена у ангажовању вјетрогенератора итд.

- Аутоматски прорачун Капацитета максималног тока и PTDF фактора на свих 24 модела, гдје је ред величине за CEE регион око 1500 парова посматраних грана (Critical Branches) и испада (Critical Outages) по једном моделу.

- Симултана аукција преносних права између седам земаља на основу датих техинчих параметара и понуда учесника, које могу бити између сусједних или несусједних система.

- Механизам аутоматског отказивања трансакција додјељених на годишњим и мјесечним аукцијама, уколико се стање мреже пред дневне аукције толико промјени да ове предходне трансакције не могу бити безбједно остварене.

Може се рећи да је израда овог софтвера посљедњи тест и разрада пред стварну примјену методе у региону, гдје се морају издефинисати сви практични аспекти. Илустративно је и то да се организација рада у аукцијској кући (која тренутно регрутује запослене) и развој софтвера одвијају и морају одвијати симултано, због међуповезаности временског распореда, функција аукцијске куће и софтвера.

ЕКЦ и DMS група заједнички раде на овом пројекту и прелимианре верзије софтвера Load Flow Tracker (LoFTee) са модулима Merlin+ и PSA су већ доступне.

Слика 4 – Приказ софтвера LofTee

9

6. ЗАКЉУЧАК Најприје дугогодишњи процес техничке разраде координисане аукције у нашем региону, а потом и завршни кораци у примјени ове методологије у региону централно-источне Европе, показатељ су да и дуготрајна и комлексна рјешења за регулисање прекограничног тржишта електричне енергије могу на крају бити примјењива. У томе велику заслугу има и слободно преливање знања и искустава између региона. Оно што се поново потврдило у пројекту израде софтвера за координисане аукције у региону централно-источне Европе, је да ниједно техничко објашњење на папиру не може бити довољно детаљно колико то захтјева покретање примјене механизма у пракси, те се финална техничка рјешења дефинишу у ходу. Потребно је и напоменути да је штета да примјена координисане аукције у нашем региону касни у пракси и поред првобитног пробоја са методологијом који је баш овдје направљен, те да је потребно извршити недостајуће организационе кораке да би се метода и примјенила. Реално је очекивати да ће ново преливање знања и искуства, овога пута из централно-источне Европе у наш регион, помоћи у спровођењу овог последњег корака, на који се чека више година.

7. ЛИТЕРАТУРА [1] European Parliament and Council of the European Union

DIRECTIVE 2003/54/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 96/92/EC Official Journal of the European Union, L 176/1, 15 July 2003

[2] European Parliament and Council of the European Union Regulation on condition for access to the network for cross-border exchanges in electricity Regulation (EC) No 1228/2003 of June 2003. Official Journal of the European Union, L 176/1, 15 July 2003

[3] COMMISSION DECISION, of 9 November 2006 amending the Annex to Regulation (EC) No 1228/2003. Guidelines on the management and allocation of available transfer capacity of interconnections between national systems

[4] SETSO/SUDEL NACMPF SG, Dry-run 2008/2009, Coordinated flow-based Auctions in SEE region based on Maximum Flow approach, Business Process Description

[5] Consentec/APCS, Coordinated flow-based auctions in South-East Europe: Determination of transmission capacities with line-wise Maximum Flow approach, Specification of calculation procedure, 2008

[6] Siemens/Riecado/EKC, Technical Requirement Specification for Central Allocation Office CEE, 2009

10

Р Ц5 - 11

МОГУЋНОСТИ ОРГАНИЗОВАЊА ЗАЈЕДНИЧКИХ АУКЦИЈА ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА НА ГРАНИЦАМА

РЕГУЛАЦИОНЕ ОБЛАСТИ РЕПУБЛИКЕ СРБИЈЕ

Милица Бркић*, Ирена Савковић, Дејан Стојчевски ЈП Електромрежа Србије

Београд, Србија

Кратак садржај У раду су анализиране могућности организовања заједничких аукција од стране ЈП ЕМС као oператора преносног система и oператора тржишта електричне енергије у Републици Србији са операторима преносних система суседних земаља, уз сагледавање правних, комерцијалних и техничких оквира за реализацију заједничких аукција. Увођење заједничких аукција са операторима суседних преносних система има за циљ даљу либерализацију националног и регионалног тржишта електричне енергије, његову интеграцију у јединствено тржиште енергије, као и испуњавање обавеза из Регулативе 1228/2003 о условима приступа прекограничној размени електричне енергије, са припадајућим анексима који садрже смернице по питању управљања загушењима и доделе расположивих прекограничних преносних капацитета. Полазећи од важећих прописа Републике Србије, правила и информационог система ЈП ЕМС за алокацију прекограничних преносних капацитета, разматрани су проблеми и потенцијална решења организације заједничких аукција. Кључне речи: Алокација прекограничног преносног капацитета - Заједничке аукције - Тржиште електричне енергије 1. УВОД Либерализација тржишта електричне енергије у Србији, обавезе ЈП ЕМС као оператора преносног система и оператора тржишта електричне енергије према Уговору о оснивању Енергетске заједнице jугоисточне Европе и Регулативи ЕУ бр. 1228/2003, као и потреба за интеграцијом националног тржишта електричне енергије у регионално и јединствено тржиште енергије, прокламовала је неопходност успостављања заједничких правила и заједничке процедуре за доделу прекограничних преносних капацитета у процесу управљања загушењима између ЈП ЕМС и оператора суседних преносних система. * Милица Бркић, ЈП Електромрежа Србије, Војводе Степе 412, 11040 Београд, [email protected]

1

2. ЈП ЕМС У УЛОЗИ ОПЕРАТОРА ТРЖИШТА РЕПУБЛИКЕ СРБИЈЕ ЈП ЕМС као оператор преносног система и оператор тржишта електричне енергије одговоран је за доделу прекограничних преносних капацитета на границама регулационе области Републике Србије. Распoложиви прекогранични преносни капацитет који ЈП ЕМС додељује на аукцијама представља половину укупног расположивог прекограничног преносног капацитета, док је за доделу друге половине капацитета задужен оператор суседног преносног система (тзв. аукције 50%:50%). Додела прекограничних преносних капацитета врши се преко информационог система ЈП ЕМС (DAMAS систем). Начин доделе прекограничних преносних капацитета су експлицитне аукције, применом методе наплате према понуђеној цени, на свих 8 граница и 16 смерова. Право учешћа на аукцијама имају, према важећим правилима, учесници који имају важећу лиценцу за обављање енергетске делатности трговине електричном енергијом на тржишту електричне енергије у Републици Србији, односно трговине електричном енергијом ради снабдевања тарифних купаца издату од стране Агенције за енергетику Републике Србије. Временски хоризонт на коме се организују аукције су година, месец и седмица. 3. ЗАЈЕДНИЧКЕ АУКЦИЈЕ

Расположиви прекогранични преносни капацитет који се додељује на заједничким аукцијама представља укупни расположиви прекогранични преносни капацитет на граници регулационих области (тзв. аукције 100%). Правила и процедуре организовања заједничких аукција треба да усагласе оператори преносних система и она представљају саставни део билатералног уговора, који одобравају Регулаторне агенције земаља које организују заједничке аукције. Правила морају бити у складу са Уговором о оснивању Енергетске заједнице југоисточне Европе, Регулативом ЕУ бр. 1228/2003, правом конкуренције и националним законима о енергетици. У циљу организовања заједничких аукција са операторима суседних преносних система неопходно је да се, у зависности од локалних правила и информационих система за алокацију и номинацију, усагласи следеће :

1. страна одговорна за организовање и спровођење заједничких аукција 2. учесници који имају право учешћа на заједничким аукцијама 3. предмет аукција (годишње, месечне, седмичне, дневне, унутардневне) 4. алокациона метода (маргинална цена, наплата по понуђеној цени) 5. продукте (банд – “base“, вршни – “peak“, ванвршни – “off-peak“) 6. начин одређивања NTC (годишњи, месечни, седмични или дневни) 7. унапред додељени капацитет ради обезбеђења сигурности снабдевања тарифних купаца 8. трансфер капацитета 9. номинација планова размене након аукција (дугорочних, дан унапред) 10. унутардневна алокација капацитата и унутардневна номинација 11. подаци које размењују оператори преносних система и подаци који се јавно објављују 12. оперативни трошкови спровођења аукција 13. начин наплате додељеног капацитета и оперативних трошкова учесницима на аукцији 14. начин расподеле прихода између оператора преносних система 15. финансијски инструменти обезбеђења

3.1 Страна одговорна за организовање и спровођење аукција Предмет договора оператора преносних система, који организују заједничке аукције, је страна одговорна за организовање и спровођење аукција. С техничке стране одржавања аукција, с

2

обзиром на сложеност процедуре доделе расположивог капацитета и велики број учесника на аукцијама, приликом усаглашавања, потребно је узети у обзир и развијеност информатичких система за доделу капацитета оба оператора. ЈП ЕМС за доделу прекограничних преносних капацитета користи информациони систем DAMAS који је у потпуности аутоматизован, транспарентан, интуитиван и приступачан са било ког места посредством интернет конекције. У зависности од договора оператора преносних система, издвајају се следеће могућности организације заједничких аукција:

а) сваки од оператора организује аукције за по један смер (најчешће смер увоза) за укупни преносни капацитет на том смеру,

б) подела се врши према временском хоризонту на коме се организују аукције (нпр. један од оператора је задужен за дугорочне, а други за дневне и унутардневне аукције),

в) један од оператора преносног система је задужен за организовање свих аукција на тој граници.

3.2 Учесници који имају право учешћа на аукцијама

У Србији право учешћа на аукцијама имају правна лица која имају важећу лиценцу за обављање енергетске делатности трговине електричном енергијом на тржишту електричне енергије у Републици Србији и који су закључили уговор са ЈП ЕМС. У циљу организовања заједничких аукција потребно је омогућити приступ тржишној области Републике Србије и трговцима који имају право учешћа на аукцијама у суседној тржишној области, односно који имају закључен одговарајући уговор са суседним оператором преносног система. Уважавањем правила о лиценцирању и оснивању предузећа у суседној тржишној области, формира се јединствена листа трговаца који имају право учешћа на заједничким аукцијама. Листа се ажурира у складу са договором оператора, а уобичајена пракса је да се то ради на месечном нивоу. Приступ информационом систему ЈП ЕМС (односно суседног оператора система) за алокацију капацитета усклађује се са формираном, јединственом листом трговаца.

3.3 Предмет аукција (годишње, месечне, седмичне, дневне, унутардневне) Предмет заједничких аукција представља временски хоризонт на коме се аукције периодично одржавају. Оператори преносних система усаглашавају на ком временском хоризонту ће се аукције спроводити. Постоје решења да се на неким временским хоризонтима врше заједничке аукције, а на некима не.

3.4 Алокациона метода (маргинална цена, наплата по понуђеној цени) Оператори преносних система усаглашавају алокациону методу која ће се примењивати приликом одржавања аукција. У складу са ETSO препорукама (ECAN), за спровођење аукција дозвољене су методе наплате по понуђеној цени и маргиналној цени. У Србији се примењује метода наплате по понуђеној цени, али DAMAS систем подржава и методу маргиналне цене. Алокациона метода је параметар који администратор аукција конфигурише непосредно пре спровођења аукције.

3.5 Продукти Под продуктом аукције подразумева се дневни дијаграм на сатном нивоу за који се нуди расположиви капацитет. DAMAS систем је тренутно конфигурисан тако да подржава “банд” продукт (тј. једну вредност капацитета на целом дефинисаном временском периоду - години, сезони, месецу, недељи), вршни продукт (тј. аукције се одржавају само за сате вршног оптерећења) и ванвршни продукт (тј. аукције се одржавају само за сате нижег оптерећења). Такође, администратор аукција је у могућности да креира продукт по својој жељи (нпр. викенд од 11:00-13:00h). На операторима преносних система је да дефинишу потребе, а потом усагласе и продукте аукција.

3

3.6 Начин одређивања NTC (годишњи, месечни, седмични, дневни)

Вредност NTC може се прорачунавати на годишњем, месечном, вишедневном или дневном нивоу. На оперaторима преносних система је да усагласе временски хоризонт на коме ће се NTC прорачунавати у зависности од потреба и техничких могућности. Оператори преносних система, механизмом билатералног прорачуна и доделе прекограничних преносних капацитета, усаглашавају вредности NTC, а самим тим и ATC који ће бити расположив на аукцијама, по методи управљања загушењима која се базира на NTC. Након усаглашавања прекограничних размена у основном BCE (Base Case Exchange) моделу израђују се и размењују модели токова снага сваког од преносних система. Појединачни модели преносних система спајају се у заједнички модел југоисточне Европе. Прорачунавају се вредности нето преносног капацитета и на основу добијених вредности билатерално се усаглашавају NTC вредности са суседима. Вредност ATC добија се из вредности NTC тако што се од ње одузме вредност капацитета који је алоциран на претходним аукцијама и вредност унапред додељеног капацитета за потребе снабдевања тарифних купаца. Тренутно се NTC одређује на месечном нивоу у складу са важећим билатералним споразумима између ЈП ЕМС и оператора преносних система суседних земаља.

3.7 Унапред додељени капацитети ради обезбеђења сигурности снабдевања тарифних купаца

Већина оператора преносних система у региону, за потребе сигурног снабдевања тарифних купаца у својој земљи, унапред алоцира део прекограничног преносног капацитета. Према Закону о енергетици Републике Србије, енергетски субјект за снабдевање електричном енергијом тарифних купаца, у случају недостатка енергије је дужан да електричну енергију обезбеди куповином од других произвођача у земљи, куповином на слободном тржишту електричне енергије или из увоза. ЈП ЕПС као једини снабдевач тарифних купаца, у том случају набавља енергију путем јавног тендера, а оператор националног преносног система му унапред приоритетно додељује преносни капацитет искључиво за те потребе, а ради остварења годишњег биланса потреба за електричном енергијом свих тарифних купаца електричне енергије на територији Републике Србије који је прописала Влада Републике Србије. „Међутим, према члановима 81 и 82 Уговора о оснивању Европске заједнице (имплементираних као Анекс III Уговора о оснивању Енергетске заједнице), којима се уређује забрана конкуренције унутар заједничког тржишта, као и према изричитим одредбама Директиве Европске заједнице бр. 2003/54/ЕЦ о заједничким правилима која се односе на унутрашње тржиште електричне енергије (имплементиране као Анекс I Уговора о оснивању Енергетске заједнице), којима је уређена обавеза обезбеђења недискриминаторног приступа преносном систему, забрањено би било да се капацитет приоритетно унапред додели. Такав став, потврђен je пресудом C – 17/03 oд 7. јуна 2005. године Суда правде Европских заједница, по којој је преференцијално – приоритетно право приступа преносним системима (и транспортним системима у области природног гаса), супротно директивама у области електричне енергије и природног гаса.“ На операторима преносних система је да пронађу заједничко решење, уважавајући претходно потписане обавезе, поузданост преносног система и сигурност снабдевања тарифних потрошача. У овој фази либерализације тржишта, док је ЈП ЕПС једини снабдевач тарифних купаца у Србији, статус унапред алоцираног капацитета мора се узети у обзир. Доношењем правила о раду тржишта електричне енергије, увођењем балансне одговорности балансног механизма, као и изменама Закона о енергетици, створила би се могућност да се укину приоритетне доделе прекограничног капацитета.

4

3.8 Трансфер капацитета Након објаве резултата дугорочних аукција, аукциони учесник има могућност да на секундарном тржишту прода капацитет и своје право на коришћење капацитета пренесе на другог учесника који је регистрован у систему. Оператори преносних система, у складу са техничким могућностима усаглашавају процедуру трансферисања и рокове за трансфер. Трансфер капацитета је у надлежности оператора преносног система који је доделио капацитет. DAMAS систем подржава трансфере капацитета који су додељени у дугорочним аукцијама спроведеним од стране ЈП ЕМС. Крајњи рок за трансфер капацитета условљен је степеном развоја информационих система оператора, а европска пракса је да се дозвољавају трансфери два дана (Д-2) пре дана реализације Д.

3.9 Номинације планова размене након аукције Номинација прекограничних планова размене садржи податак колико ће од капацитета који му је додељен, учесник на тржишту искористити у дану Д, као и ко му је прекогранични партнер који је под надлежношћу оператора суседног преносног система. Како један пар за номинације чине један учесник у тржишној области Србије и један учесник који припада суседној тржишној области, логично је да ће сваки од њих, номинације вршити код оператора преносног система из своје тржишне области. Крајњи рок за преноминације планова рада за дугорочне аукције и номинације планова рада усклађују оператори преносних система. Номинација дневних планова рада учесника, у складу са UCTE правилима је најкасније један дан пре дана у коме жели да оствари право на коришћење додељеног капацитета. Као један од предуслова за заједничке аукције капацитета, неопходно је да оператори суседних преносних система у потпуности хармонизују процедуре номинације планова рада.

3.10 Унутардневна алокација капацитета и унутардневна номинација Унутардневна алокација капацитета је по правилу заједничка и њу врши један од оператора преносног система. Могућност организовања унутардневних алокација зависи од техничких могућности и стања преносног ситема. Додела расположивог прекограничног преносног капацитета врши се по једној од следећих метода:

• аукције - када алоциран капацитет представља уједно и номиновани капацитет или • метода алоцирања по редоследу пријема захтева (''first come - first serve'') - што је

устаљена европска пракса за унутардневне алокације капацитета.

За унутардневну номинацију одговоран је оператор преносног система који их спроводи.

3.11 Подаци које размењују оператори преносних система и подаци који се објављују Независно од тога ко организује одређене аукције, неопходно је да оператори преносних система, располажу свим подацима и појединостима за сваку одржану аукцију. Уколико би ЈП ЕМС организовао аукције преко свог информационог система за алокацију капацитета, оператор суседног система би у сваком тренутку имао приступ свим релевантним подацима преко DAMAS система. У циљу транспарентности, оператори на својој интернет страници објављују резултате аукција након сваке завршене аукције. Подаци који се објављују су предмет договора оператора, а минимално треба да се презентују: број учесника на аукцији, укупан захтевани капацитет, укупан додељени капацитет, као и цена последње прихваћене понуде, односно маргинална цена.

5

3.12 Оперативни трошкови

Организација заједничких аукција прекограничних преносних капацитета праћена је оперативним трошковима који настају при реализацији аукција (нпр. достављање писаних докумената, анекса и фактура учесницима на аукцијама, коришћење факса, телефона, поштанске услуге, номинације, трошкови набавке и одржавања информационог система и сл.). Оперативни трошкови не би требало да падну на терет организатора аукција, али са друге стране не би требало да падну ни на терет тарифних купаца. Оператори преносних система усаглашавају да ли ће се оперативни трошкови наплаћивати. У случају обрачунавања накнаде за учешће на аукцијама, она служи за покривање трошкова администрације аукција, у супротном трошкови иду на терет организатора аукција.

3.13 Начин наплате додељеног капацитета и оперативних трошкова учесницима на аукцији

Наплату накнада за додељени капацитет, у случају загушења, врши оператор преносног система који је организовао заједничке аукције. Накнаду за резервисани капацитет, у случају загушења, плаћају сви учесници којима је додељен капацитет. У складу са законом, учесницима који су регистровани у Србији обрачуава се ПДВ и обавезни су да га плате. Учесник на аукцији који није регистрован у Србији, а има право да учествује на аукцијама, није порески обвезник Србије и не обрачунава му се ПДВ, већ је у обавези да пореске обавезе измири у складу са законом земље у којој је регистрован. Приликом организовања дугорочних аукција наплата се врши пре почетка периода коришћења добијеног капацитета. Међутим, када су у питању дневне и унутардневне аукције наплата се врши након реализације права на капацитет, на месечном или дневном нивоу. Добијено право на капацитет се губи уколико учесник не измири финансијске обавезе према организатору дугорочних аукција и тај капацитет ће бити понуђен у следећој рунди аукција (годишњи ће бити понуђен на месечном нивоу, месечни на дневном нивоу). Учеснику коме је капацитет одузет, због неодговорног понашања, треба да буде забрањен приступ обема тржишним областима у потпуности. У случају дневних и унутардневних аукција капацитета, поред забране приступа тржишним областима, покрећу се и одговарајући инструменти обезбеђења плаћања.

3.14 Начин расподеле прихода између оператора преносних система Расподела прихода може се вршити након сваке завршене аукције и/или на месечном нивоу. Сваки оператор преносног система има право на половину прихода, осим у случају постојања унапред алоцираног капацитета за потребе снабдевања тарифних купаца. Начин одређивања накнаде за тај капацитет не сме бити на штету оператора суседног система или на штету тарифних купаца. Једна од опција је, да се пре доделе капацитета део капацитета намењен сигурном снабдевању тарифних купаца резервише, а преостали расположиви капацитет понуди на аукцији. У том случају приход се дели у зависности од процентуалног удела оператора преносног система у понуђеном капацитету. Друга опција је, да се сав расположиви капацитет понуди на аукцијама, али да је капацитет намењен сигурном снабдевању тарифних купаца загарантован с аспекта вредности капацитета. Накнада за тај капацитет се снабдевачу тарифних купаца обрачунава по маргиналној цени коју одређује загушење на тој граници, а за суседног оператора би се одвајао приход који је адекватна накнада за унапред додељен капацитет намењен сигурном снабдевању тарифних купаца.

6

Банкарске трошкове преноса новца сносио би оператор преносног система који организује аукције.

3.15 Финансијски инструменти обезбеђења Издавање финансијских инструмената обезбеђења плаћања није неопходно приликом организовања дугорочних аукција, јер се наплата за резервисани капацитет извршава пре почетка периода коришћења додељеног капацитета. Међутим, када су у питању дневне и унутардневне аукције наплата се врши након реализације права на капацитет. У том случају је неопходно обезбеђење наплате права на додељени капацитет (финансијска гаранција да ће капацитет свакако бити наплаћен). Извршење обавезе плаћања од стране учесника на аукцији може да се обезбеди издавањем банкарске гаранције, уплатом депозита у валути или других инструмената обезбеђења плаћања. Пракса је да се депозит уплаћује на дневном нивоу, када се извршава и наплата ових аукција. Кроз институцију аукцијске (клириншке) куће овакви инструменти се већ примењују као инструменти обезбеђења плаћања на берзама електричне енергије у Европи. 4. ЗАКЉУЧАК У циљу испуњења обавеза на основу Уговора о оснивању Енергетске заједнице југоисточне Европе и Регулативе ЕУ бр. 1228/2003 и интеграције тржишне области Србије у јединствено европско тржиште, потребно је увести заједничке аукције за алокацију прекограничног преносног капацитета, усаглашавањем низа правних и техничких питања са суседним операторима преносних система. На основу досадашњих искустава у преговорима са операторима суседних преносних система, у раду су разматрана питања која представљају основ за успостављање законског оквира, развоја правила и процедура рада, као и развоја одговарајуће информатичко-комуникационе инфраструктуре у циљу организовања заједничких аукција. Тренутно постоји неколико правно-административних препрека које је потребно превазићи, да би се испунила обавеза организовања заједничких аукција. С правне стране, један од првих корака је међусобно уважавање правила о лиценцирању и оснивању предузећа у суседној тржишној области. Узимајући у обзир чињеницу, да за потребе сигурног снабдевања тарифних купаца, ЈП ЕМС као и већина суседних оператора преносних система у региону, обезбеђује унапред додељени капацитет, накнада за тај капацитет може се решити методом компензације или процентаулног удела оператора преносног система у понуђеном капацитету. Међутим, Уговор о оснивању Европске заједнице, као и према изричитим одредбама Директиве Европске заједнице није дозвољена приоритетна додела капацитета, тако да наведено решење представља прелазну фазу до ступања на снагу правила о раду тржишта, увођења балансне одговорности и измене Закона о енергетици. Са техничке стране, за ефикасно спровођење аукција неопходна је одговарајућа иформатичко комуникациона инфраструктура. ЈП ЕМС користи DAMAS информациони систем за алокацију капацитета, који је у потпуности аутоматизован, транспарентан и који након промене параметара конфигурације у потпуности испуњава техничке захтеве организовања заједничких аукција. Усаглашени правни и технички оквири организовања заједничких аукција, изложени у раду, представљају предмет билатералног уговора између оператора преносних система, који одобравају регулаторне агенције суседних држава. Увођење заједничких аукција на годишњем и месечном нивоу довешће до даље либерализације тржишта и повећања броја учесника на

7

тржишту, чиме се постижу већа конкурентност и могућност организовања дневних и унутардневних аукција. 5. ЛИТЕРАТУРА [1] ЈП Електромрежа Србије, Модел уговора о праву на коришћење прекограничног преносног капацитета на границама регулационе области Републике Србије и балансирању плана рада, јануар 2009. [2] Регулатива 1228/2003 са припадајућим анексима [3] ЈП Електромрежа Србије, Правила за доделу расположивих прекограничних преносних капацитета на границама регулационе области Републике Србије и балансирање планова рада учесника на тржишту за период 01.01.2009.-31.12.2009, јануар 2009.

8

Р Ц5 - 12

ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАНЕ ИМПЛИЦИТНЕ АУКЦИЈЕ ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА

Владимир Јанковић*, Дејан Стојчевски, Милош Младеновић

ЈП Електромрежа Србије

Београд, Србија Кратак садржај У раду су приказани основни модел децентрализованих имплицитних аукција прекограничних преносних капацитета и његова могућа унапређења. Описани су неки аспекти примене имплицитиних аукција на примеру “трилатералног спајања тржишта” Француске, Белгије и Холандије. Кључне речи: Преносни капацитет - Имплицитне аукције - Спајање тржишта 1. УВОД При имплицитним аукцијама прекограничних преносних капацитета истовремено се тргује и електричном енергијом и правима на коришћење преносних капацитета и то између две или више тржишних области. На тај начин се врши повезивање тржишних области. Имплицитне аукције се могу применити на дневној (дан унапред) и унутардневној алокацији капацитета. Сматра се да су оне далеко најпогоднији метод за краткорочне алокације капацитета (дневну и унутардневну) [1]. Само повезивање тржишних области се може обавити на два начина:

- повезивањем по цени и количини (price coupling)– при оваквом повезивању тржишних области истовремено се по јединственом алгоритму одређују и цене у свим областима и величине прекограничних трансакција између области;

- повезивање по количинама (volume coupling) – при оваквом повезивању тржишних области по јединственом алгоритму се одређују величине прекограничних трансакција између области, док се цене у свакој области одређују по локалним правилима.

Повезивање по цени и количини се може обавити на два начина:

- цепањем или раздвајањем тржишта (market splitting) – када постоји јединствено, централизовано спот тржиште (берза) за више тржишних области; до цепања долази када између појединих тржишних области дође до загушења;

* Владимир Јанковић, ЈП Електромрежа Србије, Војводе Степе 412, 11040 Београд, [email protected]

1

- качењем или спајањем тржишта (market coupling) што је децентрализовани приступ – постојећа спот тржишта (постојеће берзе) се спајају уз максимизацију обима прекограничних трансакција.

Почетком 2009.године у Европи имплицитне аукције су се примењивале у следећим земљама:

1. у нордијским земљама (Норвешка, Шведска, Финска, Данска) – модел раздвајања тржишта преко централизованог спот тржишта (Nordpool);

2. на иберијском полуострву (Португалија, Шпанија) – модел раздвајања тржишта преко централизованог спот тржишта (Mibel);

3. Италија - раздвајање тржишних области унутар земље преко италијанске берзе електричне енергије;

4. Француска, Белгија, Холандија - трилатерално спајање тржишта преко берзи Powernext, APX и Belpex.

Све наведене имплицитне аукције су базиране на нето преносним капацитетима. У наредним поглављима биће описан основни модел спајања тржишта са повезивањем по цени и по количинама (тзв. децентрализоване имплицитне аукције) 2. ОСНОВНИ МОДЕЛ ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАНИХ ИМПЛИЦИТНИХ АУКЦИЈА Претпоставке за основни модел су следеће [2]:

- Постојање две тржишне области које су повезане једним или више далековода и које нису повезане са осталим тржишним областима;

- У свакој области постоји берза електричне енергије са дневним (дан унапред) тржиштем електричне енергије – спот тржиштем;

- На берзи се тргује сатним физичким продуктима (нема вишесатних продуката – блокова, тј. продуката који обухватају више обрачунских периода).

Процедура спајања тржишта је следећа: На свакој берзи посебно, за сваки обрачунски период (нпр. сат) следећег дана поређају се налози за продају (понуде) и налози за куповину (потражња) и одреде се пресечна цена (PA , PB) и количина (QB A , QBB) (слика бр.1)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

10 30 50 70 90 110 130 150 170 190


Цена

[EU

R/M

Wh]

потражња

понуда

PA

QA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

10 30 50 70 90 110 130 150 170 190


Цена

[EU

R/M

Wh]

потражња

понуда

PB

QB

Слика 1 – Криве понуде и потражње на берзама А (лево) и Б (десно)

Основна идеја спајања тржишта је да се, ако је то могуће, упаре најскупљи налози за куповину са најјефтинијим налозима за продају у спојеним тржиштима. У овом примеру цена на тржишту А је нижа него на тржишту Б. Ако постоји преносни капацитет, при спајању тржишта доћи ће до извоза електричне енергије из области са нижом ценом (А) у област са вишом ценом (Б).

2

Могућности извоза из области А у област Б се могу приказати тзв. нето извозном кривом области А која се добија хоризонталним транслирањем криве потражње у области А. При транслирању криве потражње удесно за неку величину Q*A, на кривој понуде може се очитати нова пресечна цена P*A , тј. то је цена по којој продавци у области А могу да извезу енергију купцима у области Б под условом да постоји могућност извоза количине Q*A у област Б. На исти начин, транслирањем криве потражње улево за неку величину Q**A, може се очитати пресечна цена P**A као цена по којој купци у области А могу да увезу енергију из области Б под условом да постоји могућност увоза количине Q**A из области Б (слика бр. 2).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

10 40 70 100 130 160 190


Цена

[EU

R/M

Wh]

потражња

понуда

PA

QA

Q*AP*A

Q**AP**A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

10 30 50 70 90 110 130 150 170 190


Цена

[EU

R/M

Wh]

потражња

понуда

PB

QB

P**B

P*B

Q*B

Q**B

Слика 2 – Транслирање криве потражње у области са мањом ценом (А) (лево), односно криве понуде у области са вишом ценом (Б) (десно)

Нето извозна крива за област А показује зависност цене PA од вредности извоза из А у Б (Q*A), односно увоза из Б у А (Q**A) (слика бр. 3). На сличан начин, хоризонталним транслирањем криве понуде у области Б (као области са вишoм ценом) добија се нето извозна крива области Б (слика бр. 3).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90 70 50 30 10 10 30 50 70 90

Увоз у А [MWh] Извоз из А

Цена

[EU

R/M

Wh]

нето извозна крива А

PA

Q*A

P*A

P**A

Q**A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90 70 50 30 10 10 30 50 70 90

Увоз у Б [MWh] Извоз из Б

Цена

[EU

R/M

Wh]

нето извозна крива Б

понуда

PB

Q*BQ**B

P*B

P**B

Слика 3 – Нето извозне криве области А (лево) и Б (десно)

3

Следећи корак је ротација нето извозне криве тржишта са вишом ценом око вертикалне осе. У овом примеру ротира се нето извозна крива области Б. На слици 4 приказане су нето извозна крива за А и ротирана крива за Б. Пресечна тачка ове две криве представља пар “количина, цена” (PAB, QAB). Овим паром је представљена спремност тржишта A да извезе, односно спремност тржишта Б да увезе количину QAB по цени PAB.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90 70 50 30 10 10 30 50 70 90

Увоз у А [MWh] Извоз из А

Цена

[EU

R/M

Wh]

PAB

QA

QAB

нето извозна крива A

инвертована нето извозна крива Б

P*B

P*А

Q*AB

0

5

10

15

20

25

30

0 10 20 3

Извоз из А у Б [MWh]

Цена

[EU

R/M

Wh]

0

PB-PА

P*B-P*А

крива потражње за преносним капацитетом

QABQ*AB

Слика 4 – Спајање тржишта А и Б Слика 5 – Крива потражње за преносним

капацитетом Уколико је расположиви преносни капацитет између области А и Б већи или једнак QAB, доћи ће до потпуног спајања тржишта које ће се манифестовати изједначавањем цене (PA = PB = PB AB) у оба тржишта и реализацијом извоза из А у Б у износу од QAB. У случају да је расположиви преносни капацитет мањи од QAB, доћи ће до делимичног спајања тржишта. При томе ће се реализовати извоз у износу Q*AB који је једнак расположивом преносном капацитету, док ће доћи само до делимичног приближавања цена у обема областима. Цена у области А ће порасти на вредност P*A, а у области Б смањиће се на вредност P*B. B

У случају да нема расположивог преносног капацитета, тржишта остају изолована са својим пресечним ценама (PA , PB) и нултом разменом електричне енергије. B

До истог резултата се долази и ако се спремност тржишта А и Б за увоз, односно извоз прикаже и преко криве зависности разлике у ценама између два тржишта PA - PB од количине извезене из А у Б (слика бр. 5). Ова крива се назива и крива потражње за преносним капацитетом, јер показује до које се цене може дати понуда за преносни капацитет с аспекта различитих цена за купопродају у тржишним областима које су повезане тим капацитетом.

B

3. УНАПРЕЂЕЊА ОСНОВНОГ МОДЕЛА Основни модел се може даље унапређивати са више аспеката: - повезивања више од два тржишта; - увођења блок налога; - уважавања различитих типова налога за продају и куповину; - увођења билатералних понуда; - алокације базиране на токовима снага.

4

3.1.Повезивање више од два тржишта Код имплицитних аукција које су базиране на нето преносним капацитетима могуће је повезивање више тржишта кроз линеарну или радијалну структуру (слика 6). ATC 1 ATC 2 ATC 3

ATC 2ATC 3

ATC 4ATC 1

ATC 3

ATC 4

Слика 6 – Могуће структуре спојених тржишта: линеарна и радијална

У пракси је линеарно повезивање реализовано код трилатералног спајања тржишта Француске, Белгије и Холандије. При спајању ова три тржишта могући су следећи случајеви: - долази до потпуног спајања сва три тржишта и постиже се јединствена цене у све три тржишне области; - долази до потпуног спајања два од три тржишта, при чему се постижу две различите цене (једна за спојене, а друга за изоловану област); - не долази до потпуног спајања тржишта, остају три различите цене у областима.. Интересантно је да је могуће да дође до потпуног спајања француског и холандског тржишта, а да белгијско може да остане изоловано (иако не постоји физичка граница између Холандије и Француске). Радијално повезивање је било само делимично примењено у Шпанији где су прихватане понуде за куповину и продају из суседних земаља до вредности расположивог преносног капацитета. У овом случају није долазило до правог спајања тржишта, јер су се налози примали само из земаља које немају берзу електричне енергије. 3.2. Увођење блок налога На већини берзи поред сатних налога постоје и вишесатни блок налози за куповину, односно продају. Ови налози се извршавају у потпуности (за цео период блока који чини узастопни низ обрачунских периода) или се у потпуности одбацују. По правилу свака берза има свој скуп дозвољених врста блок налога. Због тога се, при спајању тржишта које се обавља за сваки обрачунски период (нпр. сат) може јавити низ проблема, јер се може десити да на основу цене у неком сату блок налог треба да буде прихваћен, а на основу цене у неком другом сату да буде одбачен. У трилатералном спајању тржишта [3] овај проблем се решава итеративним путем тј. кроз више итерација обрачунског алгоритма. Почетна итерација подразумева да су сви блок налози на свим тржиштима у игри и под тим предусловом одређују се нето извозне криве свих области и врши се спајање тржишта. Након прве итерације спајања тржишта, а на основу поређења средње пресечне цене на целом периоду блок налога и цене тог блок налога, одбацују се блокови који не задовољавају по цени, конструишу се нове нето извозне криве (са новим скупом прихваћених блокова) и врши се ново спајање тржишта. Овај поступак се понавља док се не дође до стабилног решења, односно конвергенције. Често се дешава да алгоритам заосцилује (тј. да се неки блок налог наизменично прихвата и одбацује из итерације у итерацију). У том случају се ти блокови у потпуности одбацују ако им је цена ближа средњој пресечној цени у односу на друге блок налоге који остају у игри и ако се наизменично прихватање-одбацивање тог блока понавља у већем броју итерација.

5

Да би алгоритам могао да конвергира уведени су и прагови толеранције за резултате и то у износу од 0,01 EUR/MWh за цену, односно 1 MW за количину. 3.3. Третман различитих типова налога за продају и куповину Код различитих берзи се налози за куповину, односно продају дају на различите начине. У Француској се нпр. налог даје у облику криве којом се спајају парови цена-количина (низ линеарних сегмената), а у Белгији и Холандији као степенасте криве где се за одређени опсег важи иста цена (слика бр. 7) [3]. При спајању тржишта и комбиновању овако различитих кривих може се јавити неодређеност резултата тј. може доћи до случајева да за неку количину постоји читав опсег цена који задовољава, или да за неку одређену цену постоји опсег количина. Због тога су у трилатералном спајању тржишта уведена одређена правила за избор једног резултата из могућег опсега решења. Основни принципи који се примењују су следећи:

- у случају неодређености количина: o максимизира се промет на свим берзама, тј. збир налога за продају и налога за

куповину; o у случају да и применом претходног принципа дође до неодређености резултата

тј. појаве опсега могућих решења уместо јединственог, количине се деле између тржишта на равне части.

- у случају неодређености цена као коначна цена користи се средња вредност унутар опсега цена који је заједнички за релевантна тржишта.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 20 40 60 80 100 120


Цена

[EU

R/M

Wh]

налози за продају

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 20 40 60 80 100 120


Цена

[EU

R/M

Wh]

налози за продају

Слика 7 – Налози за продају у облику линеарних сегмената (десно) и степенастих кривих (лево) 3.4. Увођење билатералних понуда Спајање тржишта не ограничава билатералну прекограничну трговину [2]. Штавише, развијен је механизам преко кога је могуће истовремено учествовати у имплицитним аукцијама (кроз давање налога за куповину или продају енергије на берзи) и додатно давати билатералне понуде за капацитет на одређеној граници, односно реализацију прекограничних трансакција. Претпоставимо да је у процедури спајања тржишта одређена крива потражње за преносним капацитетом (слика бр. 8). Поред налога за куповину, односно продају енергије претпоставимо да учесници на тржишту могу дати и понуде колико су спремни да плате преносни капацитет да би реализовали извоз из А у Б (слика бр. 9).

6

0

5

10

15

20

25

30

0 20 40 60 80 100 120


Цена

[EU

R/M

Wh]

крива потражње за капацитетом

0

5

10

15

20

25

30

0 20 40 60 80 100


Цена

[EU

R/M

Wh]

билатерална понуда

Слика 8 – Крива потражње за преносним Слика 9 - Билатералне понуде за трансакције капацитетом из области са мањом у област са већом ценом

Комбиновањем ове две криве добија се заједничка крива потражње за преносним капацитетом (слика бр. 10). На слици су приказана три случаја, наравно у случају да је највиша билатерална понуда мања од највеће разлике између PA и PB: B

1 – расположиви капацитет АТС1 може да задовољи и све имплицитне налоге са берзи и билатералне понуде; цена на обе берзе је изједначена (PA - PB = 0) 2 – расположиви капацитет АТС2 се делом користи да се реализују имплицитни налози са берзи (уз разлику у цени једнаку P*A – P*B реализује се извоз из А у Б у износу од Q*B AB), а делом се релизују билатералне понуде (реализује се извоз QAB) са ценом капацитета једнакој P*A – P*BB

3 – расположиви капацитет АТС3 је у потпуности покривен имплицитним понудама са берзе (реализује се извоз Q**AB); ниједна билатерална понуда није прихваћена

0

5

10

15

20

25

30

0 20 40 60 80 100 120 140Извоз из А у Б [MWh]

Цена

[EU

R/M

Wh]

комбинована крива ATC1ATC2ATC3

Q*AB QAB

PA - PB

P*A - P*B

Q**AB

Слика 10 – Комбиновање имплицитних аукција и билатералних понуда за трансакције из области са мањом у област са већом ценом

7

Додатно, може се јавити случај да је истовремено неко спреман да му плате ако реализује трансакцију у супротном смеру тј. ако увезе енергију из Б у А (слика бр. 11) и тиме ублажи (релаксира) загушење.

0

5

10

15

20

25

30

0 10 20 30 50 60

Увоз из Б у А [MWh]

Цена

[EU

R/M

Wh]

Билатералне понуде у контрасмеру

Слика 11 – Билатералне понуде за релаксирање загушења Додавање ових понуда на комбиновану криву са слике 10 врши се тако што се преклопе вертикална оса са слике 11 и права расположивог преносног капацитета (АТС). У пресеку криве билатералних понуда у супротном смеру и комбиноване криве добија се ново решење (слика бр. 12). На слици је приказан случај када се расположиви капацитет из А у Б повећава реализацијом билатералне понуде у супротном смеру (QBА), а онда се тај нови, увећани капацитет делом покрива из имплицитних понуда са берзи (Q*AB), а делом из билатералних понуда (QAB).

0

5

10

15

20

25

30

0 20 40 60 80 100 120 140Извоз из А у Б [MWh]

Цена

[EU

R/M

Wh]

комбинована крива

ATC

Q*AB QAB

PA - PB

P*A - P*B

QBА

Слика 12– Комбиновање имплицитних аукција и билатералних понуда за трансакције у оба смера

8

За све претходне случајеве је јако битно да ове билатералне понуде имају исти третман као и налози на берзи, тј. то нису понуде само за капацитет, већ се у случају прихватања понуде третирају као номиноване и потврђене енергетске транскације. 3.5. Модели базирани на токовима снага Методологија која би омогућила да се имплицитне аукције примене у алокацији капацитета базираној на токовима снага још није развијена. Основна идеја је да се то покуша примењујући матрицу PTDF фактора, односно матрицу са дистрибутивним факторима који описују зависност оптерећења појединих далековода, односно физичких капацитета између појединих области од комерцијално уговорених трансакција између било које две области [4]. Ова методологија се тренутно развија у оквиру пројекта за пенталатерално спајање тржишта чији је циљ да се постојеће спајање тржишта између Француске, Белгије и Холандије прошири и на Немачку и Луксембург. 3. ЗАКЉУЧАК Основне предности имплицитних аукција су следеће: а) Спајањем тржишта се повећава ликвидност постојећих спот тржишта (берзи) чиме се постиже боља транспарентост цена електричне енергије тј. дају се прави економски сигнали и омогућава даљи развој националних тржишта, као и њихова регионална интеграција; б) Истовременом трговином енергијом и правима на капацитет знатно се умањује ризик трговања у односу на случај када се овим продуктима засебно тргује и када се нпр. може десити да се не може користити већ стечено право на капацитет због тога што се одговарајућа енергетска трансакција није реализовала на спот тржишту електричне енергије; в) Омогућено је нетовање трансакција између тржишних области чиме се постиже знатно боље искоришћење капацитета; г) Имплицитне аукције не ограничавају постојање билатералног тржишта, већ омогућавају истовремено функционисање билатералне трговине и трговине на спот тржишту (берзи електричне енергије); д) Постоји могућност спајања спот тржишта са различитим продуктима; ђ) Постоји могућност спајања и неразвијених (мање ликвидних) спот тржишта под условом да у спајању учествује бар једно развијено и ликвидно спот тржиште. Основни изазови при имплицитним аукцијама су следећи: а) Превазилажење разлика између физичких продуката које се јављају на различитим берзама и у разним тржишним областима (различити механизми балансирања и номинације, различити обрачунски периоди, постојање сатних и вишесатних налога - блокова, постојање различитих интрадневних тржишта) и њихова хармонизација; б) За сада су развијени модели који се базирају на алокацији нето преносних капацитета који омогућавају линијско или радијално повезивање области са спот тржиштима; неопходно је развити и моделе који ће се базирати на прорачунима токова снага чиме ће се омогућити повезивање било које групе тржишних области без обзира каква је структура веза унутар те групе. ЛИТЕРАТУРА [1] ETSO, Europex, Development and implementation of a coordinated model for regional and inter-

regional congestion management, final report, January 2009 [2] Europex, Using implicit auctions to manage cross-border congestions: Decentralized market

coupling, July 2003 [3] Powernext, APX, Belpex, Trilateral market coupling – Algorithm appendix, September 2006. [4] ETSO, Europex, Flow-based market coupling, September 2004

9

Р Ц5 - 13

УТИЦАЈ ВРЕДНОСТИ И РЕЗУЛТАТА АЛОКАЦИЈЕ КАПАЦИТЕТА НА МЕСЕЧНОМ НИВОУ НА НИВО ТРАНЗИТА ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ У

ПРЕНОСНОМ СИСТЕМУ СРБИЈЕ

Ненад Шијаковић*, Мирјам Станчевић, Бранислав Ђукић, Иван Тркуља

ЈП Електромрежа Србије

Београд, Србија

Кратак садржај: У раду је извршена техничка анализа утицаја вредности и резултата алокације прекограничног преносног капацитета на месечном нивоу, на ниво транзита електричне енергије у преносном систему Србије током 2007. и 2008. године. Аутори су покушали да уоче евентуалне законитости међусобне повезаности две процедуре, прорачуна и алокације прекограничних преносних капацитета на транзите и нето позицију српског преносног система у оквиру CBT-ITC механизма који се користи за тарификацију прекограничних транзита електричне енергије.

Кључне речи: Прекогранични преносни капацитет – Транзит - Додељени капацитет - CBT-ITC механизам - Управљање загушењима 1. УВОД

Развој рачунара и рачунарских апликација омогућио је да системска енергетика, нарочито сегмент који се бави оперативним планирањем и управљањем електроенергетским системима, добије нову моћну алатку у виду разноврсних софтвера и процедура развијених у циљу моделовања, прорачуна токова снага и напонских прилика и цикличних провера сигурности и напонске стабилности у великим системима. Све те процедуре могу се свести под појам “Управљањa загушењима“ („Congestion Management“). Управљање загушењима представља једну од три техничке теме које су камен темељац у процесу дерегулације електроенергетских система у Европи и стварања Европског либерализованог унутрашњег тржишта електричне енергије (''IEM – Internal Electricity Market''). Друге битна тема је “Тарификација прекограничног приступа преносној мрежи” (раније називана CBT – “Cross Border * Ненад Шијаковић, ЕМС, Војводе Степе 412, 11040 Београд, [email protected]

1

Tarification” механизам, а данас ITC – “Inter TSO Compensation” механизам), а трећа “Управљање балансном енергијом” (“Balance Management”). У овом раду аутори ће покушати да квантификују међусобни утицај две процедуре, процедуре управљања загушењима и процедуре тарификације прекограничног приступа преносној мрежи. За дату анализу биће коришћени оперативни подаци за 2007. и 2008. годину. 2. ПРОЦЕДУРА УПРАВЉАЊА ЗАГУШЕЊИМА УКРАТКО

Основни циљ процедуре управљања загушењима, са чисто техничког становишта,

јесте препознати и предупредити појаву нежељених стања у електроенергетском систему процесом оперативног планирања и касније мерама оперативног управљања у реалном времену. Процедура управљања загушењима се може поделити у три временски одвојена корака:

• Први корак базиран је на прорачуну прекограничних преносних капацитета на

интерконективним далеководима. Као основни критеријум при датом прорачуну примењује се “n-1” критеријум сигурности. Преносни капацитети интерконективних далековода се рачунају на месечном нивоу и то два месеца унапред. Разликујемо прорачуне који се базирају на програмима размена (финансијским токовима снага), где се као резултат по свакој граници, смеру и периоду добија тзв. нето преносни капацитет (“NTC – Net Transfer Capacity”, односно “ATC – Available Transfer Capacity”) који се касније алоцира трговцима неком од алокационих метода и који се тренутно примењује код нас. Други тип прорачуна базира се на реалним физичким токовима снага и орјентисан је на ограничења по свим елементима у мрежи (максималним дозвољеним струјама елемената).

• Други корак је везан за DACF (Day Ahead Congestion Forecast – прогноза загушења дан унапред) процедуру којом се дан унапред проверава “n-1” критеријум сигурности на спојеном математичком моделу мреже југоисточне Eвропе. Сваки дан се израђују модели преносног система Србије за сутрашња четири карактеристична сата: 03:30, 10:30, 12:30 и 19:30, дати модели се у UCTE формату (специјалном txt формату са унапред дефинисаном дужином података) размењују са свим партнерима у интерконекцији након чега се врше наведене провере сигурности. Другим речима на овај начин се непосредно пре самог остварења планираних возних редова и ремоната у систему, врши још једна провера сигурности и напонске стабилности у систему [1].

• Трећи корак везан је за диспечерске акције у реалном времену [1].

3. МЕХАНИЗАМ ТАРИФИКАЦИЈЕ ПРЕКОГРАНИЧНИХ ТРАНЗИТА ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГЕИЈЕ УКРАТКО

Тарификација прекограничног приступа преносној мрежи (раније називана CBT, а данас ITC) представља једну од најважнијих тема о којој се расправља и размишља у циљу стварања Европског либерализованог тржишта електричне енергије. У циљу стварања Европског унутрашњег тржишта електричне енергије (''IEM – Internal Electricity Market'') ITC механизам има виталну улогу. Одговарајућа директива [2] и регулатива [1] Европске Уније имају за циљ стварање јединственог тржишта где би трговина електричном енергијом била што слободнија од баријера и независна од политичких граница. Прекогранични токови енергије, који су последица прекограничне

2

трговине електричном енергијом, утичу на мреже оператора преносних система у виду транзита који производи трошкове услед 1) повећаних губитака електричне енергије и 2) раубовања преносне мреже. ITC механизам има за циљ да компензује ове трошкове проузроковане прекограничном трговином електричном енергијом. Истовремено ITC механизам мора бити такав да служи ''single system'' парадигми, или другим речима плаћањем тарифе за пренос на националном нивоу омогућен је приступ целом тржишту електричне енергије без икаквих препрека на политичким границама (тзв. ''pancaking''). Управо узимајући у обзир трошкове који настају услед транзита као последице прекограничне трговине на нивоу оператора преносног система и њиховом надокнадом на нивоу оператора преносног система ITC механизам омогућава трговину учесницима на тржишту и даје привид као да трошкови услед транзита и не постоје. Како и само име говори - ''Inter TSO compensation mechanism'' – је компензациони механизам између оператора преносних система. 4. УТИЦАЈ ВРЕДНОСТИ И РЕЗУЛТАТА АЛОКАЦИЈЕ КАПАЦИТЕТА НА МЕСЕЧНОМ НИВОУ НА НИВО ТРАНЗИТА ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ

На сликама 1, 2, 3 и 4, су приказане месечне вредности АТC-а и додељених капацитета у смеру ка Србији и од Србије за 2007. и 2008. годину. Методологија прорачуна NTC и ATC вредности је таква, да се за један месец може идентификовати више периода са различитим вредностима NTC-a и ATC-a. Број ових периода варира од месеца до месеца у зависности од искључења елемената у систему, али је правило да је број периода већи у летњим месецима због великог броја планираних ремоната елемената преносне мреже.

Смер од Србије 2007

0

200

400

600

800

1000

1200

Јануар Фебруар Март Aприл Мај Јун Јул Август Септембар Октобар Новембар Децембар

ATC

Додељени капацитет

[MW]

Слика 1 – Графички приказ укупних понуђених и додељених капацитета на сатном

нивоу у смеру од Србије – 2007. година

3

Смер ка Србији 2007

0

200

400

600

800

1000

1200

1400


ATC


[MW]

Слика 2 – Графички приказ укупних понуђених и додељених капацитета на сатном нивоу у смеру ка Србији – 2007. година

Смер од Србије 2008

0

200

400

600

800

1000

1200


ATC


[MW]

Слика 3 – Графички приказ укупних понуђених и додељених капацитета на сатном нивоу у смеру од Србије – 2008. година

Смер ка Србији 2008

0

200

400

600

800

1000

1200

1400


ATC


[MW]

Слика 4 – Графички приказ укупних понуђених и додељених капацитета на сатном нивоу у смеру ка Србији – 2008. година

4

Како би се из постојећих података о алоцираним капацитетима добиле вредности које су погодне за поређење са вредностима транзитиране енергије, било је потребно одредити средње месечне вредности расположивог капацитета (ATC) и додељеног капацитета за сваку границу и смер. Средњe месечнe вредности алоцираног и додељеног капацитета су рачунате као:

∑=

⋅=⋅++⋅+⋅=P

ii

iP

Psr ATC

NNATC

NNATC

NNATC

NNATC

12

21

1 ... (1.1)

∑=

⋅=⋅++⋅+⋅=P

ii

iP

Psr DK

NN

DKN

NDKNNDK

NNDK

12

21

1 ... (1.2)

Где је: Ni - број дана i-тог периода у месецу; N - укупан број дана у месецу када постоји расположиви преносни капацитет; ATCi - ATC вредност у i-том периоду у месецу; DKi - Додељени капацитет у i-том периоду у месецу; ATCsr - средња вредност доступног преносног капацитета; DKsr - средња вредност додељеног преносног капацитета; P- број периода у току месеца, за које постојје различите вредности АТЦ-а и додељених капацитета; На сликама 5. и 6. приказани су ITC параметри, коришћени у оквиру ITC механизма, добијени на основу мерења физичких токова снага по границама, где се TF – Transit Flow, NEF – Net Export Flow и NIF – Net Import Flow рачунају као:

( ) ( ) ( )[ ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−= ∑

∈

0;,,,,,,max,,CBTl

hmklIMhmlkEMhmkNEF ] (1.3)

( ) ( ) ( )[ ] ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−= ∑

∈

0;,,,,,,max,,CBTl

hmlkEMhmklIMhmkNIF (1.4)

( ) ( )[ ]

( )∑

∈

=kCBTl

hmlkEMhmkEF ,,,,, (1.5)

( ) ( )[

( )∑

∈

=kCBTl

hmklIMhmkIF ,,,,, ]

)

)

(1.6)

( ) ( ) ( )[ ]hmkIFhmkEFhmkTF ,,;,,min,, = (1.7)

( hmlkEM ,,, - Сатна мерења физичких токова снага у смеру увоза система k из

система l ( hmklIM ,,, - Сатна мерења физичких токова снага у смеру извоза из система k ка

систему l

5

2007 ITC подаци

0.00

100,000.00

200,000.00

300,000.00

400,000.00

500,000.00

600,000.00

700,000.00

800,000.00

900,000.00


TF

NEF

NIF

[MWh]

Слика 5 – Графички приказ одговарајућих ITC величина на месечном – 2007. година

2008 ITC подаци

0.00

100,000.00

200,000.00

300,000.00

400,000.00

500,000.00

600,000.00

700,000.00

800,000.00

900,000.00


TF

NEF

NIF

[MWh]

Слика 6 – Графички приказ одговарајућих ITC величина на месечном – 2008. година

Средње месечне вредности ATC-a и додељеног капацитета за смер из Србије и у Србију, добијене су сумирањем средњих месечних вредности по границама (постоји 8 граница). Затим је за сваки месец одређена мања од две вредности, ATC ка Србији и ATC од Србије и додељени капацитет ка Србији и од Србије (како би се симулирале вредности погодне за поређење са транзитом). Тако добијене вредности су приказане на графицима за 2007. и 2008. годину, слика 7 и слика 8.

2007

0

200

400

600

800

1000

1200


Min. ATC по смеровима

Min. Додељени капацитет по смеровима

Просечан сатни транзит

[MW]

Слика 7 – Графички приказ сведених вредности укупних капацитета и транзита са месечног на сатни ниво – 2007. година

6

2008

0

200

400

600

800

1000

1200

Јануар

Фебруар

Март

Aприл Ма

јЈун

Јул

Август

Септембар

Октобар

Новембар

Децембар

Мin. ATC по смеровима

Min. Додељени кап. по смеровима

Просечан сатни транзит

[MW]

Слика 8 – Графички приказ сведених вредности укупних капацитета и транзита са

месечног на сатни ниво – 2008. година

На сликама су приказане сведене месечне вредности ATC-a, додељеног капацитета по смеровима и просечног сатног транзита за 2007. и 2008. годину. Просечни сатни транзит добијен је на основу вредности месечног транзита електричне енергије, приказаног на сликама 5. и 6. (TF), дељењем са бројем сати одговарајућег месеца. На основу приказаних графика међусобне зависности можемо извући следеће закључке:

1. Прво што се примећује је да крива транзита релативно добро прати криву

алоцираних капацитета изузев у летњим месецима. 2. Можемо закључити да постоји очигледна зависност нивоа транзита електричне

енергије преко нашег система од величине алоцираних прекограничних преносних капацитета.

3. Такође примећујемо да су просечни сатни транзити већи од ATC-а и вредности додељених капацитета, што сугерише да кроз наш преносни систем протичу велике вредности кружних снага услед географског положаја. Кружне снаге су последица топологије мреже и распореда производње и потрошње у чворовима и показују да се програмиране вредности токова снага на интерконективним далеководима разликују од стварних, физичких токова снага. То је врло битна чињеница, око које се посебно води рачуна у оквиру прогнозе загушења и провере сигурности рада нашег преносног система.

4. На оба графика, на сликама 7. и 8., примећује се значајнији скок транзита у односу на ниво алоцираних капацитета током летњих месеци. Објашњење је повезано са повећањем увоза нама јужних система и повећањем нивоа кружних токова снага који се затварају преко нашег система услед датог увоза.

5. Ниво алоцираних капацитета је по природи већи зими, што се са графика и види, услед виших подешења термичких заштита на далеководима у нашем преносном систему и непостојања ремоната односно планских искључења.

7

5. ЗАКЉУЧАК У новом окружењу дерегулисаних електроенергетских система и стварања

отвореног тржишта електричне енергије на тлу Европе, чији смо ми саставни део са нашим електроенергетским системом, створили су се потпуно нови изазови у домену оперативног планирања и управљања преносним системом. Неопходно је испратити развој и тенденцију које поменути нови трендови у овој области намећу, али у исто време неопходно је сачувати техничку страну читаве приче у границама које су установљене као стандарди од самих зачетака системске енергетике пре више од сто година. Како би се предупредили евентуални проблеми у региону југоисточне Европе у ближој или даљој будућности неопходно је у све нове процесе везане за област системске енергетике улазити веома обазриво са наше, техничке стране, посматрано. Аутори се надају да ће и њихов рад бити искоришћен у наведене сврхе.

6. ЛИТЕРАТУРА [1] European Parliament and Council of the European Union

Regulation on condition for access to the network for cross-border exchanges in electricity Regulation (EC) No 1228/2003 of June 2003, Official Journal of the European Union, L 176/1, 15 July 2003

[2] European Parliament and Council of the European Union DIRECTIVE 2003/54/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 96/92/EC, Official Journal of the European Union, L 176/1, 15 July 2003

[3] Ненад Шијаковић “Прорачун токова снага и напонских прилика на спојеном моделу југоисточне Европе коришћењем програмског пакета PSA - (анализа сигурности у треалном времену)”, ЕМС, Београд, март 2006.

[4] Б. Ђукић, Н. Шијаковић, “WWT методологија за обрачун транзита електричне енергије”, JUKO CIGRE Тара, 2006.

[5] А. Курћубић, Б. Шумоња, Н. Шијаковић, Ј. Петровић, “Прорачун прекограничних преносних капацитета на интерконективним

далеководима ЕЕС Србије ”, JUKO CIGRE Тара, 2006. [6] Б. Шумоња, А. Курћубић, Н. Шијаковић, Ј. Петровић,

“Могућност примене координисане аукције на ЕЕС Србије и утицај ХЕ Ђердап 1 на прорачун PTDF матрице и граничних капацитета“, JUKO CIGRE Тара, 2006.

[7] Ненад Шијаковић, Јулијана Вићовац, Мирјам Станчевић, Александар Курћубић “Критични испади елемената преносне мреже Србије и суседних система са

аспекта сигурности и напонске стабилности”, JUKO CIGRE Врњачка Бања 2007.

8

Р Ц5 - 14

MATEMATИЧКИ МОДЕЛ РЕГИОНАЛНОГ БАЛАНСНОГ ТРЖИШТА И ПРИНЦИПИ РАДА ПЛАТФОРМЕ „BETSEE 2.0"

ТOMO МАРТИНОВИЋ∗, ЗОРАН ВУЈАСИНОВИЋ

Електроенергетски Координациони Центар д.о.о. МЛАДЕН АПОСТОЛОВИЋ Energy Financing Team д.о.о.

Београд Србија

Кратак садржај: У овом раду су дати основни принципи регионалног балансног тржишта електричне енергије, те опис активности TSO-ова југоисточне Европе у оквиру SETSO подгрупе Balance Management1 у периоду 2007-2009. Укратко је представљенa унапређена верзија софтверског алата BETSEE 2.0 (Balance Energy Tool for South East Europe), који је настао као резултат тестирања његове претходне верзије и додатних захтева од стране SETSO и ECRB2. У раду ће бити приказане теоријске основе и математички модел оптимизационе методе „минималних трошкова алокације балансне енергије“ која је имплементирана у софтверском алату BETSEE 2.0. Ова метода има за циљ минимизацију цене алоциране балансне енергије и њен транспорт из тачака извора (понуда за продају балансне електричне енергије) у тачку понора (понуда за куповину балансне електричне енергије) најкраћом путањом кроз разматрану мрежу. Такође ће бити приказана могућност проширења ове оптимизационе методе додатним захтевом за „минимизацијом трошкова токова кроз мрежу“ (енг. Minimal cost network flows) насталих услед алокације балансне енергије. Ово проширење има за циљ минимизацију трошкова (придружених преносним путевима) за транспорт балансне енергије из тачака извора у тачку понора путевима ограничене проходности (расположиви преносни капацитети) који повезују поједине тачке разматране мреже. Описана метода и њена проширења ће бити примењена на тест моделу и биће приказана кроз пар примера са поређењем резултата различитих оптимизационих захтева. Кључне речи: Балансно тржиште – Преносни капацитет – Платформа – BETSEE – Југоисточна Европа – SETSO 1. УВОД Између осталог, TSO-ови имају и улогу контроле избалансираности система, односно свих учесника на тржишту електричне енергије на њиховом подручју. Ту улогу они преузимају од тржишних учесника у одређеном тренутку пре оперативног сата, а балансирање система од стране TSO-ова је потребно у случају непредвиђених и неочекиваних дебаланса који се

∗ Војводе Степе 412, 11040 Београд, [email protected] SETSO – „South-east European Transmission System Operators“ радна група; SG Balance Management – радна подгрупа SETSO-a за регионално балансно тржиште 2 ECRB – „The Energy Community Regulatory Board “

1


дешавају након што се обаве трговине дан-унапред и унутар-дневно. Генерално, TSO-ови преузимају контролу избалансираности система кроз њихове локалне/националне балансне механизме, чиме су најчешће ограничени на локално доступне ресурсе у погледу балансне енергије. Такво балансирање често може бити скупо и неефикасно, па у читавој Европи постоји развој регионалних балансних механизама, који би подразумевали и учеснике из других земаља, што треба да води ка оптималнијем балансирању. У региону југоисточне Европе данас не постоји функционално регионално балансно тржиште, док постоје велике неискоришћене могућности у региону које чекају на развој процедура и алата за међународну размјену балансне енергије. SETSO подгрупа за Балансно Тржиште ради на развоју ових процедура. Циљеви Регионалног Балансног Механизма (РБМ) у региону југоисточне Европе су:

- смањење трошкова TSO-ова за потребе балансирања, употребом регионалних могућности унапређеном разменом сатних блокова балансне енергије.

- развoj процедурa и алатa за међународну размену балансне енергије BETSEE 2.0 је платформа за регионално балансно тржиште развијена од стране EKЦ-a, a уз финансијску подршку SEE Energy Secretariat-a, за потребе визуелизације, разраде и анализе практичних аспеката регионалног балансног тржишта електричне енергије у региону југоисточне Европе. Главне особине платформе BETSEE 2.0 су објашњене у наредним поглављима, и одсликавају тренутну визију регионалног балансног тржишта, а такође прикази појединих екрана са BETSEE 2.0 платформе су коришћени у осталим поглављима, што је још једна од функција BETSEE 2.0, односно лакша визуелна представа механизма РБМ.

Слика 1: Пријављивање на РБМ платформу „BETSEE 2.0“

2. ГЕНЕРАЛНИ ДИЗАЈН РЕГИОНАЛНОГ БАЛАНСНОГ ТРЖИШТА

2.1 Основне поставке генералног дизајна регионалног балансног тржишта • Улоге појединих учесника

У оквиру иницијативе за РБМ у југоисточној Европи иницијално је предложен TSO-TSO модел: „повезни“ ТSO је заступник локалног понуђача (произвођача, снабдевача, трговца) из своје области и комуницира са TSO-ом „примаоцем“ у оквиру РБМ платформе.

• Коришћење преносних капацитета код балансирања а) Одређивање расположивог капацитета између две области и пута трансакције

2

Ради компатибилности са постојећим методама алокације, за преносне капацитете користи се решење, развијено од стране ETSO/SETSO, засновано на трансакцијама, односно на ATC-у (Available Transfer Capacity), где се прекогранични капацитети представљају преко расположивог преносног капацитета, те се трансакције на балансном тржишту пореде са ATC-овима и алоцирају све док се не исцрпе ови капацитети.

Слика 2: Табела ATC вредности (дефинисаних за сваки сат одређеног дана) у оквиру РБМ

платформе б) „Извори“ унутар-дневних капацитета Извори преносног капацитета који би се могли користити за РБМ:

i. Преостали капацитет: недодељен капацитет понуђен на претходним нивоима алокације (D-1, месечне, годишње)

ii. Додељен, али некоришћен капацитет: неноминовани делови ATC-a додељени учесницима на тржишту на претходним нивоима алокације који се „враћају“ TSO-овима по принципу „искористи-или-изгуби“ и могу поново да се користе на унутар-дневном нивоу

iii. Капацитет проистекао из унутар-дневног ажурирања прорачуна: на унутар-дневном нивоу, TSO-ови могу много боље да процене стања у мрежи, те тиме евентуално могу да повећају преостале преносне капацитете на појединим правцима

iv. Уважавање потискивања супротних трансакција/токова снага (netting): Netting је уважавање ефекта да се чврсто гарантоване (без могућности отказа) трансакције на истој граници али са супротним смером међусобно потискују. Осим тога, и трансакције уговорене у оквиру самог рада РБМ-а могу се потискивати, ако је организационо договорено да су гарантоване.

в) Додела преносних капацитета Процењено је да организовање аукције у којој би се TSO-ови надметали за преносни капацитет није одговарајуће потребама брзог рада балансног тржишта, јер би то захтевало да TSO који захтева балансну енергију чека до затварања аукције да би добио одговор да ли је његов захтев прихваћен или не. С обзиром да се ради о кратким временским хоризонтима, одабран је принцип континуалне трговине (тј. first-come-first-served), где се TSO-у који се први пријави са захтевом за обављање трансакције одмах додељују расположиви капацитети за остваривање такве трансакције. Који капацитети ће бити алоцирани резултат је оптимизационог процеса у коме везано за алокацију капацитета постоји захтев за одабир најкраћег пута између понуђача и купца. Примена принципа континуалне трговине за РБМ, је у складу и са текстом «Смерница за управљање загушењима» Европске Комисије, које дозвољава примену ове методе на унутар-дневном нивоу. г) Наплата капацитета у случају загушења С обзиром на примену принципа унутар-дневне континуалне трговине за доделу преносних капацитета, не постоји тренутак такмичења TSO-ова за преносни капацитет. С обзиром на то, тренутно предложено решење је да нема наплате преносних капацитета на регионалном балансном тржишту. То је и у складу са чињеницом да се користи преостали, генерално

3

комерцијално неатрактиван преносни капацитет, након завршетка свих комерцијалних тржишта.

2.2 Понуде и захтеви за балансном енергијом • Понуде Квалитетна обрада приспелих понуда и њихова додела кроз оптимизациони процес, два су основна критеријума који мора задовољити платформа за РБМ.

Слика 3: Главни екран РБМ платформе са приказом листе понуда балансне енергије

Платформа/систем је дужан да води евиденцију свих појединачних понуда, чији су основни параметри количина понуђене балансне енергије, њена цена и контролна област којој понуђач припада. Предложени модел подразумева обраду понуда чији је основни елемент сатни блок енергије. Понуде се постављају на платформу од стране TSO-а, а могу се односити на позитивну (повећање производње / смањење потрошње) или негативну (повећање потрошње / смањење производње) балансну енергију. Понуђени производ сем тога може бити и типа „све или ништа“, што значи да понуђач не пружа могућност преузимања само дела његове понуде, већ купац мора преузети комплетну понуђену енергију. • Захтеви У случају да је контролна област којом TSO управља неизбалансирана, ТSO приступа тражењу адекватне балансне енергије на РБМ-у. ТSO поставља захтев у коме наводи само сат(е) за који му је балансна енергија потребна. Овде треба напоменути да TSO у првом тренутку не наводи потребну количину балансне енергије пошто као резултат свог захтева добија опсег доступне балансне енергије за дати сат(е) узимајући у обзир понуде на платформи и расположиве прекограничне преносне капацитете од извора до TSO-а који преузима балансну енергију. У општем случају доступан опсег балансне енергије неће бити континуалан односно може садржати недоступне опсеге услед постојања понуда које су дефинисане као све или ништа. Одабир понуда се врши кроз посебан оптимизациони процес који као захтев има одређивање доступне балансне енергије по минималној цени. РБМ мора одговорити на захтев TSO-а у најкраћем року, како би му се омогућило да, у случају да му потребна балансна енергија није доступна, покуша да пронађе други извор балансне енергије или други начин за балансирање система. Имплементација ових особина, омогућава TSO-у пријем следећих информација са платформе непосредно по подношењу захтева:

- расположивост количине балансне енергије (X MWh, од најмање до највеће доступне количине) датом оператору преносне мреже за предметни сат(е)

4

- за сваку доступну количину балансне енергије приказана је и цена која представља минималну цену по којој се та количина балансне енергије може добити

У току временског интервала у коме један корисник треба да одлучи да ли прихвата понуду или не, и остали учесници имају право да приступе платформи. Корисник који ће бити први услужен је онај који се први одлучио за обављање трансакције а не онај који је први поднео захтев. За све остале кориснике ће се доступне количине балансне енергије прерачунати и они ће готово тренутно имати увид у новонастало стање. У том смислу редослед континуалног одабира се односи са редослед захтева за обављањем трансакције а не на редослед подношења захтева за увид у доступне количине балансне енергије у одређеном сату.

Слика 4: Графички приказ доступних количина балансне енергије и њихових цена

Након прихватања понуде од стране TSO-а, на платформи ће бити одрађена процедура која се састоји од следећих корака: - обнављање листе понуда (уклањају се потпуно продате понуде, умањују се делимичне одабране понуде) - измена вредности АTC-а (умањење за искоришћени капацитет, увећање у супротном смеру(netting)) - активирање процедуре пријављивања трансакција укљученим TSO-има (основа форма scheduling-а) - активирање извора балансне енергије 3. ПРИНЦИПИ ПРОРАЧУНА Прорачун у оквиру постојеће BETSEE 2.0 платформе започиње непосредно након захтева једног TSO-a за доступном балансном енергијом у одређеном сату. У оквиру прорачуна одређују се све могуће комбинације најјефтинијих доступних понуда од различитих извора – понуђача до једног потрошача – купца (TSO који је поднео захтев) уз одабир најкраћих путања при чему се уважавају дефинисана преносна ограничења (АТС). За корисника се прорачун обавља врло брзо (<1 секунде, док укупна брзина одзива зависи и од везе ТSO-клијента са BETSEE сервером преко интернета, очекује се ред величине 1-3 секунде) тренутно и по његовом завршетку корисник добија графички приказ свих могућих количина балансне енергије која му је доступна за дати сат као и приказ њихових цена. На основу предложеног дизајна РБМ платформе могу се формулисати оптимизациони захтеви и ограничења у оптимизационом поступку алокације балансне енергије: Оптимизациони захтеви:

- Минимизација цене балансне енергије, - Минимизација путање односно броја пређених граница од понуђача до купца.

5

Ограничења:

- Одређена понуда балансне енергије се може алоцирати делимично до своје укупне понуђене количине,

- Уколико постоје понуде које су дефинисане као Аll or Nothing (све или ништа) није могућа њихова делимична алокација односно или се алоцира целокупна количина такве понуде или се понуда не алоцира,

- Алоцирани капацитет на граници мора бити мањи или једнак вредности ATC-а дефинисаног за дату границу,

- Алгебарска сума инјектирања у сваком чвору мора бити једнака нули. Под инјектирањем се у општем случају подразумевају:

o алоциране понуде у чвору са позитивним предзнаком, o транзит балансне енергије кроз чвор са позитивним предзнаком за улаз у чвор а

негативним за излаз из чвора, o укупна количина балансне енергије у чвору TSO-а купца са негативним предзнаком.

Из претходне формулације се закључује да у оптимизационом проблему у РБМ платформи постоје два оптимизациона захтева – захтев да се купцу понуди минимална цена балансне енергије и додатни захтев да се та балансна енергија спроведе до купца најкраћом путањом (да би се минимизирало коришћење удаљених путева и компликовано усаглашавање трансакција). Из тога следи да ће се прорачун на РБМ платформи обављати у двостепеном оптимизационом поступку односно у два корака. У првом кораку ће се одредити алокација понуђене балансне енергије која даје најнижу цену захтеване балансне енергије а прекогранични капацитети који су при томе алоцирани, уз поштовања ограничења прекограничних капацитета (ATC), у општем случају не морају да представљају најкраћу путању од понуђача до купца што може довести до непотребне употребе одређених прекограничних капацитета. На основу дефинисаних алоцираних понуда балансне енергије у првом кораку, у другом кораку ће се одредити најкраћа путања којом ће се те понуде спровести до купца односно обавиће се минимизација укупне количине алоцираног капацитета. Треба напоменути да ће се прорачун обављати за све количине балансне енергије које се могу добити комбинацијом (сабирањем) доступних понуда уважавајући Аll or Nothing принцип, закључно са количином која је једнака збиру свих понуда за балансном енергијом. За сваку дату количину балансне енергије мора постојати бар једна путања са ATC вредностима између извора (TSO понуђача) и понора (TSO купца) довољно великим за трансфер те балансне енергије. У супротном дата количина неће бити доступна купцу за куповину. На основу свега претходно наведеног може се извести математичка формулација оптимизационог проблема који постоји на предложеној РБМ платформи. 3.1 Математичка формулација РБМ-а Регионална мрежа учесника на регионалном балансном тржишту се може представити као група од n чворова од којих сваки представља једну регулациону област – област којом управља један TSO. У сваком чвору, у општем случају, могу бити дефинисане вишеструке понуде балансне активне снаге (позитивне или негативне) доступне по одређеној цени. Понуде балансне снаге и њихове цене су представљене на следећи начин:

),( piQ , ),( piπ - количина и цена понуде која је у области p iСуседне области су повезане интерконективним везама. За сваку интерконективну везу дефинишу се преносни капацитети у оба смера:

),( jiATC , - преносни капацитет од области до области),( ijATC i j и супротно У оквиру РБМ-а учесници упућују захтеве за балансном снагом која им је доступна у одређеном сату. Сваки захтев се састоји од дестинационог чвора d и захтеване количине балансне снаге Qreq. Процес оптимизације (ако има изводљиво решење) као резултат даје

6

минималну цену захтеване количине балансне енергије, алоциране понуде балансне енергије и алоциране преносне капацитете за пренос захтеване снаге до дестинационе области. Алоциране количине балансне енергије и преносних капацитета су представљене на следећи начин:

),( piQall - алоцирана количина балансне енергије понуде p у области i),( jiCall - алоцирани преносни капацитет из области у област i j

Оптимизациони проблем нема решење ако нема довољно преносних капацитета за испоруку одређене количине балансне енергије за било коју комбинацију алокације доступних понуда по било којој цени. Дата количина балансне енергије неће бити доступна купцу. У складу са претходно дефинисаним ознакама, први корак двостепеног оптимизационог проблема у оквиру РБМ-a се може формулисати као минимизација цене балансне енергије:

⎭⎬⎫

⎩⎨⎧

⋅π∑ ∑∈Ni p

allQpiQpi

all

)),(),((min (1)

при ограничењима:

)(),( mQpiQ req

n

1i pall =∑∑

=

(2)

njijiATCjiCall ,...,1,),(),(0 =≤≤ (3) nippiQpiQall ,...,1),(),(0 =∧∀≤≤ (4)

reqmi

n

ijji

pallall

ijjall

Qbmibni

bpiQijCjiC

=≠∀==

=−−− ∑ ∑∑≠=≠=

,0,...,1

0),(),(),(1,1 (5)

Резултат претходно дефинисаног првог корака оптимизационе процедуре су алоциране количине балансне енергије Qall(i,p) по појединим чворовима који дају најјефтинију цену за захтевану количину балансне енергије уз информацију да постоји путања односно довољно преносних капацитета да се енергија испоручи TSO купцу. Ови резултати представљају улазни параметар за други корак оптимизационе процедуре у коме се одређује најкраћа (или пак „најјефтинија“) путања од датих извора балансне енергије до купца. У овом другом кораку ће бити примењена оптимизациона метода „минимизације трошкова токова кроз мрежу“ (енг. Minimal cost network flows) [е]. Овај проблем у ствари представља уопштавање и генерализовање добро познатог транспортног проблема (широко коришћеног у проблематици дистрибутивних мрежа), а његова општа математичка формулација гласи:

⎭⎬⎫

⎩⎨⎧

⋅∑≠=

n

jijiallC

jiCjitall ,1,

),(),(min (6)

при ограничењима: njijiATCjiCall ,...,1,),(),(0 =≤≤ (7)

reqmi

n

ijji

pallall

ijjall

Qbmibni

bpiQijCjiC

=≠∀==

=−−− ∑ ∑∑≠=≠=

,0,...,1

0),(),(),(1,1 (8)

где су: ji, - индекси чворова,

p - индекс понуђача у датом чвору n - укупан број чворова у мрежи

),( piπ - цена понуде у чвору i p),( piQ - количина понуде p у чвору i

7

),( piQall - алоцирана количина понуде у чвору p i)(mQreq - захтевана количина балансне снаге у чвору m

),( jit - јединични „трошкови“ преносног капацитета из чвора i у чвор j ),( jiCall - алоцирани преносни капацитет из чвора i у чвор j ),( jiATC - расположиви преносни капацитет из чвора у чвор i j

У постојећој РБМ платформи је примењен критеријум најкраћег пута, односно минимизација броја пређених граница, што се постиже постављањем свих t(i,j) на јединичне вредности. Тада сви могући и изводљиви преносни путеви имају исти „трошак“ па ће логично резултат бити најкраћи пут. Овај концепт може бити проширен и унапређен увођењем различитих, погодно дефинисаних, „трошкова“ преносног капацитета. Наиме једна од могућности је и да се ови „трошкови“ дефинишу као реципрочна вредност расположивог преносног капацитета, тј. да је t(i,j) = 1/АТС(i,j). Оваквом дефиницијом се постиже да првенство у коришћењу тј. алокацији добијају преносни капацитети већих вредности, како би се оставило што више простора евентуално и за неке друге додатне размене балансне енергије. Предложена критеријумска функција (6) оставља простора да се разматрани „трошкови“ дефинишу и на неки други погодан начин (нпр. у апсолутним новчаним јединицама или ако релативно искоришћење капацитета t(i,j) = Сall/АТС(i,j)) али те варијанте неће бити разматране у овом раду. 3.2 Примери алокације балансне енергије на малој мрежи На примеру мале тест мреже, која се састоји од три међусобно повезана чвора са дефинисаним преносним капацитетима у оба смера између чворова, ће се приказати различити резултати оптимизационог поступка у процесу алокације понуђених количина балансне енергије за задату захтевану количину балансне енергије. Мењањем карактера понуђених количина балансне енергије – могућност делимичне алокације или All or Nothing, и увођење тежинског фактора „трошкова“ у процесу доделе преносних капацитета у општем случају ће довести до различите дистрибуције алоцираних количина балансне енергије. За малу мрежу коришћену у примерима је задато да се у одређеном сату у чвору 3 захтева 12 MW балансне снаге а да је чворовима 1 и 2 у датом сату понуђено 10 MW по цени од 70 EUR/MWh и 5 MW по 50 EUR/MWh, респективно.

Прва варијанта (Слика 5) – Узимају се у обзир само трошкови балансне енергије а понуђене балансне снаге се могу делимично алоцирати. Друга варијанта (Слика 6) – Поред трошкова балансне снаге узеће се у обзир тежински фактори при алокацији преносних капацитета једнаких реципрочној вредности преносних капацитета. Понуђене балансне снаге се могу делимично алоцирати.

Слика 5: Пример са трошковима балансне Слика 6: Пример са трошковима балансне снаге и могућношћу делимичне алокације снаге и капацитета као и могућношћу понуђене снаге делимичне алокације понуђене снаге

8

Трећа варијанта (Слика 7) – Узимају се у обзир само трошкови балансне енергије а понуђена балансна снага у чвору 1 је дефинисана као All or Nothing. Четврта варијанта (Слика 8) – Поред трошкова балансне снаге узеће се у обзир тежински фактори при алокацији преносних капацитета једнаких реципрочној вредности преносних капацитета док је понуђена балансна снага у чвору 1 је дефинисана као All or Nothing.

Слика 7: Пример са трошковима балансне Слика 8: Пример са трошковима балансне снаге и понуђеном снагом у чвору 1 као снаге и капацитета и понуђеном снагом у All or Nothing чвору 1 као All or Nothing Резултати различитих варијанти алокације балансне енергије и преносних капацитета на примеру мреже са три чвора приказани су у табели 1.

Табела 1: Резултати алокације код различитих варијанти трошкова и карактера понуђене балансне енергије

Чвор Балансна снага Прва Друга Балансна снага Трећа Четврта

1 ≤10 МW (70 €/MWh) 7 7 10 МW (70 €/MWh) 10 10

2 ≤ 5 MW (50 €/MWh) 5 5 ≤ 5 MW (50 €/MWh) 2 2Укупно 740 € 740 € 800 € 800 €

Капацитет ATC (MW)1-2 15 (0 €/MWh) 2 5 15 (0.067 €/MWh) 5 81-3 5 (0 €/MWh) 5 2 5 (0.2 €/MWh) 5 22-3 11 (0 €/MWh) 7 10 11 (0.091 €/MWh) 7 10

Укупно 14 17 17 20

Варијанта Варијанта

На основу анализе резултата може се закључити да увођење трошкова преносних капацитета у оптимизациони поступак алокације балансне енергије не доводи до промене распореда у алоцираним количинама балансне снаге већ до промене у алоцираним преносним капацитетима, што је и логично, јер је први приоритет испорука тражене количине балансне енергије уколико је негде доступна, док је јефтиније или оптималније коришћење преносних капацитета приоритет другог реда. Дефинисањем трошкова преносних капацитета као реципрочних вредности ATC-а алокација капацитета се у оптимизационом поступку преусмерава на капацитете са већим ATC-ом што произилази из чињенице да капацитети са већим ATC-ом тако имају мањи трошак од капацитета са мањим ATC-ом. Такође, у варијанти са уведеним трошковима преносног капацитета у општем случају може доћи до отклањања загушења у односу на варијанту у којој трошкови преносних капацитета нису били дефинисани.

9

У варијантама у којима постоји понуда балансне снаге дефинисана као All or Nothing, у циљу задовољења овог услова долази до промене у распореду алоцираних количина балансне енергије у односу на варијанту у којој се дата понуда може делимично алоцирати. Цена овако алоциране балансне енергије је у општем случају већа или једнака од цене балансне енергије добијене са могућношћу делимичне алокације. 4. ЗАКЉУЧАК Циљ РБМ платформе је да се за TSO-ове у региону ЈИЕ повећају извори балансне енергије до које ће моћи да дођу на брз и лак начин уз конкурентне цене на тржишту. Тренутно имплементиране функције „BЕТЅЕЕ 2.0“ платформе у потпуности доказују изводљивост концепта регионалног балансног механизма. Даљи развој механизма главним делом се односи на детаљнији развој појединих модула који припадају платформи:

- ATC или PTDF/Maxflow Од самог почетка развоја „BЕТЅЕЕ 2.0“ платформа је пратила трендове у области коришћења прекограничних преносних капацитета. Платформа је припремљена за функционисање у тренутним условима коришћења вредности ATC-а, као основног параметра који карактерише преносне капацитете, али је исто тако спремна да преузме резултате координисаних аукција (примена PTDF матрица и Капацитета максималног тока - Maximum Flow, тј. било које методе чији ће се резултати заснивати на прорачунима физичких токова снага).

- ѕcheduling Тренутни начин пријављивања трансакција укљученим странама (произвођачу балансне енергије и одговарајућем TSO-у, TSO-има транзитерима и TSO-у који преузима енергију) одговара фази имплементације и има неформални карактер. Како би се испоштовали прописи рада у интерконекцији, реализоване трансакције у скоријој будућности мораће да буду пријављиване применом стандардних формата. Како ЕSS (ЕTSO Scheduling System) у потпуности подржава брзу размену и усаглашавање возних редова, а представља технички предуслов који сваки ТSО мора испунити, то није за очекивати да имплементација правог система размене возних редова може са техничке стране угрозити функционисање механизма.

- други тест РБМ и укључење регулатора Активности SETSO подгрупе Balance Management у наредном периоду биће фокусиране на припрему новог тестирања (прво је спроведено у децембру 2006, на платформи BETSEE 1.0), као и на активно укључивање регулаторних агенција из региона у процес дизајнирања. Наредно тестирање омогућиће проверу нових предложених решења, детаљније упознавање са комплетним механизмом, али и активно укључење регулатора у улози посматрача (контролора) овог процеса. Како се комплетан концепт РБМ-а заснива на раду у две равни – регионалној и националној, то ТSО-и учесници морају наићи на пуну подршку регулатора у стварању одговарајућег правног оквира како на националном нивоу тако и у региону. 5. ЛИТЕРАТУРА [а] З. Вујасиновић, Љ. Кнежевић, Н. Ћоровић, “Регионално балансно тржиште електричне

енергије у југоисточној Европи и прототип платформe »BETSEE«“, 28. Саветовање JUKO CIGRE, 30. септембар – 5. октобар 2007, Врњачка Бања, реферат C5-04

[б] ETSO: Current State of Balance Management in Europe, December 2003 [в] ETSO (SETSO/SG BM) and SEETEC: Current State of Balance Management in South East

Europe, Document for the 8th Athens Forum, June 2006 [г] SETSO SUB GROUP BALANCE MANAGEMENT (SETSO SG BM) and SEETEC: SEE

Regional Balancing Market - General Design, OPEN DISCUSSION PAPER, December 2006 [д] ECRB/SETSO SG BM: Draft Common Position Paper on the SEE Regional Balancing Market to

be presented at the 10th Athens Forum, April 2007 [ђ] Balance Energy Tool for South East Europe (BETSEE 2.0), USER MANUAL, January 2009 [е] M.S. Bazaraa, J.J. Jarvis, “Linear Programming and Network Flows”, John Wiley & Sons, 1977

10

Р Ц5 - 15

УТИЦАЈ ЛОКАЛНИХ ТРЖИШНИХ ПРАВИЛА НА ПРОЦЕС ПЛАНИРАЊА И УСАГЛАШАВАЊА ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПЛАНОВА РАЗМЕНЕ

Биљана Мандић*, Срђан Ресавац, Светлана Сегe ЈП Електромрежа Србије


Кратак садржај

У процесу планирања и усаглашавања прекограничних планова размене између оператора преносног система на граници две тржишно балансне области, битно је имати заједнички „језик споразумевања“. У раду су представљена три случаја где локална тржишна правила могу имати утицај на процес планирања и усаглашавања прекограничних планова размена, а то су: билатерални споразуми, грануларност (детаљи) података и идентификација учесника на тржишту. Представљени су и проблеми који се могу јавити због различитих тржишних правила , као и предлози за њихово превазилажење. Кључне речи: Заједнички „језик споразумевања“ - “Локални” или “Национални” језик - Процес планирања и усаглашавања прекограничних планова размене - Билатерални споразум – Грануларност - Идентификациони код 1. УВОД 1.1 ПРОЦЕС ПЛАНИРАЊА И УСАГЛАШАВАЊА ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПЛАНОВА РАЗМЕНЕ По UCTE пирамиди јасно су дефинисани процеси и времена када се који процес одиграва на дневном нивоу. На дну пирамиде налазе се оператори преносног система који од учесника на тржишту примају податке о разменама између два суседна преносна система. Учесник на тржишту дужан је да достави исти план размене и једном и другом оператору преносног система, а оператори преносног система морају између себе проверити тачност тих података. Када се један оператор преносног система

* Биљана Мандић, ЈП ЕМС, Војводе Степе 412, 11040 Београд, [email protected]

1

усагласи са суседним операторима преносног система на свим својим границама, он може да шаље податке о разменама на својим границама. Документ који садржи све размене једног оператора преносног система шаље се оператору контролног блока. Контролни блокови представљају вишу лествицу по UCTE пирамиди. Оператор контролног блока мора, као што је претходно урадио оператор преносног система када добије податке, проверити тачност тих података са суседним оператором контролног блока и тек када усагласи све размене на границама свог контролног блока може да шаље податке о разменама на својим границама. Документ који садржи све размене једног контролног блока шаље се оператору контролног центра. Контролни центри представљају највишу лествицу по UCTE пирамиди. Оператор контролног центра мора, као што је претходно урадио оператор контролног блока када добије податке, проверити тачност тих података са суседним оператором контролног центра. Након што два контролна центра, који се налазе на врху пирамиде, усагласе податке на својим границама они шаљу поруку нижим нивоима да су сви подаци усаглашени и када сви нивои у UCTE пирамиди добију ову потврду процес планирања програма размене је завршен. У процесу планирања планова размене учествују многе државе које су UCTE чланице и које чине UCTE пирамиду. Свака од ових држава има своја правила за процес планирања и усаглашавања планова размене која би требала да буду у складу са Policy 2 “Scheduling and Accounting” UCTE Оперативног приручника. Пошто су сва правила у Policy 2 “Scheduling and Accounting” UCTE Оперативног приручника дата само као препоруке, а не као обавезе чланица UCTE пирамиде, јавља се проблем да свака чланица има нека своја правила. Ова правила односе се на формате и времена када се подаци шаљу. 1.2 ПОТРЕБА ЗА ЗАЈЕДНИЧКИМ ЈЕЗИКОМ СПОРАЗУМЕВАЊА

Случај када свака тржишно балансна област има своја правила за процес планирања и усаглашавања планова размене, која су различита од правила осталих тржишних области могао би се назвати случај “локалних” или “националних” језика. Када би се овај начин примењивао у процесу планирања и усаглашавања планова размене јавили би се проблеми као нпр.

• Свака локална тржишно балансна област мора да се прилагоди и да примењује језик свих области са којима се граничи

• Ово изазива неусклађеност и мање ефикасан процес усаглашавања • Измене у правилима једне области утичу на области са којом се она

граничи.

Због ових проблема битно је имати заједнички „језик споразумевања“. То значи да се у процесу размене прекограничних планова размене не примењују локална тржишна правила већ се примењују правила која су договорена на неком вишем нивоу и иста су за све тржишно балансне области. UCTE радна група која се бави увођењем ESS (ETSO Scheduling System) у процес планирања и усаглашавања прекограничних планова размене предлаже коришћење тог заједничког „језика споразумевања“.

У овом процесу најбитније је јасно дефинисати правила и формате које ће сви да

користе. Локална тржишна правила се више не примењују у процесу планирања и

2

размене података са суседним тржишним областима. Ако постоје локална тржишна правила она морају да буду у складу са заједничким “језиком споразумевања”. На овај начин процес планирања и усаглашавања прекограничних планова размене постаје ефикаснији. Уколико нека тржишно балансна област направи измене или допуне у својим локалним тржишним правилима, то нема директан утицај на области са којом се она граничи. Једна тржишно балансна област не мора да се прилагођава и да примењује “локални” језик свих области са којом се граничи. 2. ТРЕНУТНО СТАЊЕ

2.1 БИЛАТЕРАЛНИ СПОРАЗУМИ Најважнији документ који се односи на договор између два суседна оператора

преносног система јесте билатерални споразум. Овим споразумомом су дефинисани сви односи између два суседна преносна система. То је документ који потписују обе стране на годишњем нивоу, а у случају неких измена и допуна обе стране морају да се усагласе са тим.

Неке од ствари које су дефинисане овим споразумом су :

• Прорачун прекограничних преносних капацитета • Додела прекограничних преносних капацитета • Процес планирања и усаглашавања планова размене • Прорачун капацитета за унутар-дневне трансакције • Оперативни део ( радови ) • Опште одредбе

2.1.1 ПРОРАЧУН ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА Оба система могу користити интерконективне далеководе и укупна преносна

моћ на тим далеководима дели се између та два система на једнаке делове. Оператори преносног система се договарају о вредности годишње проносне моћи, а месечна преносна моћ се рачуна на основу предвиђеног стања електроенергетских система за одређени месец. Свака страна врши свој прорачун, а касније се прорачуни морају усагласити и договорити да би се добила коначна вредност за одређени месец. За сваки овај процес унапред су дефинисана времена и рокови.

2.1.2 ДОДЕЛА ПРЕКОГРАНИЧНИХ ПРЕНОСНИХ КАПАЦИТЕТА

Након прорачунавања прекограничних преносних капацитета, свака страна

организује аукцију за своју половину капацитета. Аукција може бити организована на годишњем, месечном и недељном нивоу, а уколико се стране договоре и на дневном. Након завршене аукције, стране шаљу резултате једна другој. За сваки овај процес унапред су дефинисана времена и рокови.

3

2.1.3 ПРОЦЕС ПЛАНИРАЊА И УСАГЛАШАВАЊА ПЛАНОВА РАЗМЕНЕ

Процес планирања и усаглашавања планова размене између два суседна система организован је у складу са Policy 2 “Scheduling and Accounting” UCTE Оперативног приручника. Оператори два суседна преносна система се морају договорити око свих детаља везаних за овај процес. За тему овог рада ово је најбитнији део билатералног споразума, па ће о свим детаљима бити речи касније у раду.

2.1.4 ПРОРАЧУН КАПАЦИТЕТА ЗА УНУТАР-ДНЕВНЕ ТРАНСАКЦИЈЕ

Оператори преносног система се договарају о томе како се расподељује капацитет који остане слободан након завршетка процеса планирања и усаглашаваља планова размене. Ово је, поред претходне тачке, веома битан део за тему овог рада.

2.1.5 ОПЕРАТИВНИ ДЕО (РАДОВИ)

Оператори преносног система су сагласни да морају једни другог обавештавати

о било каквом искључењу неког елемента преносне мреже уколико то искључење има утицај на преносну мрежу суседног система.

2.1.6 ОПШТЕ ОДРЕДБЕ Општим одредбама су дефинисане особе које су задужене за одређене послове,

као и контакти. Такође, дефинисане су акције које предузимају оператори преносног система у случају неких измена и/или допуна билатералног споразума од једне стране потписнице овог споразума.

2.2 ГРАНУЛАРНОСТ Грануларност се може дефинисати као резолуција у временским дијаграмима

који чине планове размене. Она представља број временских интервала у једном временском дијаграму. Један временски дијаграм се односи на период од једног тржишног дана тј. дан који почиње у 00:00 CET и завршава у 24:00 CET. Овај период је подељен у више мањих временских интервала, а та временска резолуција уствари представља грануларност. Грануларност може да буде петнаестоминутна, тридесетоминутна или сатна.

2.3 ИДЕНТИФИКАЦИЈА УЧЕСНИКА НА ТРЖИШТУ

Сваки учесник на тржишту има свој идетификациони код тзв. EIC (ETSO

Identification Code). То је код од 16 цифара који учесник на тржишту добије од канцеларије која се бави издавањем ових кодова. Канцеларија за издавање кодова може да буде у оквиру Оператора преносног система или Регулаторне агенције. Један учесник на тржишту има различите кодове у различитим државама, а то значи да ако је тај учесник добио један код од једног оператора преносног система, он може са тим кодом да ради у том преносном систему, а да би радио у некој другој држави мора да од тог оператора преносног система добије код са којим ту може да ради. Дешава се некада да то буде исти код, тј. да учесник са истим кодом може да ради у више држава.

4

3. ПРОБЛЕМИ

Када је било речи о билатералним споразумима, наведено је шта је све њима дефинисано. Речено је да је за овај рад најбитнији део споразума процес планирања и усаглашавања планова размене између два суседна система.

Цео процес планирања и усаглашавања планова размене мора да буде у складу

са Policy 2 “Scheduling and Accounting” UCTE Оперативног приручника. Пошто су сва правила у Policy 2 “Scheduling and Accounting” UCTE Оперативног приручника дата само као препоруке, а не као обавезе чланица UCTE пирамиде, јавља се проблем да свака чланица има нека своја правила. Због овога је потребно дефинисати што више детаља у билатералном споразуму да би се овај процес одвијао ефикасније.

Оператори преносног система би требало да у споразуму дефинишу :

1. начин размене електронских података 2. документе који се користе у размени података и њихова форма 3. временски интервали и резолуција 4. усаглашавање и потврђивање програма размене 5. времена када се шаљу документи.

1. Електронски подаци се размењују путем електронске поште, а као резервна

варијанта могу се користити телефон или факс. 2. Документи који се користе у размени података су CAS (Control Area

Exchange) и ACK (Acknowledgement Document). CAS документ шаљу оператори преносног система један другом. Он садржи све

прекограничне размене између два суседна преносна система. То је xml документ са одређеном формом која мора да се поштује. У њему се налазе подаци и разни кодови који су дефинисани за сваки процес. За различите процесе користе се различити кодови. Битно је да се оператори преносног система договоре које кодове ће да користе јер су апликације које се користе за процес планирања и усаглашавања планова размене различите код сваког оператора преносног система и може се десити да једна апликација не може прихвати xml документ другог опертора преносног система јер су неки кодови неприхватљиви за ту апликацију.

ACK документ садржи информацију о приватању CAS документа; он може бити потпуно или парцијално прихваћен или потпуно одбијен.

3. Дефинисано је да је временски интервал који се користи у временским дијаграмима у документима који се размењују између оператора преносног система у процесу планирања и усаглашавања планова размене један дан који почиње у 00:00 CET и завршава у 24:00 CET. Резолуција може да буде сатна, тридесетоминутна са две идентичне вредности или петнаестоминутна са четири идентичне вредности. Уколико један оператор преносног система пошаље документ са неком другом резолуцијом може да се деси да он буде одбијен јер апликација другог оператора преносног система не прихвата ту резолуцију. Оператори преносног система треба да се договоре о резолуцији да не би дошло до ових проблема.

4. Два суседна оператора преносног система морају да се договоре о начину на

који ће да врше усаглашавање и потврђивање програма размене. У процесу

5

усаглашавања и потврђивања користе се разни документи, а оператори два суседна преносна система морају да се договоре које документе шаљу један другом. Такође, у случају неслагања у прекограничним разменама мора се успоставити механизам за решавање неслагања који одговара и једној и другој страни.

5. За сваки процес који се одвија на дневном нивоу између два суседна

оператора преносног система морају се дефинисати времена и рокови. Оба оператора преносног система морају да поштују ова времена.

Поред горе наведених детаља који оператори преносног система морају да договоре, веома је битно да један другом дају информацију о томе који учесници на тржишту имају право да раде у њиховој држави и са којим кодом. Ови кодови се убацују у базу података. Сваки дан када стигне CAS документ од суседног оператора преносног система, приликом увлачења тог документа у систем врши се провера да ли су кодови исправни и да ли одређени учесници имају право да раде у одређеној области. Када сви оператори преносног система имају информацију о свим кодовима смањује се могућност грешака и убрзава се процес планирања и усаглашавања планова размене. За што ефикаснији процес планирања и усаглашавања планова размене битно је и да се оператори преносног система договоре о начину на који информишу један другог о резултатима аукције и додељеним капацитетима. Ови резултати морају да се пошаљу до времена које је договорено билатералним споразумом да би оба оператора преносног система имала на време информацију о укупним преносним капацитетима за сваког учесника на тржишту. Приликом пријаве прекограничне размене од стране учесника на тржишту проверава се да ли је задовољен капацитет за одређену трансакцију, односно проверава се да ли капацитет премашен. Учесник на тржишту користи капацитет који добије од оба оперетора преносног система за један смер и зато један оператор преносног система треба да има информацију о резултатима аукције оног другог оператора. 4. ЗАКЉУЧАК

Из свих наведених разлога види се да је битно имати заједнички „језик споразумевања“ да би се што ефикасније спроводио процес планирања и усаглашавања прекограничних планова размене између оператора преносног система на граници две тржишно балансне области. Уколико једна страна користи “локална” правила то не сме да утиче на суседне операторе преносног система. Свака промена у правилима једног оператора преносног система мора да буде прихваћена од стране другог оператора преносног система, зато су ону дужни да на време информишу један другог о свим променама и да се о томе договарају. Уколико један оператор преносног система уведе нова правила, мора да се потписује нови билатерални споразум иначе те промене неће бити прихваћене, а то може да створи проблеме за остале учеснике на тржишту.

6

ЛИТЕРАТУРА [1] e-terraETSOscheduling – Operator User’s Guide [2] Меморандуми (билатерални споразум између два суседна оператора преносног система) за период 01.01.2009-31.01.2009. [3] UCTE Оперативни приручник [4] ECAN guide Version 4 Release 0 – 10 July 2008 [5] ETSO Scheduling System Implementation Guide – Version 2 Release 3 – 29 April 2003 [6] SO-SO Matching Proces [7] ETSO Identification Coding Scheme IEC – Version 2 Release 3 – 4 December 2003 [8] ETSO Electricity Market Role Model – Version 2 Release 0 – 12 February 2003

7

Р Ц5 - 16

УЧЕШЋЕ ЈП ЕЛЕКТРОМРЕЖА СРБИЈЕ У ETSO VISTA ПРОЈЕКТУ

Светлана Сеге*, Биљана Мандић ЈП Електромрежа Србије


Кратак садржај: У раду је описана ETSO VISTA плафторма, начин објављивања података, врста података који се достављају на платформу и структура докумената. Описани су начини приступа платформи. Платформа омогућава приступ тржишним информацијама свим корисницима и њена главна карактеристика је транспарентност. Приказан је процес објављивања података који је подељен у три фазе. У раду је представљен изглед података који се објављују на платформи, графички и табеларно. Изнете су и неке идеје које постоје за проширење објаве података које би помогле развоју тржишта, као и аутоматизација процеса достављања података од стране ЈП ЕМС. Кључне речи: Платформа - Груписање података – Транспарентност - Објављивање података - Развој тржишта

1. УВОД Регулатива број 1228/2003 европског парламента донела је прописе према којима ТСО имају обавезу да податке учине доступним учесницима на тржишту са циљем повећања транспарентности тржишта електричне енергије. ETSO Steering Committee је 26.06.2006. одлучио да обезбеди нови сервис за развој "Интерног европског тржишта електричне енергије" (IEM- Internal European Market). Тај сервис је ETSOVista web платформа која је пуштена у рад 28. новембра 2006. године, њена главна карактеристика је транспарентност, а њен главни циљ је да омогући учесницима на тржишту приступ подацима који су значајни за рад на тржишту електричне енергије. ETSO Vista платформа је веб систем који приказује податке груписане на једном месту. Логовање и регистрација се врши преко адресе: www.etsovista.org. Приступ платформи је бесплатан и омогућен свима који имају интерес на тржишту електричне енерије. ЈП ЕМС је почело са слањем података на платформу 01.септембра 2008.

* Светлана Сеге, ЕМС, Војводе Степе 412, 11040 Београд, [email protected]

1

http://www.etsovista.org/

2. ПРОЦЕС ОБЈАВЉИВАЊА ПОДАТАКА Процес објављивања подељен је у три фазе и приказан је на Слици 1.

Слика 1 - Процес објављивања података на платформи

o Фаза сакупљања: ова фаза захтева од свих актера да пренесу информације до

сакупљача тржишних информација (ETSOVista транспарента платформа). У нашем случају једини актер који доставља податке на платформу је ЈП ЕМС, који има улогу оператора система, оператора тржишта и алокатора преносног капацитета.

o Фаза спајања: сакупљач тржишних информација прикупља податке o Фаза објављивања: сакупљач тржишних информација трансформише сакупљене

резултате у формат за објављивање и објављује их на веб платформи и чини их доступним актерима на тржишту.

3. ПОДАЦИ КОЈИ СЕ ОБЈАВЉУЈУ НА ETSOVista ПЛАТФОРМИ

У првој фази на платформу су достављани следећи подаци од стране великог броја европских преносних мрежа:

• Физичких токови снага у реалном времену • Прекогранични сатни програми размене за дан унапред

2

• Финални сатни пркогранични програми размене ETSO Steering Comittee je 27.04.2007. одлучио да прошири листу захтеваних података на:

• Нето преносни капацитет, у даљем тексту НТЦ ("NTC-Net Transfer Capacity"), вредности за дан унапред

• Планиране унутардневне промене прекограничних програма размене • Планирани конзум • Информације о планираним искључењима далековода • Подаци са балансног тржишта • Подаци о аукцијама

Оператори система морају да имплементирају прописани ETSO XML стандард да би кренули са слањем података на платформу и да сами искреирају конверторе који ће одговарати том стандарду. Фајлови у xml формату се достављају путем ФТП сервера или путем емаила. Подаци се из xls формата конвертују у xml формат. Од стране сваког преносног система одређена је једна особа која је задужена за слање података. Подаци се шаљу свакодневно преко ФТП сервера и чувају се у архиви годину дана. Могуће је послати податке за више дана унапред, али исто тако могуће је послати податке за дане који су прошли уколико постоји потреба за тим. Конрола исправности података не постоји, постоји контрола форме xml фајла који се шаље и који морају да задовоље доле наведена општа правила да би били видљиви на платформи. Такође, постоје подаци који код суседних оператора преносног система ТСО ("TSO-Transmission System Operator") морају бити идентични и у случају да то нису неће бити објављени, то су НТЦ вредности.

Општа основна правила

1. Назив фајла који се шаље не сме имати више од 32 карактера заједно са бројем

верзије. Верзије у називу фајла морају бити позитивне целобројне вредности. 2. Сва времена у фајловима који се шаљу су изражена у УТЦ времену што је

сагласно са ISO 8601 стандардом и имају следећу форму: YYYY-MM-DDTHH:MMZ/YYYY-MM-DDTHH:MMZ. Резолуција временских серија треба да буде изражена у минутама,15, 30, 60 минута. На слици број 2 види се да је резолуција 60 минута.

3. Идентификација документа (Document Identification) мора да буде идентична

називу фајла.

4. Кодови за улогу пошиљаоца (Sender Role) и улогу примаоца (Receiver Role) су идентични за све фајлове који се шању на платформу и одређени су у ETSO листи кодова. Sender Role ="A04" значи да ТСО шаље фајл, а Receiver Role ="A32" значи да фајл прима ETSO Vista платформа. Идентификација пошиљаоца (Sender Identification) је EIC код земље која шаље фајл, идентификација примаоца је виртуелни код платформе.

3

На Слици број 2 дат је пример XML записа фајла НТЦ за дан унапред, за 04.12.2008. који ЈП ЕМС шаље на платформу:

Слика 2 - XML запис НТЦ за дан унапред 4. НАЧИН ПРИКАЗИВАЊА ОБЈАВЉЕНИХ ПОДАТАКА

На платформи се приказују следећи подаци, графички и табеларно : физички токови снага по далеководима, планирани прекогранични програми размене, унутардневне промене прекограничног програма размене, финални прекогранични програм размене, вредности НТЦ , информације о планираним искључењима далековода, резултати аукција, планиран и реализован конзум, подаци везани за балансни систем.

Графички приказ се за одређени дан и одређену област састоји од:

• Имена изабране области • Временског периода • Мапа Европе на којој је изабрана област плаве боје • Стрелице приказују размену унутар области

На Слици 3 је графички приказ прекограничног програма размене за дан унапред, изабрана област је Србија, изабрани датум 04.11.2008.

4

Слика 3 - Графички приказ прекограничног програма размене за дан унапред

Слика број 4 представља таблични приказ прекограничног програма размене. За задати датум и задату област таблични приказ се састоји од временских дијаграма

5

Слика 4 - Таблични приказ прекограничног програма размене

5. ТРЕНУТНО СТАЊЕ И ПРОБЛЕМИ ВЕЗАНИ ЗА РАЗВОЈ ETSOVista ПРОЈЕКТА

Тренутно на платформу ЈП ЕМС шаље следеће фајлове: планирани прекогранични сатни програми размене, реализовани финални сатни пркогранични програми размене, НТЦ вредности за дан унапред, планирани конзум. С обзиром да ЕСС ("ESS- ETSO Scheduling System") још увек није званичан систем за усклађивање прекограничних програма размене са суседним областима тако је и коришћење његове базе у којој би се аутоматизовало слање сваке промене прекограничне размене још увек није сасвим поуздано. Тако нпр. ЈП ЕМС још увек на платформу не шаље планиране intra-day промене прекограничних програма размене.

Један од проблема везаних за достављање податка на платформу је то што сваки ТСО има своја локална тржишна правила, тако да је скоро немогуће да платформа одговара потребама свих ТСО. Најбољи пример су типови аукција.Платформа је конфигурисана за експлицитне и имплицитне координисане аукције. То значи да један ТСО објављује следеће податке за оба смера према суседном TСО: расположиви преносни капацитет АТЦ ("АTC-Available Transfer Capacity"), захтевани, додељени капацитет и цена. У

6

нашем случају је још увек немогуће да се шаљу ти подаци јер ће наш захтевани и додељени капацитет и цена бити различити од истих података суседног ТСО. На платформи не постоји начин да се прикажу различите вредности, већ се подразумева да су подаци исти. Став вође пројекта ЕTSO Vista је да се платформа неће мењати за наш регион, већ су поставили питање да ли ЈП ЕМС заједно са земљама у окружењу планира заједничке аукције. Платформа је јединствена за све земље без обзира на локална тржишна правила. Још један од проблема који се јавља при достављању података на платформу је везан за достављање информација који се тичу планираних искључења далековода и планираних искључења производних јединица. Према УЦТЕ дефиницији под испадом који треба унети на платформу се подразумева планирано искључење производне јединице веће од 100 MW. Препорука је да се пријављују искључења производних јединица које утичу на вредност НТЦ, а не искључења већа од 100 MW, јер у мањим системима искључења производних јединица снаге мање од 100 MW утиче на вредност НТЦ. У пракси не само искључења интерконективних далековода већ и далековода унутар земље утичу на вредност НТЦ. На платформу се не уносе планирана искључења далековода унутар једне земље. Закључак је да треба проширити платформу и дозволити уписивање планираних искључења интерних далековода. Које земље ће објављивати тај податак зависи од интерних тржишних правила сваке земље.

6. ЗAKЉУЧАК

ETSOVista ће у априлу 2009. достићи две и по године од када је пуштена у рад и има преко 2000 корисника. Идеја на почетку пројекта је била да се свим учесницима на тржишту омогући приступ. Та идеја се проширила и ETSOVista платформа би требало да замени обавезу ТСО да на свом веб сајту објављује податке које захтева Европска комисија. Пројекат је испунио очекивања са почетка самим тим што број корисника ETSOVista расте, како расте и број учесника на тржишту електричне енергије. Тренутно највећи проблем је што се локална тржишна правила земаља које учествују у пројекту разликују и потребно је пронаћи начин да се платформа модификује како би било могуће слати све захтеване податке. Највише користи од платформе имају трговци електричном енергијом који на платформи могу да виде резултате аукција, расположиве капацитете, захтеване капацитете и цене дневих, месечних и годишњих аукција.

7. ЛИТЕРАТУРА [1] ETSO, Business requirements specification VISTA

7

Р Ц5 - 17

ЕНЕРГЕТСКЕ СПЕЦИФИЧНОСТИ КАО ПРЕДУСЛОВ ЗА ОТВАРАЊЕ ТРЖИШТА ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ НА ВЕЛИКО У ЈУГОИСТОЧНОЈ

ЕВРОПИ НЕНАД СТЕФАНОВИЋ*

Агенција за енергетику Републике Србије (АЕРС)

БЕОГРАД, СРБИЈА Кратак садржај: Уговором о оснивању Енергетске заједнице (2005), државе потписнице су се обавезале да развијају регионално тржиште електричне енергије и природног гаса у југоисточној Европи (ЈИЕ). У међувремену је начињен значајан напредак у смислу раздвајања вертикално интегрисаних енергетских компанија у државном власништву, регулаторних реформи и успостављања оквира за регионалну сарадњу између потписница Уговора. У већини земаља ЈИЕ, осим у Румунији и Бугарској, активност тржишта на велико електричне енергије је веома мала и већина потрошача су још увек тарифни купци па они набављају електричну енергију кроз уговоре са државним производним компанијама које су у многим земљама још увек интегрисане са дистрибутивним компанијама. Једини показатељ отворености тржишта на велико електричне енергије у региону је чињеница да у неким земљама велики потрошачи могу да бирају снабдеваче по свом избору и купују електричну енергију у складу са својим потребама. Како велики значај у овом процесу има политички фактор, дефинисање „осмог региона“ (2008), у складу са регионалним иницијативама ЕУ, представља значајан корак унапред. И поред досадашњих бројних студија у којима су анализиране специфичности региона и предлагани одговарајући модели тржишта на велико електричне енергије у ЈИЕ, праве отворености тржишта још увек нема, иако су евидентно повећане активности трговаца електричне енергије у региону. Регулаторне агенције су сложне да је потребно постићи минимални заједнички садржај тржишних правила и њихову хармонизацију у региону, што би олакшало процес. Као разлог за недостатак инвестиција у изградњу енергетских капацитета у региону ЈИЕ најчешће се наводи споро отварање тржишта електричне енергије на велико. У овом раду су наведене и неке друге специфичности региона ЈИЕ које потенцијално могу бити узрок незаинтересованости инвеститора, упркос недостатку електричне енергије у региону, као што су: доминација државних производних компанија и њихове јавне обавезе снабдевања по националним законима из области енергетике, регулисана цена која је мања од економски оправдане, укључујући и трошкове повраћаја средстава, што дестимулише потенцијалне квалификоване купце да изаберу снабдевача на слободном тржишту, итд. Са друге стране регион карактерише мањак електричне енергије и високе цене електричне енергије на отвореном тржишту. Консултант који је ангажован да изради нову студију и предложи одговарајући модел за отварање тржишта на велико у ЈИЕ свакако треба да уважи ове специфичности како би предлог био изводљив. Конкуренција на тржишту ће се наставити кроз * Ненад Стефановић, АЕРС, Теразије 5, 11000 Београд, [email protected]

1

примену тржишних механизама за доделу права за коришћење прекограничних преносних капацитета и који ће корак по корак довести до потпуног отварања тржишта електричне енергије у региону ЈИЕ. Кључне речи: Велетрговац - Снабдевач - Тржиште на велико - Берза електричне енергије - Квалификован купац - Тржишна правила - Енергетска заједница - Атински процес 1. Увод

Један од најважнијих циљева Атинског процеса је отварање тржишта на велико у региону југоисточне Европе (ЈИЕ), тј. осмом региону, и давање могућности свим купцима да самостално бирају свог снабдевача електричне енергије. На тај начин сваки потрошач постаје одговоран за свој избор снабдевача и цене по којој купује електричну енергију. Либерализација тржишта електричне енергије у региону ЈИЕ је окарактерисана као изузетно спор процес који прати низ пратећих активности везаних за успостављање одговарајућих тржишних модела у свакој земљи са циљем стварања регионалног тржишта електричне енергије. Током протекле деценије је било изузетно мало улагања у изградњу нових производних капацитета у региону, док је потрошња електричне енергије била непрекидно у порасту. Тако је регион ЈИЕ постао дефицитаран у електричној енергији, а већина земаља је приморана да увози електричну енергију из суседних региона како би покриле своју потрошњу. Државе у региону, суочене са финансијским тешкоћама, светском економском кризом, процесом дерегулације енергетског сектора и застарелом енергетском инфраструктуром изграђеном седамдесетих и осамдесетих година 20. века, нису биле у стању да финансирају изградњу нових производних капацитета. И поред евидентног недостатка електричне енергије приватни инвеститори, такође, нису показали интересовање за улагање и изградњу нових производних капацитета у региону. На основу закључака прве инвестиционе конференције и закључака 11. Атинског форума, одржаних током 2007. године, препознато је да је главни разлог за пасивност инвеститора у неотворености тржишта електричне енергије у региону ЈИЕ. Светска банка је понудила помоћ кроз техничку подршку и израду студије како би се дефинисао одговарајући модел за отварање тржишта на велико у региону ЈИЕ. Имајући у виду да је до сада урађен низ студија и предлога за успостављање регионалног стандардног модела тржишта у ЈИЕ, али без досадашње практичне примене, радна група за електричну енергију Регулаторног одбора Енергетске заједнице (ECRB-Energy Community Regulatory Board) је пре израде ове студије препознала заједничке специфичности и карактеристике региона које треба узети у обзир као значајне факторе при анализи и доношењу предлога за отварање тржишта на велико у осмом региону. На састанку Министарског савета у јуну 2008. године дефинисан је тзв. „осми регион“ као географска област у којој ће се развијати регионално тржиште електричне енергије, а у складу са регионалним иницијативама европске групе регулатора за електричну енергију и гас (ERGEG-European Regulators’ Group for Electricity and Gas). Одговорност за даљи развој регионалног концепта тржишта имају Атински процес и Имплементациона група за оснивање Аукционе канцеларије у осмом региону. Циљ ових структура је да се бави пратећим ризицима као што су развој конкуренције у условима предвиђеног мањка производних капацитета у региону. За овај процес је веома значајно присуство политичке воље и обавезивање националних институција за регионални приступ заснован на јасним користима, као и обавештеност јавности о томе. У овом процесу је значајно сагледати и потребу ангажовања ECRB, нпр. у смислу одобрења докумената или радњи у вези са мерама за успостављање регионалног модела тржишта.

У раду је размотрена тренутна ситуација у региону по питању тржишта електричне енергије на велико, уз идентификацију најбитнијих фактора који ограничавају обим и ефикасност трговине и који утичу на спорост у процесу отварања тржишта на велико електричне енергије у ЈИЕ, као и на креирање одговарајућег модела за отварања тржишта на велико. Имајући у виду реформе у енергетском сектору у региону током претходних година које су омогућиле конкурентне предности и могућности, био је очекиван пораст трговине електричном енергијом на националном и прекограничном нивоу. Колико је процес функционалног раздвајања оператора преносног система (ТСО) ефикасно и релативно брзо спроведен, толико је овај процес спор по

2

питању раздвајања дистрибуција у региону. Тако је у претходном периоду за продају електричне енергије на мало повећан избор снабдевача за велике индустријске потрошаче. Упркос очекивањима, обим трговања и квалитативне карактеристике тржишта указују да још увек постоје значајне препреке за отварање тржишта на велико у осмом региону. Недовољан обим трговине доводи до одсуства сигнала за одређивање цене електричне енергије на отвореном тржишту, који би олакшали одлуке инвеститора о улагању у производне и преносне капацитете. Циљ рада је да објасни природу ових препрека и предложи начине за њихово превазилажење на основу међународних искустава. За успостављање отвореног тржишта електричне енергије неопходно је постојање кључних докумената као што су тржишна правила, правила рада преносног система, тарифни системи, секундарно законодавство и друго. Критични елементи за омогућавање трговине у контексту конкурентног тржишта су: постојање произведене енергије којом може да се тргује, приступ интерконективним капацитетима, добро функционисање механизма за прекогранични промет електричне енергије (ITC) без транзитних такси, приступ националној преносној мрежи и улога ТСО, правила у вези са концентрацијом тржишта, погодност коришћења тржишних правила на националном нивоу и њихова усаглашеност у региону, трошковно оријентисани тарифни системи, усаглашавање услова за издавање лиценци и друга административна питања. 2. Актуелна енергетска ситуација у региону ЈИЕ

2.1 Производња и потрошња у региону ЈИЕ

По подацима из 2005. године већина производње електричне енергије у региону ЈИЕ се остварује у термоелектранама 57.5% (лигнит и мрки угаљ - домаћи и увозни 55.7%, нафта 0.1% и гас 1.7%), затим у хидроелектранама 28.5% и у нуклеарним 14%. Сигурност снабдевања у ЈИЕ је углавном заснована на могућностима расположиве производње и преноса у региону. Ова чињеница представља главну разлику између региона ЈИЕ и земаља ЕУ.

Слика 1: Прогноза раста потрошње и потребне производње од 2005-2020. године и план учешћа

производње до 2020. по резултатима студије REBIS GIS По резултатима студије Светске банке [2] у делу прогнозе потрошње електричне енергије у ЈИЕ до 2020. године се очекује раст потрошње који ће имати велики утицај на сигурност снабдевања имајући у виду чињеницу да постојећи производни капацитети у региону неће бити у могућности да покрију дефицит. Уз то је постојећа производна и диспечерска опрема често застарела и неефикасна. По резултатима студије Светске банке анализирано је неколико сценарија за инвестиције у производњу електричне енергије у региону како би се покрио уочени недостатак електричне енергије. По званичном плану 11.574 MW постојећих производних капацитета треба рехабилитовати и изградити још 11.000 MW нових производних капацитета. У анализу су увршћени и фактори као нпр. различита предвиђања цене гаса као и могућности увоза електричне енергије из земаља изван региона у разматраном периоду. У осмом региону је евидентан мањак електричне енергије, наиме постојећи производни капацитети не могу да подмире потребе растуће потрошње. Јужни део региона се сусреће са највећим мањком електричне енергије, у Албанији, Грчкој, Црној Гори и Македонији. У

3

студији Светске банке су јасно приказани показатељи пораста потрошње електричне енергије до 2020. године, посебно узимајући у обзир пораст потрошње због повећаног коришћења клима уређаја за хлађење током летњег периода. Дефицит производње у осмом региону је додатно изражен током јануара 2007. године када су престала са радом два блока нуклеарне електране Козлодуј (2x440MW) у Бугарској, из којих је до тада покриван значајан део потреба за електричном енергијом у региону.Стога се може закључити да је неопходна хитна инвестиција за изградњу нових производних капацитета у осмом региону. Како трошковно оријентисани тарифни системи у региону још увек нису у потпуности примењени, енергетска ефикасност је ниска, па се електрична енергија користи и за грејање домаћинстава. Тренутно се мањак електричне енергије у региону набавља из увоза, а такав тренд ће се наставити и у ближој будућности. Евидентан мањак електричне енергије довео је до пораста цена електричне енергије које су се током 2006-08. године кретале од 70-90 €/MWh, за разлику од суседних региона где су цене биле знатно ниже и кретале су се у распону од 40-45 €/MWh. Томе треба додати податак да се у последње време, након смањења економских активности услед светске економске кризе која ја захватила и регион ЈИЕ, уочава тренд смањења ових цена.

2.2 Преносне могућности у региону ЈИЕ

За анализу енергетске ситуације у ЈИЕ неопходно је направити и преглед преносних могућности у региону. Од гашења два блока у Бугарској почетком 2007. године датира значајан увоз електричне енергије у земље ЈИЕ, и то уз значајно повећање транзита електричне енергије са севера, где се налазе извори производње (Украјина) ка југу где је дефицит. Националне преносне мреже, како интерконективни далеководи тако и унутрашњи далеководи, који су изграђени у другој половини 20. века нису димензионисани да подржавају тако велике транзите са севера на југ. Наиме, сви преносни капацитети на територији бивших југословенских република су грађени за потребе регионалног тржишта бивше Југославије када електроенергетски системи (ЕЕС) Румуније, Бугарске и Мађарске нису били у паралелном раду са UCTE. Постојећа преносна мрежа у региону је зато неадекватна за новонасталу ситуацију производње и преноса, па су се стога појавила загушења како на интерконективним далеководима тако и у унутрашњој преносној мрежи. Намеће се јасан закључак да је неопходна и хитна доградња и рехабилитација постојећих интерконектора и унутрашње преносне мреже ради отклањања или ублажавања загушења, а у циљу омогућавања већих транзита електричне енергије у региону.

2.3 Тржиште електричне енергије у земљама осмог региона

Већина земаља у осмом региону увози електричну енергију и гас. Чак и земље које су енергетски избалансиране на годишњем нивоу, суочавају се са сезонским енергетским дебалансом. Услед интензивног транзита и размене електричне енергије, прекогранични преносни капацитети нису довољни да поднесу интензитет потребних и уговорених трансакција. Стога се у региону интензивно ради на развијању и утврђивању тржишно оријентисаних механизама за доделу прекограничних капацитета, иако још увек постоје случајеви примене нетржишног модела алокација, без примене заједничких аукција или хармонизованих правила. Крајњи циљ је стварање регионалног тржишта електричне енергије у осмом региону и његово укључење у унутрашње тржиште електричне енергије ЕУ, како би се обезбедило поуздано и сигурно снабдевање електричном енергијом преко 50 милиона потрошача у ЈИЕ. Да би се овај циљ постигао неоходно је отварање тржишта електричне енергије на велико у свим земљама осмог региона.

2.4 Могућа решења проблема енергетског сектора у региону ЈИЕ

За сада је могуће само констатовати неке предлоге за решавање наведeних проблема са којима је суочен енергетски сектор ЈИЕ на регионалном нивоу. Најважније је обезбедити услове за интензивирање инвестиција у изградњу производних и преносних капацитета у региону ЈИЕ, јер сем усамљених примера изградње нових производних капацитета у Румунији (НЕ) и

4

Бугарској (ТЕ) и најављених пројеката у БиХ, није забележен задовољавајући тренд у повећању производње, како би се подмирила растућа потрошња у региону. Јачање регионалног приступа у изградњи нових производних и преносних капацитета би резултирало бржим развојем електроенергетског сектора региона. Наиме, појединачним улагањима у индивидуални електроенергетски систем сваке земље региона није могуће брзо довести до побољшања електроенергетске ситуације у региону. Најчешће постоји раскорак између локација погонског горива, хидролошких услова, тј. места изградње термоелектрана и хидроелектрана с једне и места велике потрошње с друге стране. По питању производних могућности и потрошње, регион ЈИЕ је идеалан за регионални приступ производње и потрошње електричне енергије. Некадашњи систем бивших југословенских електроприреда на територији бивше Југославије је управо успешно функционисао као регионални систем за производњу и потрошњу електричне енергије, као и за пласман, односно берзу електричне енергије. Узимајући у обзир историјска искуства из бивше Југославије и савремена међународна искуства, оптималније је посматрати сигурност снабдевања потрошача на регионалном нивоу уз планирање изградње нове енергетске инфраструктуре на регионалном нивоу. Требало би подстаћи инвестиције за изградњу нових производних и преносних капацитета у региону кроз заједничке акције улагања. Такође је неопходно извршити хармонизацију тржишног окружења на нивоу региона усаглашавањем тржишних правила, правила за доделу прекограничног капацитета, регулаторних надлежности и поступка лиценцирања. Требало би укинути примену регулисаних цена за све потрошаче зарад социјалне заштите на државном нивоу, повећати регулисану цену електричне енергије на реалан економски ниво и на тај начин подстаћи велике индустријске потрoшаче да користе своје право да постану квалификовани и купују електричну енергију на слободном тржишту, а истовремено обезбедити јасне механизме повлашћених цена електричне енергије за заштиту социјално угрожених категорија становништва. Уз сарадњу свих учесника на тржишту електричне енергије (стејкхолдера) треба наћи најпогоднији механизам за заштиту социјално угрожених слојева потрошача. Такође је потребно унапредити енергетску ефикасност, повећати ниво наплате и обезбедити субвенције за домаћинства са ниским примањима. 3. Тренутна ситуација на тржишту на велико у региону ЈИЕ (осми регион)

Тренутно се не бележе значајније активности на тржишту електричне енергије на велико у осмом региону, сем у Румунији и Бугарској. Па ипак, у региону је присутна врло динамична активност куповине и продаје електричне енергије између трговаца, као и билатералне трансакције између произвођача и снабдевача. Као илустрација може послужити пример да се у регистру лиценци за обављање енергетске делатности трговине електричном енергијом на тржишту електричне енергије у Србији налази чак 38 енергетских субјеката (трговаца) почетком 2009. године. Иако је до сада израђен већи број студија који се бавио питањем модела тржишта електричне енергије у ЈИЕ по регионалном концепту, ниједан предложени модел није било могуће применити због неуважавања карактеристика региона, непримењивости модела и одсуства политичке воље. Стога још увек није дошло до правог отварања тржишта електричне енергије на велико у осмом региону. У осмом региону су у основи заступљена три модела уређења тржишта електричне енергије:

1. Национално тржиште електричне енергије на велико на коме снабдевачи слободно закључују уговоре са произвођачима (Румунија, Бугарска, БиХ где се 3 произвођача и 3 снабдевача надмећу на отвореном тржишту, а већина велетрговачких трансакција је регулисана)

2. Интегрисани доминантни произвођач и снабдевач (Хрватска, Црна Гора) 3. Доминантан произвођач са једним или више снабдевача али са снабдевачем

велетрговцем као посредником и већином регулисаних уговора (Албанија, Македонија, Србија)

5

3.1 Учесници на тржишту електричне енергије у ЈИЕ - понуда и потражња

Више од 35 производних компанија, не узимајући у обзир мале хидроелектране и електране са комбинованим циклусом (CHP), су лиценциране у осмом региону. Међутим, само су Румунија и делимично Бугарска ослободили сектор производње како би омогућили да одређени износ производње постане конкурентан у националним оквирима. Друге земље су целокупну производњу усмериле искључиво на покривање потрошње, тј. за покривање потреба тарифних потрошача. У већини земаља у региону купци не желе да постану квалификовани због нереално великих разлика између ниске регулисане тарифне цене и превисоке цене електричне енергије на отвореном тржишту, као и због немогућности и несигурности да сами добаве електричну енергију на отвореном тржишту по цени која би била нижа од регулисане цене утврђене тарифним системом. Стога имамо ситуацију да су сви потрошачи, укључујући велике индустријске потрошаче, и даље тарифни купци, при чему плаћају електричну енергију по много нижој регулисаној цени у односу на цене на отвореном тржишту. Већина законодавстава земаља у осмом региону омогућавају слободан избор сваком купцу да остане тарифни или користи своје право да постане квалификовани купац, док су неке земље увеле законску обавезу да сви потрошачи, осим домаћинстава, морају бити квалификовани и не могу задржати статус тарифног купца.

У осмом региону је забележена велика активност трговаца електричном енергијом. Главна разлика између трговаца у западној Европи и ЈИЕ је у томе што у региону ЈИЕ постоји само неколико доминантних трговаца који поседују производњу и/или улогу снабдевача. Већина (70-90%) трговаца у ЈИЕ се углавном бави само прекограничним прометом електричне енергије. Чињеница је да доминантни произвођачи и снабдевачи у региону (нпр. Електропривреда Републике Српске-ЕПРС, Бугарски НЕК, Румунска Hidroelectrica) користе услуге трговаца за пласирање своје енергије уместо да самостално развијају посао трговине у својим предузећима. Комерцијална функција снабдевача као провајдера електричне енергије за крајње купце није ефективно примењена у региону, највише због актуелних тржишних модела у свакој земљи. Једино у Румунији постоје ефикасни снабдевачи, док је Бугарска најважнији извозник електричне енергије у региону. БиХ, Румунија и Бугарска имају велике енергетске резерве и извозе електричну енергију. Велики увозници електричне енергије у региону су Албанија, Македонија, Црна Гора и Хрватска. Србија углавном покрива своје потребе за потрошњом тарифних купаца током целе године, осим у најхладнијим периодима зими када увози и периодима великих дотока када извози. Од суседних ЕЕС, Грчка и Италија су увозници док Аустрија углавном оптимизира своју потрошњу. У већини земаља ЈИЕ је присутна врло мала активност на тржишту електричне енергије на велико, док је насупрот томе присутна велика активност на тржишту прекограничних преносних капацитета. Главни снабдевачи у региону су углавном дистрибутивне компаније и најчешће су још увек интегрисане са производном компанијом или још увек постоје интегрисани послови производње и снабдевања у оквиру исте компаније. Само је у Румунији закључена серија уговора по регулисаним ценама између производних компанија и снабдевача са опадајућим трендом. Број тих уговора се смањује тако да је тренутно око 40% производње продато по регулисаној цени за потребе домаће потрошње. Ово значи да снабдевачи постепено уче како да предвиђају потрошњу и уговарају потребне количине на отвореном тржишту. У региону ЈИЕ још увек постоје интегрисане компаније за производњу и снабдевање или велетрговац-снабдевач који купује електричну енергију од произвођача и затим је продаје за потребе тарифних купаца или на слободном тржишту. У региону је најчешће примењен концепт велетрговца или јавног снабдевача који има доминантну улогу. Због тога у региону ЈИЕ нема слободног тржишта електричне енергије чак ни на националном нивоу и далеко је од реалне примене. Страни инвеститори су такође често суочени са тешкоћама везано за наплату рачуна за утрошену електричну енергију због недостатка политичке воље, одржавања социјалног мира или неадекватног правног окружења. У неким земљама региона, као нпр. у Албанији, Бугарској, Румунији и Македонији, почела је приватизација дистрибутивних компанија. Један од главних разлога за приватизацију наведена је управо немоћ дистрибуција да се изборе са питањима мерења, „комерцијалних губитака“ и

6

ниским степеном наплате, као фактора који су и даље присутни у већини земаља ЈИЕ и који доводе до великог процента губитака. У оквиру свеобухватне структуре тржишта у ЈИЕ тешко је направити разлику између тржишта електричне енергије на велико и на мало. У већини земаља је тржиште на мало за велике квалификоване индустријске купце отвореније него тржиште на велико јер квалификовани потрошачи могу да увозе директно или потписују уговоре са трговцима (нпр. у Бугарској и Црној Гори). Једна од очигледних последица најчешћег тржишног модела је чињеница да део дистрибутивне компаније који обавља снабдевачку функцију, није одговорна и нема искуства за уговарање набавке електричне енергије или за предвиђање своје потрошње. Улога снабдевача ће доћи до изражаја када више не буде постојала регулисана тарифа за индустријске потрошаче и када више не буде регулисаних уговора између произвођача и велетрговца, као и велетрговаца и снабдевача (трговаца на мало). Чињеница да већина оператора преносног система још увек израђује возни ред и даје налоге производним капацитетима такође представља сметњу за произвођаче и снабдеваче да самостално врше оптимизацију своје производње и потрошње. Ово није случај у БиХ, Хрватској и Србији, где производне компаније шаљу свој план производње ТСО, иако без формално одобрених тржишних правила.

3.2 Тржиште дан унапред

У региону постоји пет берзи електричне енергије (Power Еxchanges) у земљама, чланицама ЕУ: аустријска, италијанска, словеначка (Borzen/South Pool), грчка и румунска (OPCOM). Словеначка, аустријска и румунска берза су постављене на добровољној основи. Словеначка и румунска берза у ствари представљају активности њихових оператора тржишта, примају физичке номинације и нотификације уговора и прослеђују их ТСО, а такође су укључени и у прорачуне одступања. У Грчкој сваки произвођач мора понудити своју производњу у оквиру обавезног пула где су сви билатерални уговори финансијске природе. Италијанска берза представља хибридни модел, тј. комбинацију добровољног и обавезног лицитирања при чему посебан енергетски субјекат за регулисано тржиште мора да купује сву енергију са тржишта дан унапред. Обим трговине и цене на регионалном тржишту електричне енергије дан унапред указују на широк опсег цена. Посебно велике разлике су присутне између цена за базну и вршну енергију, као и између различитих тржишта дан унапред. Румунске и грчке цене су сличне, док се аустријске цене усклађују са ценама на немачкој берзи, а италијанске цене су међу највишим у Европи. И поред тога што је OPCOM у Румунији успео да освоји пристојних 6% укупног обима тржишта на велико, тржиште дан унапред у региону није још увек достигло одговарајући степен координације и ефикасности да би се у потпуности искористили одговарајући потенцијали. Већина трговине између земаља у региону је заснована на базним производима, због чега се електричном енергијом генерално тргује у константним износима (енергија у банду) на дневном нивоу, па и на седмичном и месечном нивоу. У региону не постоји платформа прекограничне трговине (Over-The-Counter-OTC) и нема стандардних производа као у западној Европи (нпр. вршна енергија на месечном и кварталном нивоу или годину дана унапред). Интересантно је да се трговина базном енергијом у региону ЈИЕ одвија чешће него у западној Европи (нпр. у блоковима од 100 MW, највероватније због природе тендерске процедуре), уместо стандардних блокова од 5-25 MW за базну енергију у западној Европи. У већини земаља у региону велетрговци спроводе тендерске процедуре за набавку електричне енергије које су често сложене. У региону је присутан велики распон цена електричне енергије на велико, како на регулисаном тако и на отвореном тржишту електричне енергије, од 30-90 €/MWh. Главне карактеристике тржишта електричне енергије у осмом региону у претходном периоду су биле неликвидност тржишта и високе цене електричне енергије које су донедавно достизале 90-100 €/MWh. Могући разлози за ову ситуацију били су недостатак електричне енергије у региону, затварање два блока у НЕ Козлодуј у Бугарској, недостатак преносних капацитета, неадекватни механизми доделе прекограничних капацитета, велике суше у региону у последњих неколико година, нерасположивост производних капацитета услед капиталних ремонтних радова, и друго. Услед светске економске кризе цена електричне енергије је тренутно у драстичном паду у односу на претходни период.

7

3.3 Прекогранична трговина електричном енергијом

Приступ преносној мрежи, регулаторни и административни захтеви у региону ЈИЕ, понекада изискују компликоване процедуре. Можда је то разлог што већину учесника на тржишту преносних капацитета чине трговци (око 90%) који имају улогу посредника између земаља са дефицитом електричне енергије и извозних земаља у региону као што су Румунија, Бугарска и БиХ. То значи да нпр. НЕК као бугарски велетрговац и снабдевач продаје електричну енергију трговцима који препродају електричну енергију у Грчку, Албанију или Македонију, а слична ситуација је и са Електропривредом Републике Српске. Већина произвођача и снабдевача у земљама са извозним могућностима још увек није развила службе за трговину и снабдевање јер за њих те послове обављају велетрговци. У региону ЈИЕ су јасно идентификоване земље са енергетским потенцијалима, тј. вишковима и мањковима електричне енергије, што представља идеалну ситуацију за регионалну сарадњу. Услед великих административних и тржишних препрека трговци спроводе већину трговачких трансакција, а могући разлог је њихова спремност да поднесу тренутни ризик везан за неликвидно тржиште у региону. У тренутној ситуацији, када у већини земаља још нису одобрена тржишна правила и не постоји прецизнија законска регулатива која уређује трговачке трансакције, веома је тешко идентификовати ризике трговаца. У затеченој ситуацији недостатка прецизне регулативе, уз неусклађена правила приступа прекограничним капацитетима и непостојање ликвидних берзи са транспарентним механизмима одређивања цена, ствара се неразумно укључивање ризика и повећање цена у билатералним трансакцијама, тако да неусклађеност између тржишта и дисторзија цена ствара повољне прилике за трговину. Цене на тендерским процедурама су понекад публиковане. Ликвиднија тржишта дан унапред би требало да дају сигнале за цене у комбинацији са развојем стандардних производа на OTC тржишту. Иако су цене на OTC тржишту обично поверљиве природе, индекси цена на OTC се могу кретати подједнако као у западној Европи. И поред тога што су се све земље у осмом региону обавезале потписивањем Уговора о Енергетској заједници да примењују одредбе Регулативе 1228/03, уочава се недовољна транспарентност у вези са прекограничном трговином, нпр. ТСО не објављују неке од основних података на својим веб страницама. Конкуренција у сектору електричне енергије у осмом региону за сада највише долази до изражаја кроз механизме аукције прекограничних преносних капацитета, јер је на већини националних тржишта настављен тренд доминације „националног шампиона“ (произвођача), тј. снабдевача на велико или јединог јавног снабдевача. Националне регулаторне агенције би могле да покрену постепено отварање тржишта електричне енергије на велико.

3.4 Усаглашавање тржишних правила

Као основ за успостављање регионалног модела тржишта на велико, неопходан је законодавни оквир и усаглашавање минималног заједничког садржаја националних тржишних правила који би били у складу са циљем интеграције тржишта. Постојање тржишних правила у свакој земљи је обавезно и примењиво на све учеснике на тржишту електричне енергије, како би се омогућила трговина на велепродајном и малопродајном нивоу. Тржишна правила обезбеђују транспарентност за инвеститоре и учеснике на тржишту и обезбеђују иста права учешћа на тржишту за све. Критични елементи у тржишним правилима су трајање обрачунског периода, рок за пријаву трансакција и номинација, правила за лицитације и понуде, цене за дебаланс и прорачун цена, гаранције за покривање одступања, решавање спорова, правила за доделу права на интерконекторима, итд. Тржишна правила треба да обезбеде минимална ограничења за закључивање билатералних уговора и да учесницима на тржишту омогуће располагање детаљима ex-ante и ex-post информација. Прелазна правила за тендере за увоз и извоз електричне енергије, која су обавезна на основу националних закона, би требало усавршити и повезати са тржишним правилима. Такође би требало усагласити компетенције регулаторних агенција у региону везано за одобравање тржишних правила и правила за доделу прекограничних капацитета.

Регионално тржиште електричне енергије на велико је најјефтинија опција за одрживи развој националних тржишта електричне енергије у поређењу са другим методама као што су увођење

8

виртуелне производње или дивестирање производње. Регионални приступ дефинише циљеве регионалне интеграције као што су билатерални уговори и/или тржиште дан унапред и/или балансни механизам. Регионални модел тржишта има за циљ да избегне стварање неколико изолованих тржишта са неподесном тржишном структуром за развој конкуренције. Смањењем концентрације тржишта и тржишне моћи, доминантни национални учесници на тржишту постају мали учесници у регионалном контексту. Регионални модел тржишта у ЈИЕ је могуће развити користећи механизме Уговора о енергетској заједници. Такође је неопходно уклонити препреке за прекогранични промет електричне енергије као предуслов за развој регионалног тржишта и омогућити директно уговарање између произвођача и снабдевача. На националном и међународном нивоу у региону треба успоставити одговарајући правни оквир, структуру индустрије, институционални оквир и промену управљања као неопходне предуслове за стварање регионалног тржишта електричне енергије у ЈИЕ. 4. Модели за отварање тржишта на велико

Постоји низ модела за отварање тржишта електричне енергије на велико. Међутим, сваки од модела је уско везан за специфичности енергетског сектора земље у којој је примењен и стога га је тешко дословно применити у некој другој земљи, односно енергетском сектору са другачијим карактеристикама.

Модел структуралних мера - По овом моделу регулатор усваја структуралне мере, тј. врши раздвајање сектора производње и снабдевања. Ово је најефикаснија али најтежа мера за коју је мало вероватно да би могла бити поверена само регулаторима у региону ЈИЕ, а потребно је да постоји више учесника на тржишту који би стварали конкуренцију. Мали обим тржишта у ЈИЕ спречава ефикасно раздвајање затечених електропривреда. Постоје и друге, мање радикалне мере које се односе на: 1) фаворизовање нових произвођача, нпр. независних производних предузећа (Independent Power Producer-IPP) и нових независних снабдевача; 2) спречавање производне компаније да продаје; и 3) дозволу доминантној производној компанији да изгради нову електрану, али да новопроизведену електричну енергију продаје само на отвореном тржишту. Све ове мере су само делимично помогле стварање националног тржишта електричне енергије.

Виртуелне аукције производних капацитета - Овај модел се остварује путем примене виртуелних аукција, виртуелних произвођача електричне енергије (Virtual Power Plant-VPP) како би се ослободио део производње, барем у циљу подстицања развоја функције снабдевања. Ово је најчешће средство за стварање конкуренције у снабдевању у западној Европи. Производне компаније се приморавају да продају снабдевачима део вршне и не-вршне производње путем аукција и то по могућству новим учесницима на тржишту који су лицитирали и купили овај капацитет и касније га препродају квалификованом купцу. Применом модела виртуелних аукција капацитета се дефинише отварање тржишта на велико електричне енергије и то у познатом обиму и може довести до иницијалне трговине као транзиционе фазе. У неким земљама регулатори, агенције за конкуренцију или Европска Комисија могу натерати производне компаније на примену овог модела, као што је то био случај у Француској (Mergers&Acquisitions-M&A; EdF). Овај модел је примењен у Ирској, Француској, Белгији, Чешкој Републици и Мађарској. Како би се омогућило отварање француског тржишта електричне енергије, ЕДФ (Electricité de France-EdF) је уступио на отворено тржиште 6.000 MW ове производне компаније у Француској, што је око 10% потрошње у Француској (42 TWh). ЕДФ продаје део својих производних капацитета у облику уговора, са: 1) ценом енергије која је фиксирана унапред и остаје фиксирана током трајања уговора; 2) ценом капацитета која је одређена аукционим механизмом, и плаћа се сваког месеца за сваки MW купљен током трајања уговора. Купци ових опција имају приход од продаје производних капацитета ЕДФ по унапред дефинисаној варијабилној цени, без инжењерског и оперативног ризика власника електране. Једина разлика између ова два типа производа је у цени електричне енергије. ЕДФ организује овакве аукције од 2001. године и до сада је спроведено више од 22 рунде аукција. Дужина уговора је од 3-48 месеци а продаја се врши на аукцијама у регуларним интервалима, на свака три месеца, путем

9

напредних мулти аукција у реалном времену. Најчешће се на лицитацију јавља између 25 и 35 тржишних учесника, од којих 10-20 буду успешни. ЕДФ спроводи ове аукције квартално. До сада не постоје искуства на спровођењу виртуелних аукција производних капацитета на регионалном нивоу, али би модел виртуелних аукција могао потенцијално да буде развијен и на регионалном нивоу. Нпр. снабдевачи базирани у различитим земљама би могли да лицитирају производне капацитете које су ослободили различити произвођачи у различитим земљама.

Иницијални уговори - Иницијалним уговорима се називају унапред алоцирани уговори између производних и дистрибутивних компанија, као снабдевача или преко велетрговца-снабдевача (Wholesale Supplier/Single Buyer). У Румунији су уведени инцијални уговори 2001. године, када је 95% уговора између производних компанија и регулисаних снабдевача било регулисано, да би се овај проценат постепено смањио на 40% у 2006. години. У Панами је 1990. године ТСО обављао функцију велетрговца-снабдевача као централни агент и био одговоран за набавку 85% потреба дистрибутивних компанија (снабдевача). Сву енергију изнад овако дефинисаног прага могле су директно да уговарају дистрибутивне компаније као трећа страна. Ова обавеза је трајала током транзиционог периода од пет година, након чега је улога ТСО као централизованог агента за куповину завршена. Било је могуће развити сличан аранжман по коме би велетрговац-јавни снабдевач вршио улогу агента за куповину уместо ТСО. Важна карактеристика ове методе је у поступности, тј. уговорену количину је требало постепено смањивати сваке године.

Централни агент који врши улогу брокера - Овај метод представља варијацију модела примене иницијалних уговора. Уговоре потписују директно производне компаније и снабдевачи. Централни агент врши улогу неутралног координатора процеса набавке. Тако је нпр. у Бразилу администратор тржишта вршио улогу централног брокера. Дистрибутивне компаније (снабдевачи) су централизовано припремале агрегирану прогнозу потрошње. Сва енергија се набављала на конкурентан начин преко аукционог механизма који је спроводио администратор тржишта. Свака дистрибутивна компанија је куповала квоту електричне енергије коју је на аукцијама нудио администратор тржишта и потписивао сваки пут forwards уговоре са производном компанијом која је добила квоту на аукцији. У САД (New Jersey) регулатор је дозвољавао потрошачима да остану у оквиру своје повереничке дистрибутивне компаније. Заузврат, те дистрибутивне компаније су имале обавезу да за своје потрошаче обављају улогу снабдевача у случају нужде (Supplier Of Last Resort) током прве две године. У трећој години је по закону захтевано да се сервис снабдевања у случају нужде спроводи путем конкурентске аукције, наиме учесници су лицитирали за право да служе транше од 2% за стамбену, комерцијалну и индустријску потрошњу сваке дистрибутивне компаније за период од 10/34 месеца. Набавку нису спроводиле дистрибутивне компаније већ посебни провајдери које је ангажовао регулатор, а дистрибутивне компаније врше улогу агента за оне мале купце за које преузму сервис у случају нужног снабдевања.

Зависност од увоза и развој тржишта електричне енергије на велико - Недостатак електричне енергије у ЈИЕ је изазвао склапање билатералних уговора и повећаног транзита електричне енергије са севера на југ. Повећано коришћење интерконективних капацитета и зависност од увоза и извоза је довело до развоја националног и регионалног тржишта на велико, али доминантни произвођачи у свакој земљи региона су и даље остали пожељна опција.Тако и зависност од увоза може представљати једну од опција за отварање тржишта на велико.

Развој регионалних берзи - За успостављање и развој регионалне берзе је неопходна сагласност свих у региону око регионалног циља путем преговора и повећањем тржишног удела на регионалној берзи на 15-25% регионалне трговине. Применом регионалне берзе цена електричне енергије постаје транспарентан индекс и назнака за билатералне уговоре. Предуслов за успостављање регионалне берзе је резервација одређеног дела интерконективних преносних капацитета за потребе берзе, спајање тржишта (Market Coupling), итд. За подстицање регионалне берзе је неопходно усаглашавање механизма приступа прекограничним преносним капацитетима, усаглашавање лиценци односно регулисањем статуса учесника на берзи као и ограничавање административних препрека за учеснике на тржишту. Нпр. учесници на румунском тржишту електричне енергије треба да имају лиценцу за снабдевање како би

10

учествовали на румунској берзи (OPCOM), чиме се ограничава учешће страних учесника (транснационалност берзе), или је дозвољена форма брокера којима би било омогућено да учествују у име малих учесника.

Спајање тржишта (Market Coupling) и имплицитне аукције - Спајање тржишта је процес у коме сарадња између две или више берзи обезбеђује да се у сваком сату сав расположиви капацитет за трговину користи тако да енергија тече ка области више цене. Спајање тржишта омогућава да једна берза електричне енергије обезбеђује тачан прекогранични ток енергије успостављајући производне вишкове у областима берзе са ниским ценама, и стварање дефицита у областима берзе са високим ценама. Такав модел спајања тржишта је примењен у Скандинавији (Nord Pool). Недавно су Француска и земље Бенелукса (Powernext, амстердамска берза-Amsterdam Px и нови Belpex) успешно започеле примену спајања тржишта. Такође постоји пројекат примене спајања тржишта између Данске и Немачке кроз успостављање Аукционе канцеларије.

Постоје и друге мере за подстицање конкуренције на тржишту при чему се главни циљ састоји у фаворизовању нових учесника на тржишту као нпр. независних произвођача електричне енергије и независних снабдевача. На пример, уместо фаворизовања велетрговца, могуће је применити високе цене за балансну енергију које би служиле као подстицај за појаву нових учесника на тржишту који би нудили балансну енергију. Може се закључити да су модели примене структуралних мера, виртуалних аукција производних капацитета, иницијалних уговора и централног агента који врши улогу брокера, у надлежности државе а не регулатора, као и да различите тржишне структуре захтевају различито уређење тржишта. Са друге стране, зависност од увоза и успостављање регионалне берзе електричне енергије, имају предности на националном нивоу за сигурност снабдевања потрошача захваљујући регионалној интеграцији. За стварање регионалне берзе у региону ЈИЕ је неопходна даља анализа и спознаја општег значаја таквог регионалног пројекта. Већина наведених мера није примењива у ЈИЕ због специфичности региона. Једино је зависност од увоза евидентна у региону, а постоје и реалне могућности за примену регионалне берзе или платформе OTC у ближој будућности. 5. Специфичности региона ЈИЕ

Регулаторне агенције у региону ЈИЕ су подржале потребу за израдом опште анализе услова за отварање тржишта на велико електричне енергије и добијањем препорука за најефикасније отварање и консеквентно успостављање регионалног тржишта на велико у ЈИЕ. Радна група Регулаторног одбора Енергетске заједнице за електричну енергију (ECRB EWG) је израдила низ препорука посебно узимајући у обзир локалне тешкоће и одређене околности које у овом тренутку спречавају брзо отварање тржишта на велико, превасходно због недостатка производних капацитета и других специфичних карактеристика региона. Пројекат отварања тржишта треба да садржи предлоге на који начин превазићи препознате препреке. Отварање тржишта на велико у региону ЈИЕ би требало да буде постепено, корак по корак. У том погледу, увођење напредних ТСО прекограничних механизама као што су ITC, билатералне координисане експлицитне аукције и координисане аукције засноване на физичким токовима снага, представља пратећи оквир који се примењује паралелно са процесом отварања тржишта. Регионални модел тржишта је веома повезан са овим елементима и зато је неоходно применити концепт слагања делова „мозаика“, по коме се регионални модел тржишта гради и усклађује постепено, почев од најједноставнијег облика - билатералних уговора, заснованих на консензусу учесника око жељеног степена интеграције. Посебно су значајне чињенице у вези са организацијом сектора енергетике у појединим земљама. Предлог за отварање тржишта на велико треба да буде усмерен тако да се нађе решење за интеграцију доминантних националних учесника на регионалном тржишту на велико у ЈИЕ, поштујући обавезу за функционално раздвајање у складу са директивама ЕУ. У анализи тренутне ситуације у ЈИЕ, треба узети у обзир регулисану тарифу (за мале купце) која је повољна са тачке гледишта малих потрошача који не желе да користе своје право да постану квалификовани купци и самостално бирају снабдевача електричне енергије. Углавном

11

због заштите малих купаца, имамо нереално ниску регулисану цену електричне енергије коју поред малих купаца користе и велики индустријски потрошачи. Тако нпр. у Србији сви потрошачи, укључујући домаћинства која троше више од 200.000 kWh годишње, могу самостално да изаберу свог снабдевача. Том одредбом је од 2008. године у Србији 47% тржишта де јуре отворено, али због ниске регулисане цене за тарифне купце де факто је степен отворености тржишта електричне енергије нула. Треба дати једнаку важност стварању берзе електричне енергије и појединачним трансакцијама између трговаца у смислу организације тржишта електричне енергије на велико, у поређењу са трансакцијама снабдевања за све потрошаче осим домаћинстава. Развој регионалног тржишта на велико електричне енергије у ЈИЕ је један од најважнијих циљева за наредни период. Како би се остварио овај циљ, требало би имати у виду да је за отварање тржишта електричне енергије на велико превасходно неопходна политичка одлука и да регулатори могу само да обезбеде подршку за отварање тржишта на велико и дају предлоге. Овај процес треба детаљно представити министарствима у региону јер је у њиховој надлежности стварање одговарајућег окружења за отварање тржишта електричне енергије на велико. Један од фактора који је потребно анализирати и уважити при изради предлога за отварање тржишта на велико је изузетно висока цена електричне енергије на отвореном тржишту електричне енергије у региону ЈИЕ, која је у периоду од 2007-08. године престигла цену од 100 EUR/MWh. Посебан значај треба посветити препознавању и анализи узрока тако високе цене електричне енергије. Треба нагласити да недостатак производних капацитета у региону ЈИЕ није једини разлог за високе цене електричне енергије на регионалном тржишту. Вредности нето прекограничног капацитета-НТЦ (Net Transfer Capacity-NTC) имају велики утицај на цену електричне енергије (нпр. на мађарско-хрватској граници) и такође се могу препознати као један од разлога за високе цене електричне енергије у ЈИЕ. Па ипак, чак и у случају повећаних НТЦ вредности, чиме би се ублажила или уклонила загушења, а трговци ослободили плаћања накнаде за загушење, цене електричне енергије би биле у порасту, што потврђују цене у суседним регионима. У том циљу би требало анализирати и узети у обзир резултате прорачуна токова снага. Односно, требало би начинити проширену листу могућих узрока за пораст цене електричне енергије у ЈИЕ. Успостављањем тржишта електричне енергије на велико омогућава се ефикасна допрема електричне енергије крајњим потрошачима (купцима). Земље у региону ЈИЕ које зависе од увоза електричне енергије би требало да имају нарочит интерес да енергија коју морају да купе у иностранству буде расположива на тржишту на велико. Постепеност отварања тржишта на велико има смисла, али то не би требало да буде превише спор процес. Примењивост сваког пројекта, па и студије са предлозима за отварање тржишта на велико у ЈИЕ, је важнија од рокова завршетка. Консултанти ће за потребе студије користити само расположиве податке, које су претходно одобрили национални регулатори. Током израде индикатора за отварање тржишта на велико, консултанти ће обавештавати националне регулаторе о свом раду и тражити њихово мишљење по питању могућности примене. Оцењује се да је регионални модел тржишта могуће развити користећи механизме Уговора о Енергетској заједници. Како би се осмислио квалитетан и изводљив предлог, неопходно је да се дефинишу предуслови и задаци које је потребно претходно испунити, уважавајући циљеве и околности који су битни из перспективе регулатора:

- Циљеви и важност уређивања и развијања регионалног тржишта на велико у ЈИЕ; - Анализа усаглашености националних тржишта у ЈИЕ са Уговором о Енергетској

заједници, што је у надлежности Секретаријата Енергетске заједнице; - Неопходна кохерентност регионалних иницијатива у документима ERGEG; - Потреба за компатибилношћу законодавних оквира и националних тржишних правила –

обим зависи од жељеног степена интеграције тржишта; - Неопходне адекватне мере за ефикасно отварање тржишта на велико поштујући

специфичности региона ЈИЕ (недостатак производних капацитета, сигурност снабдевања, политичко окружење, националне стратегије, итд.);

12

- Потребно обавезивање националних институција засновано на јасним предностима за национална тржишта;

- Ефикасан приступ отварању тржишта на велико у региону ЈИЕ корак по корак (концепт слагања делова - „мозаички концепт“).

6. Закључак

Одсуство отвореног тржишта на велико електричне енергије у осмом региону је препознато као један од главних разлога за недовољан обим инвестиција у енергетски сектор ЈИЕ. Овај рад поставља питање да ли је то и једини разлог и колико је учешће других фактора. Још увек није спроведено потпуно функционално раздвајање у енергетском сектору у свим земљама у региону. Евидентна је различита организација енергетског сектора у свакој земљи, постоје доминантни национални произвођачи које би требало интегрисати у тржиште на велико, водећи рачуна о обавези за функционално раздвајање у складу са директивама ЕУ. Евидентан је недостатак електричне енергије у региону ЈИЕ где сваки национални електроенергетски систем једва успева да покрије своју потрошњу, а што има за последицу високе цене електричне енергије. Примена трошковно оријентисаних тарифних система базираних на анализи оправданих трошкова у свим земљама ЈИЕ је један од главних предуслова за отварање тржишта електричне енергије на велико, који ће омогућити постепен прелаз тарифних цена електричне енергије са социјалних на економски оправдане и тржишне вредности. Прелазак на реалне тарифне цене електричне енергије треба да буде праћен посебним програмима заштите социјално угрожених категорија тарифних купаца, којим би се прекинула пракса задржавања ниских и не-трошковно оријентисаних цена за тарифне потрошаче. У условима законске обавезе националних произвођача да сву своју произведену електричну енергију морају понудити велетрговцу за снабдевање тарифних купаца, као и незаинтересованост великих индустријских купаца у земљи да користе своје право да сами бирају снабдевача, само тарифни систем заснован на реалним оправданим трошковима производње, преноса и дистрибуције може омогућити националним произвођачима, преносу и дистрибуцијама да одржавају и развијају систем у складу са прогнозама пораста потрошње и захтевима за изградњу нових производних, преносних и дистрибутивних капацитета. Потребно је створити такве предуслове да не дође до раста цена електричне енергије као последицe отварања тржишта на велико независно од тога колико је процес отварања брз или спор. Процес отварања тржишта на велико треба да буде усклађен са приликама, а могућ је и оправдан једино ако дугорочно доводи до смањења цена електричне енергије. У противном би се могао поновити случај забележен у Француској када су потрошачи пожурили да постану квалификовани и самостално купују електричну енергију на слободном тржишту, а када су постали свесни да су регулисане тарифне цене ниже од оних на слободном тржишту тражили су повраћај на тарифну регулисану цену. Због тога је француски регулатор 2007. увео полутарифну заштитну цену за „повратнике“ на тарифу (Transitory Regulated Market Ajusted Tariff-TaRTAM) за одређени прелазни период (максимално 2 године). Зато је потребно да потрошачи у региону буду потпуно и адекватно информисани о положају квалификованог купца и шта значи прелаз са тарифне цене на цене на отвореном тржишту. Нека искуства и предлози за отварање тржишта електричне енергије на велико који су успешно примењени у међународној пракси, нису погодни за примену у региону ЈИЕ, јер је овај регион суочен са специфичностима као што су: одсуство потпуног раздвајања (unbundling) у оквиру енергетског сектора, недостатак електричне енергије (национални енергетски системи не покривају или једва покривају своје потребе), високе цене електричне енергије на отвореном тржишту, неселективно субвенционисање кроз општи низак ниво цена за тарифне потрошаче, избегавање великих индустријских потрошача да користе своје право да постану квалификовани купци због ниских тарифних цена, итд. Са регулаторне тачке гледишта, у региону ЈИЕ је немогуће тренутно или брзо отварање тржишта електричне енергије на велико без предузимања одговарајућих пратећих мера. Отварање тржишта електричне енергије на велико је углавном вођено политичим утицајем и националним стратегијама. Наиме, у већини земаља региона ЈИЕ је присутна очигледна политика енергетске стратегије електропривреда да задрже положај „националних шампиона“ како би обезбедили задовољавање националних потреба за потрошњом електричне енергије што је праћено спорим процесом трансформације

13

енергетског сектора. На отварање тржишта електричне енергије на велико утиче обавеза јавне услуге производње и снабдевања тарифних потрошача (Public Service Obligation) и процедуре јавних набавки електричне енергије (Public Procurement). Улога регулатора у отварању тржишта електричне енергије на велико се састоји у разматрању модалитета за отварање тржишта и давању подршке за отварање тржишта и примену предложених решења. Регулатори не могу одлучивати и не могу имати велики утицај на процес отварања тржишта електричне енергије, јер је то питање у надлежности Владе, односно надлежних министарстава. Питање отварања тржишта електричне енергије на велико мора бити дискутовано на политичком нивоу, пошто регулатори представе закључке, предлоге и сагледане последице за регион ЈИЕ. Питање отварања тржишта на велико треба правовремено представљати министарствима како би била у току са предложеним решењима и дискусијама, с обзиром да су она пресудна за сагласност примене предлога за отварање тржишта на велико. Истовремено је то питање предуслова за де факто функционисање тржишта, које као основни предуслов има постојање елементарних- одрживих вишкова електричне енергије, а који је једини механизам за смањење цена и функционисање тржишта. То указује на потребу подстицаја инвестиција у нове производне објекте, како конвенционалне тако и обновљиве, предузимање мера за повећање енергетске ефикасности, у правцу смањења нерационалне потрошње и сл. Између свих решења за отварање тржишта на велико, успостављање регионалне берзе електричне енергије (Px-Power Exchange) или платформа за билатералне трансакције (OTC) у региону ЈИЕ делује као најпогоднији и најреалистичнији предлог у овом тренутку, који је изводљив у кратком року. Свакако треба применити постепено отварање тржишта електричне енергије на велико у осмом региону, корак по корак. Актуелне активности ТСО и регулатора у ЈИЕ на увођењу механизама за надокнаду трошкова за прекогранични промет електричне енергије (ITC), предлог пројекта за примену координисаних аукција заснованих на физичким токовима снага и оснивање Аукционе канцеларије (CAO) у осмом региону, као и предлог за успостављање регионалног балансног механизма (BETSEE) на интернет основи, представљају одличну основу за процес отварања тржишта на велико електричне енергије у региону ЈИЕ и будући модел регионалног тржишта на велико у ЈИЕ. Ови механизми унапређују трговину електричном енергијом и чине први корак у „мозаичном концепту“ слагања делова у реализацији пројекта отварања тржишта на велико електричне енергије у ЈИЕ.

Регулаторне агенције из ЈИЕ су спровеле анализу и дискусију око специфичних енергетских фактора које извођач студије треба свакако да узме у обзир приликом израде предлога за отварање тржишта на велико у оквиру радне групе Регулаторног одбора Енергетске заједнице за електричну енергију (ECRB EWG). Регулатори су препознали низ критичних питања и специфичну ситуацију у региону ЈИЕ, који се морају анализирати и узети у обзир при изради предлога за процес отварања тржишта на велико у ЈИЕ. Инвеститор студије (Светска банка) је одабрао консултанта за израду студије из Скандинавије, како би својим искуством и знањем предложили изводљив модел примењив у региону ЈИЕ. До сада су консултанти обавили разговоре са националним учесницима на тржишту електричне енергије у ЈИЕ са планом да до краја 2009. године предложе модел отварања тржишта на велико у ЈИЕ. У процесу израде предлога за отварање тржишта на велико учествоваће сви учесници на тржишту, укључујући регулаторе, ТСО, произвођаче, потрошаче, министарства и трговце. Примена предлога израђивача студије неће бити обавезна, већ ће овај предлог бити полазиште за коначни предлог националних регулатора за отварање тржишта на велико у региону ЈИЕ. По Закону о енергетици из 2004. године, сви потрошачи у Србији имају право да буду тарифни купци и плаћају регулисану цену електричне енергије или да постану квалификовани купци и остварују право да купују електричну енергију на отвореном тржишту. Први услов да се ослободи део производње за слободно тржиште састоји се у томе да се обавеза јавног снабдевања сведе само на осетљиве категорије (домаћинства и јавни сектор). Када се стекну услови, превасходно створе елементарни вишкови електричне енергије, појаве се други произвођачи тако да нема једног доминантног произвођача и када велики индустријски потрошачи у Србији буду почели да користе своје право да постану квалификовани, било по

14

сили будућег Закона о енергетици или по предлогу неког транзиционог модела, почеће право отварање тржишта у Србији, у виду велике утакмице произвођача, потрошача и трговаца у потрази за најповољнијом ценом и поузданим снабдевачем електричне енергије. Такво конкурентно окружење довешће до ликвидности тржишта електричне енергије у Србији па и у региону, а самим тим ће инвеститори постати заинтересовани за улагање у изградњу производних и преносних капацитета, како у Србији, тако и у региону. Регионални приступ тржишту електричне енергије повећао би сигурност снабдевања свих купаца у региону ЈИЕ и оптимизовао инвестиције у производне и преносне капацитете. 7. ЛИТЕРАТУРА [1] “Standard Market Design of the SE Europe Electricity Market Basic Principles - CEER Position

Paper”, CEER WG SEEER, 3rd Athens Forum, October 2003 [2] “REBIS: Generation Investment Study”, Final Report, PricewaterhouseCoopers LLP, Atkins

International plc, MWH, 31 December 2004 [3] “Electricity Transition Strategy”, Energy Community South East Europe, December 2005 [4] “South East Europe Electricity Market options paper”, European Commission DG TREN, 5

December 2005 [5] “World Bank Framework for Development of a Power Market in South East Europe”, David

Kennedy, Energy and Mining Sector Board Discussion Paper no.15, March 2006 [6] “Study of the obstacles to trade and compatibility of market rules”, Southeastern Europe

Electrical System Technical Support Project-SEETEC Balkans, September 2006 [7] “Preliminary proposals for wholesale market opening and harmonization of market rules in SEE -

Summary of discussions with ECRB”, SEETEC Balkans, Athens Forum, 25 April 2007 [8] “South East Europe Wholesale Market Opening - Terms of Reference, ECRB EWG, 12 May 2008” [9] “Progress with market design and regulatory initiatives under the Athens Forum”, 1st Energy

Community Investment Conference Presentation by Nenad Stefanović, ECRB EWG Chairman

1. Инвестициона конференција Енергетске заједнице - Атина, 28. септембар 2007. [10] “Developing a regional wholesale markеt - ECRB EWG views” Presentation by Nenad Stefanović, ECRB EWG Chairman

11. Атински Форум - Атина, 16. новембар 2007. [11] “Electricity Market development and regulatory initiatives in South East Europe”, 2nd South East

Europe Energy Dialogue - IENE, Session VIII-Plenary “Investments and Markets” Presentation by Nenad Stefanović, AERS/ECRB EWG Chairman 2. Енергетски дијалог - Солун, 22. мај 2008.

[12] “Cross Border Challenges in South East European Electricity Markets”, Conference: Cross Border Power Trading for the CEE & SEE markets Presentation by Nenad Stefanović, AERS/ECRB EWG Chairman Конференција о прекограничној трговини електричне енергије - Праг, 26. новембар 2008.

[13] “Assessing Regulatory Measures in Electricity Markets: The Case of VPP in the Netherlands”, François Boisseleau & Paul Giesbertz, 2006

[14] www.rte-france.com

15

Р Ц5 - 18

АНАЛИЗА ОБИМА И СТРУКТУРЕ ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ ЗЕМАЉА У ОКВИРУ ЕНЕРГЕТСКОГ ТРЖИШТА ЕВРОПЕ

Ј. МИЛОСАВЉЕВИЋ1

ЈП «Електропривреда Србије»

Београд

Србија Кратак садржај

ЈП «Електропривреда Србије» врши статистичке анализе индикатора везаних за енергетски сектор региона којем припада и Европе, у циљу што успешнијег учествовања на тржишту електричном енергијом. Рад се бави аспектом производње електричне енергије, односно анализом обима и структуре производних капацитета, намењених производњи електричне енергије. Упоређен је обим производних капацитета Србије, земаља потписница Уговора о енергетској заједници Југоисточне Европе, а затим и осталих земаља учесница енергетског тржишта Европе. Приказана је структура производних капацитета, годишње производње земаља Европе, као и позиција међу њима ЈП «Електропривреде Србије». Прецизно познавање производних капацитета европског тржишта електричне енергије, пружа ЈП ЕПС-у добру полазну основу за планирање даљег развоја електроенергетског сектора.

Кључне речи: Производни капацитет- Електрична енергија- Тржиште електричне енергије - Производња електричне енергије

1. УВОД Електроенергетски сектор има значајну улогу у економском и социјалном развоју сваке земље. Потреба да захтеви за енергијом буду усклађени са могућом производњом из постојећих капацитета и изграђеном преносном инфраструктуром, представљају сталан задатак у циљу очувања енергетске безбедности земље. У циљу праћења кретања на електроенергетском тржишту, ЈП «Електропривреда Србије» анализира индикаторе везане за енергетски сектор региона којем Србија припада и Европе, како би са што бољим поставкама успешно учествовала на том тржишту.

2. КАПАЦИТЕТИ ЗА ПРОИЗВОДЊУ ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ У СРБИЈИ ЈП «Електропривреда Србије» (у даљем тексту: ЕПС) располаже са 61.89% термо капацитета, 4% термоелектрана-топлана и 35.85% хидро електрана-акумулационих, проточних и једне реверзибилне хидро електране, у односу на њене укупно инсталисане капацитете (Слика 1). Повољан однос термо-хидро капацитета (2/3:1/3), пружа могућност за оптималну хидро-термо

1 Јелена Милосављевић, ЈП „Електропривреда Србије“, Дирекција за стратегију и инвестиције, Војводе Степе 412, 1100 Београд, тел. 3952-323, e-mail: [email protected]

1


координацију рада капацитета, тако да Србија своје потребе за електричном енергијом задовољава највећим делом из сопствених извора.

Слика 1: Србија, структура укупног инсталисаног капацитета, 2007. година, извор: ЕПС

У Србији скоро двадесет година није изграђен нови електроенергетски производни капацитет. Стратегија развоја енергетике Републике Србије до 2015. године [1] и Програм остваривања Стратегије за период 2007.-2012. године [2] наводе планиране изласке из производње производних капацитета којима истиче експлоатациони век, као и тренд растуће потребе за електричном енергијом, како у земљи, тако и у региону. Сагледавајући енергетске потребе, у Стратегији [1] је планирана изградња нових капацитета за производњу електричне енергије. Уз сагласност Владе Републике Србије, ЈП ЕПС је расписао тендере за избор стратешких партнера за две велике инвестиције, термо капацитета - два блока по 350MW на термоелектрани «Колубара Б», и блока снаге 700MW на електрани «Никола Тесла», агрегат Б3. Планира се и покретање поступка изградње термо електране-топлане на гас, у Новом Саду, снаге до 450 MW. ЈП ЕПС, заједно са Републиком Српском, планира да изгради четири хидроелектране које би користиле воде Дрине и делом Сутјеске, укупне инсталисане снаге 1.000MW. Ревитализација хидроелектране Ђердап, праћена повећањем снаге на свих шест агрегата је такође једна од планираних активности. Уз подршку Владе Србије, ЈП ЕПС планира да се пријави на тендер за куповину акција Електропривреде Црне Горе. Реализацијом поменутих пројеката био би покренут инвестициони циклус у Србији. Овај инвестициони циклус је значајан за енергетику Србије, али и много шире, знајући да је енергетика један од најбитнијих сектора-покретача привредне активности земље, посебно у тренутку присутне светске финансијске кризе. Закон о енергетици [3] пружа могућност да електричну енергију у земљи може да производи свако ко од Агенције за енергетику добије лиценцу за производњу електричне енергије. У циљу повећања удела производње електричне енергије из обновљивих извора енергије, Министарство рударства и енергетике припрема подстицајне мере за стимулисање потенцијалних произвођача који би користили обновљиве изворе енергије - фарме ветрогенератора, мале хидро електране, постројења која користе биомасу, геотермалну енергију, соларну енергију. Значајна улагања су у последњих десетак година била усмерена на одржавање и модернизацију производних капацитета ЕПС-а. Резултат овога је значајно побољшање њихових производних перформанси. Из године у годину ЕПС је производио све више електричне енергије. Производња ЕПС-а је 2002. године била 29.500 GWh, 2006. је увећана на 34.500 GWh, да би 2007. године износила 38.978 GWh (извор: годишњи извештаји ЕПС-а). Структура коришћених капацитета за производњу електричне енергије је углавном свих година задржавала сличан однос: 2/3 енергије се производило из термо, а 1/3 из хидро капацитета. На пример, за последњу годину са званично објављеним подацима, 2007. годину, 74% електричне енергије (28.967GWh)

2

произведено је из термо капацитета, а 26% ангажовањем хидро капацитета (10.011GWh)2. Од 2003. године ЕПС је имао велика улагања у спровођење мера за заштиту животне средине, на чему ће и убудуће инсистирати.

3. ПРОИЗВОДНИ КАПАЦИТЕТИ ЗЕМАЉА ПОТПИСНИЦА УГОВОРА О ЕНЕРГЕТСКОЈ ЗАЈЕДНИЦИ ЈУГОИСТОЧНЕ ЕВРОПЕ (ЕSCEE)

Србија се, са својим демографским и осталим макроекономским показатељима, сврстава у земље Западног Балкана. У ову групу земаља убрајају се и Албанија, Босна и Херцеговина, Хрватска, Македонија, Црна Гора и део Србије под јурисдикцијом УНМИК-а. Све ове земље, укључујућим још и Бугарску, Румунију, су потписнице Уговора о енергетској заједници Југоисточне Европе (ЕSCEE) [4]. Уговор ЕSCEE је учврстио опредељење земаља да формирају и учествују на заједничком тржишту електричне енергије и гаса Југоисточне Европе. Сагласно њему, за учествовање на овом тржишту определиле су се и Аустрија, Грчка, Мађарска, Италија, Словенија, а као посматрачи, Молдавија, Украјина, Турска и Норвешка.

Табела I: Земље ЕSCEE са највише капацитета у (MW) за 2006. год, извор: UNDP

Хидро Термо Нуклeарна Ветар Соларна Геотермална УкупнoИталија 22.715 69.159 1.902 45 671 94.492Украјина 4.897 34.968 13.835 83 53.784Турска 13.063 27.420 59 23 40.565Норвешка 28.920 309 284 29.513

Међу наведеним земљама постоје знатне разлике у инсталисаним производним капацитетима3. Највише производних капацитета за производњу електричне енергије имају Италија (потписница Уговора), Украјина, Турска и Норвешка - земље посматрачи. Због битно већег капацитета од свих осталих земаља, ове четири земље су посебно приказане у Табели I. Италија, са укупно 94,5 GW инсталисаног производног капацитета, сама поседује капацитете који одговарају збиру инсталисаних капацитета свих земаља са Слике 2, а само њени термо капацитети превазилазе збир свих инсталисаних термокапацитета земаља са Слике 2. Норвешка има доминантне хидро капацитете, док код Италије, Украјине и Турске доминирају термо капацитети. Укупно, ове четири земље имају инсталисано 218 GW. У 2006.-ој години ове земље произвеле су укупно нето 770 TWh електричне енергије, од чега Италија (301.7 TWh), Турска (168.6 TWh), Украјина (178.1 TWh) и Норвешка (121.1 TWh).

Слика 2: Инсталисани капацитети за производњу електричне енергије земаља ЕSCEE,2006.год,

извор: UNDP [5], ЕПС, ЕПЦГ

Укупни инсталисани производни капацитет електричне енергије земаља са Слике 2 је 97 GW, док се појединачно за земље крећу у границама од 0.9 GW (Црна Гора) до 20 GW (Аустрија).

2 извор : ЈП ЕПС; годишњи извештаји 3 релевантнији податак би били расположиви производни капацитети, али нема ажурних података у бази UNDP

3

Слика 3: Структура производних капацитета земља ЕSCEE,2006., извор:UNDP[5],ЕПС,ЕПЦГ

Већина земаља Југоисточне Европе није у статистичком систему EUROSTAT-а, па су подаци за њих (осим за Србију и Црну Гору) узети из базе којом располаже UNDP [5]. Посматрајући земље са Слике 2, долази се до закључка да у региону Југоисточне Европе преовлађују термо капацитети са 56,86%. Највише инсталисаних термо капацитета је у Румунији 11.954MW, Грчкој 9.682 MW, Бугарској, Мађарској и Аустрији по око 6.500 MW. Највише хидро капацитета (укупно 35,35%) има у Аустрији 11.853 MW и Румунији 6.289 MW. Нуклеарне производне капацитете имају Бугарска 2.722 MW, Мађарска 1.866 MW, Румунија 707 MW и Словенија 656 MW и то представља око 6% укупног инсталисаног производног капацитета земаља са Слике 2. Производна постројења која користе енергију ветра имају Аустрија (969 MW), Грчка (749 MW) и нешто мало Мађарска, Хрватска и Бугарска. Инсталисани производни капацитети за коришћење соларне енергије су евидентирани само у Аустрији 35 MWи Грчкој 5 MW. У Табели II приказане су производње земаља учесница ЕSCEE у 2006.-ој години, a укупнa производња свих земаља са Слике 2, за 2006. годину, износи 340 TWh.

Табела II: Произведена електрична енергија у 2006. години (TWh), извор: UNDP, ЕПЦГ

Аустрија Румунија Грчка Бугарска Mађарска БИХ 59.7 58.4 56.5 41.6 33.3 11.8

Хрватска Црна Гора Словенија Албанија Македонија Молдавија 11.4 2.8 14.1 4.9 6.6 1.1

4. СТРУКТУРА ПРОИЗВОДНИХ КАПАЦИТЕТА ЗА ПРОИЗВОДЊУ ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ У ЕВРОПИ

Процеси дерегулације и либерализације, промене регулаторног оквира, имају директан утицај на производњу и снабдевање електричном енергијом. Цене енергената, као и цене допуштеног загађења угљендиоксидом, имају огроман утицај на избор и будући развој европских капацитета за производњу електричне енергије. Електрична енергија је постала роба на тржишту електричне енергије, што као једну од последица намеће да би сами учесници на тржишту требало да воде рачуна о неопходним инвестицијама у производном сектору. Међутим, то се не дешава у пракси, јер су њихове тежње углавном усмерене ка остварењу што већег профита, при чему им нове инвестиције у производном сектору нису приоритет. За очување енергетских безбедности сваке од земаља надлежне су институције сваке од земаља. Оне због тога имају одговорност за облик организовања тржишта електричне енергије, који треба што боље да омогући обезбеђивање потребних капацитета ради задовољења потреба за електричном енергијом. У циљу обезбеђивања одговарајуће производње и поузданости снабдевања енергијом својих потрошача, и ЈП ЕПС прати структуру и обим инсталисаних производних капацитета, не само региона, већ и Европе.

4

Слика 4: Капацитети за производњу електричне енергије у 2006. години у ЕУ-27, извор:

EUROSTAT, децембар 2008. На Слици 4 датa je структура инсталисаних производних капацитета за тржиште двадесет седам земаља чланица Европске Уније (у даљем тексту: ЕУ-27), за последњу статистички обрађену годину, 2006.-у (извор: EUROSTAT). Уочава се да највећи део (57.64% ) представљају класични термо капацитети. После њих су ту хидро електране (18,38%), а затим нуклеарне електране (17,58%). Електране на ветар и оне које користе геотермалне изворе су заступљене у веома малом проценту, респективно 6.29% и 0.1% од укупног инсталисаног производног капацитета. Упоређивањем са стањем из 1990. године, битне разлике су евидентне једино у капацитетима који користе енергију ветра. Електране на ветар су са 0.1% из 1990. године достигле 6.29% укупног инсталисаног производног капацитета у 2006. години [6]. Ова чињеница у пракси доказује реалан напредак у коришћењу обновљивих извора енергије. Са 762 GW инсталисаних производних капацитета, за енергетско тржиште на подручју ЕУ-27, вршно оптерећење је износило око 510 GW, а укупна годишња нето производња електричне енергије овог тржишта 3.100 TWh [7].

5. ПРОИЗВЕДЕНА ЕЛЕКТРИЧНА ЕНЕРГИЈА У ЕВРОПИ Слика 5 приказује да је произведена бруто електрична енергија за потребе ЕУ у 2006. години, по подацима EUROSTAT-а, износила 3.354 TWh [8]. Од тога је највећи део енергије 54%, произведен ангажовањем термо капацитета на фосилна горива (угаљ, нафта, природни гас и остале врсте термо енергената), 30% ангажовањем нуклеарних електрана и 16% укупно из обновљивих извора енергије4 (11% из хидро, а 5% из коришћењем геотермалне енергије, енергије ветра, дрвне грађе, биомасе, прерадом комуналног отпада).

Слика 5: Бруто произведена електрична енергија за ЕУ-27 за 2006. годину,

извор: EUROSTAT, 2009

4укључена и производња из «великих» хидроелектрана

5

У погледу очувања енергетске безбедности, усклађивања снабдевања и задовољења вршних потреба, структура производних капацитета треба да буде флексибилна у погледу примене различитих технологија. На што већем броју различитих технологија и енергетских извора за производњу електричне енергије се инсистира и у акционим плановима развоја европског електроенергетског сектора. Посматрајући Слику 5 и 2006. годину, види се да од укупно 54% електричне енергије добијене коришћењем фосилних горива, угаљ (мрки, камени, лигнит) се користи са 28%, природни гас 21%, нафта 4% и 1% представљају остала коришћена фосилна горива. Поредећи 1990. годину, по подацима EUROSTAT-а, производња из угља је опала са 40% на 28%, а слично је и са нафтом, која је 1990. коришћена са 8%, да би 2006. године смањила учешће на само 4% од укупно произведене електричне енергије [9]. Унапређење производних технологија, дерегулација и либерализација тржишта електричне енергије, омогућили су присуство на тржишту електричне енергије и мањим компанијама. Енергетске компаније настоје да примене производне технологије са којима ће се у што краћем року појавити на тржишту. Пожељни су производни капацитети са кратким роком изградње, са што нижим производним трошковима, високим степеном енергетске ефикасности и са што мањим загађењем животне средине. Производна постројења која користе природни гас као енергент у великој мери задовољавају наведене захтеве, што је један од разлога због чега су све више заступљена, као главна замена за угаљ и нафту. Обновљиви извори енергије су све заступљенији у производњи електричне енергије, а у већем броју земаља дефинисане су и подстицајне државне мере, како би се производња из ових извора додатно стимулисала. Посебно је приметно повећано коришћење ветра и биомасе. Поставкама енергетских политика земаља Европе дефинисане су инвестиције у нове, ниско-угљендиоксидом загађујуће производне капацитете. Ове инвестиције су углавном јако скупе, али се процењује да ће донети очекиване резултате до 2020. године, под условом да су буду благовремено реализоване [9].

Највећи произвођачи електричне енергије у Европи (опсег 100 до 600 TWh), 2006.

100150200250300350400450500550600

назив земље

TWh

Слика 6: Највећи европски произвођачи електричне енергије за 2006. годину,

извор: EURELECTRIC

Између земаља Европе евидентне су драстичне разлике у многим енергетским показатељима. На Слици 6 приказане су земље са највећом производњом електричне енергије у Европи. Немачка, а одмах за њом и Француска, годишње производе електричну енергију реда величине 600 TWh, односно 550 TWh. Србија годишње произведе нешто мало мање од 40 TWh електричне енергије, што је 15 пута мање од производње Немачке. У опсегу од 50 до 100 TWh произведене електричне енергије годишње су (сортирано по опадајућем редоследу) Холандија (94.8TWh), Белгија, Финска, Чешка, Швајцарска, Аустрија, Румунија, Грчка (56.2TWh). По производњи електричне енергије земље сличног реда величине Србији (испод 50 TWh) су Бугарска, Мађарска, Словачка, Данска, Португал, Ирска (Слика 7).

6

Слика 7: Мали произвођачи електричне енергије за 2006. годину, извор: EURELECTRIC

5.1 ПРОИЗВОДЊА ИЗ ТЕРМО КАПАЦИТЕТА Производња електричне енергије из термо електрана је у периоду од 1990. до 2005. године порасла за 28% [5]. У 2006. години за територију земаља ЕУ-27 ова енергија је износила 1.839 TWh. Са Слике 8 се уочава да су у Европи највећи произвођачи електричне енергије из термо капацитета у Немачка (са 350 TWh годишње), Велика Британија (300 TWh) и Италија (250 TWh).

Највећи европски произвођачи електричне енергије из термокапацитета, 2006. година

050

100150200250300350400


TWh

Слика 8 : Највећи европски произвођачи електричне енергије из термокапацитета за 2006.

годину, извор: EURELECTRIC

Србија (30TWh) производи око 12 пута мање енергије из термоелектрана од Немачке. Земље сличног обима производње из термо капацитета су приказане на Слици 9. То су Румунија, Финска, Белгија, Португал, Аустрија, Ирска, Мађарска, Бугарска.

Слика 9 : Мали произвођачи електричне енергије из термокапацитета за 2006. годину,

извор: EURELECTRIC

7

Остале земље европског тржишта електричне енергије имају производњу из термо капацитета мању од 10 TWh годишње. Гледано у опадајућем низу, то су Естонија, Словачка, БИХ, Хрватска, Македонија, Словенија, Кипар, Луксембург, Шведска, Литванија, Малта, Летонија, Црна Гора, Швајцарска, Норвешка.

5.2 ПРОИЗВОДЊА ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ ИЗ ХИДРО ЕЛЕКТРАНА

У периоду од 1990. до 2005. године, за земље ЕУ-27, производња електричне енергије из хидро електрана повећала се 11% [6]. Међу земљама Европе, највећу производњу има Норвешка (120TWh). То је дупло више од друге по производњи хидро енергије, Шведске(60 TWh). На Слици 10 приказане су земље које су највећи произвођачи електричне енергије из хидро капацитета.

Слика 10 : Највећи европски произвођачи електричне енергије из хидро електрана за 2006.

годину, извор: EURELECTRIC

Србија, са производњом око 10TWh из хидро електрана (Слика 11), је поредива по хидро производњи са Португалом, Финском, Исландом, Великом Британијом, Грчком.

Слика 11 : Европски произвођачи електричне енергије из хидро електрана у опсегу

0-30TWh годишње, за 2006. годину, извор: EURELECTRIC

5.3 ПРОИЗВОДЊА НУКЛЕАРНИХ ЕЛЕКТРАНА Енергија добијена из нуклеарних електрана представља 30% укупно произведене електричне енергије на подручју земаља ЕУ-27. Међу њима, Француска (429TWh) и Немачка (159TWh) су земље са убедљиво највећом годишњом производњом нукеларне енергије. На Слици 12 приказане су све остале европске земље које део енергије производе из нуклеарних електрана.

8

Најмању производњу из нуклеарних електрана имају Холандија, Румунија, Словенија, око 4TWh годишње, што је 100 пута мање од производње нуклеарне енергије Француске.

Произвођачи нуклеарне енергије, 2006. година

010203040506070


TWh

Слика12: Европске земље произвођачи нуклеарне енергије, извор: EURELECTRIC

6. ЗАКЉУЧАК Бруто производња електричне енергије у ЕУ-27 је у периоду од 1990. до 2005. године, повећана 28% [6]. Међутим, повећана је и потрошња, а и нето увоз електричне енергије. Енергетска зависност ових земаља је 1997. године била 45%, да би у 2006.-ој порасла на 54% [8]. Ово повећење увозне зависности ЕУ је један од главних разлога за потребу што већег развоја тржишта електричне енергије Европе, а и шире (такође и гаса). Разматрање структуре и обима произведене електричне енергије у Европи у овом раду, имало је за циљ са покаже само један мали сегмент битан за функционисање тржишта електричне енергије, везан за капацитете намењене производњи електричне енергије. Тек успостављањем што већег броја показатеља енергетских сектора земаља учесница и њиховом детаљном анализом, анализом међусобних узрочно-последичних веза, могуће је добити квалитетну слику овог тржишта. Разматрајући производне капацитете, евидентне су јако велике разлике у инсталисаним капацитетима и у произведеној електричној енергији међу европским земљама. Земље ЕУ имају изграђену енергетску статистику, али то није случај са највећем бројем земаља Западног Балкана и Југоисточне Европе. Ова чињеница у великој мери отежава конзистентно поређење енергетских индикатора земаља региона. По инсталисаним капацитетима и произведеној електричној енергији, доминантно најмоћније, Немачка и Француска, су са око 15 пута већим обимом годишње производње од Србије. У производњи електричне енергије из термо капацитета Немачка има 12 пута већу производњу од Србије, а у хидро производњи 12 пута веће производње од Србије је, најбогатија инсталисаним хидро капацитетима, Норвешка. Производња земаља тржишта Југоисточне Европе je скоро три и по пута мања од производње земаља тржишта ЕУ-27. Евидентно је да по обиму произведене енергије Србија не заузима истакнуто место. Предност ЕПС-а је структура његових производних капацитета (однос термо:хидро=2/3:1/3), њихових високих перформанси искоришћености, расположивости, географско-стратешки положај Србије у региону. Постојећа постојења за производњу електричне енергије су ревитализована, уз примену расположивих мера за заштиту и очување животне средине, а за планирана нова постројења предвиђене су напредне производне технологије, у складу са најбољим доступним техникама. Изградњом нових планираних производних капацитета, ЈП ЕПС би остварио и вишкове у производњи, па би тиме добио могућност успешног пословања у региону и стицања профита. Успешно позиционирање ЕПС-а на тржишту електричне енергије је захтеван посао, у коме је неопходна сарадња и координисаност у раду свих надлежних институција у Србији. Дерегулација енергетског сектора у Србији је довела до поделе надлежности институција у сектору енергетике. ЈП ЕПС-а је надлежан за капацитете за производњу електричне енергије, снабдевање, дистрибуцију, производњу угља површинском експлоатацијом, а ЈП „Електромреже Србије“ (ЕМС) је задуженa за преносне капацитете Србије, а осим тога има

9

улогу и оператора мреже и тржишта електричне енергије. Реформом енергетског сектора Србије оформљене су Агенција за енергетику, регулатор на тржишту и Агенција за енергетску ефикасност, промотер ефикаснијег коришћења електричне енергије. У енергетском сектору Србије фигурирају и многе друге институције, а које су све заједно важне за подстицање целокупног развоја енергетског сектора. У складу са сетом Закона о заштити животне средине из децембра 2004. године, одредбама Кјото протокола, уз поштовање Оквирне конвенције УН о промени климе, ЕПС и при одржавању постојећих и у планирању реализације будућих производних електропостројења, води рачуна о очувању животне средине, кроз примену нејнапреднијих доступних мера и техника. Уз ојачање преносне мреже, која је у надлежности ЕМС-а, повећале би се и транзитне могућности земље, а кроз заједнички, координисан наступ свих релевантих институција остварила би се успешност на регионалном и европском тржишту електричне енергије. Покретање инвестиционог циклуса, изградњом нових капацитета за производњу електричне енергије, је неопходно за успешно позиционирање и пословање ЕПС-а у региону. Увођењем и праћењем енергетских индикатора ЈП ЕПС настоји да добије што прецизније стање на тржишту електричном енергијом региона и Европе, како би, уз добро вођену енергетску политику и примењену Стратегију развоја, Србија са ЕПС-ом и осталим надлежним институцијама остварила лидерство на тржишту електричне енергије у региону.

РЕФЕРЕНЦЕ [1] «Стратегија развоја енергетике Републике Србије до 2015. године», Сл.гласник РС

бр.44/2005 [2] «Програм остваривања Стратегије развоја енергетике Републике Србије за период 2007.-

2012. година», Сл.гласник РС бр.17/2007 и 73/2007 [3] «Закон о енергетици», Сл.гласник РС бр. 84/2004 [4] «Закон о ратификацији Уговора о оснивању Енергетске Заједнице Југоисточне Европе»,

Сл.гласник РС бр.62/2006 [5] извор: http://unstats.un.org/unsd/energy[6] «Gas and electricity market statistics», EUROSTAT, 2007. године [7] EUROPROG 2007, Eurelectric, 2008. године [8] EUROSTAT report, јул 2008. године [9] «An Energy Security and Solidarity Action Plan», Европска Комисија, новембар 2008, стр. 46

10

http://unstats.un.org/unsd/energy

R C5 - 19

ANALIZA RAZVOJA PROIZVODNJE, POTROŠNJE I PRENOSNOG SISTEMA U JUGOISTOČNOJ EVROPI U PERIODU OD 2009-2020. GODINE

Nebojša Jović*, Zoran Vujasinović, Miroslav Vuković, Tomo Martinović

Elektroenergetski Koordinacioni Centar d.o.o. Beograd, Srbija

Kratak sadržaj: U radu je predstavljena izvod iz EKC-ovih studija različitih scenarija razvoja tržišta električne energije u Jugoistočnoj Evropi, kao i odgovarajući razvoj regionalne prenosne mreže. Urađena je detaljna analiza potencijalnih viškova odnosno manjkova električne energije u skladu sa planiranim razvojem proizvodnih kapaciteta i planiranim porastom potrošnje za elektroenergetske sisteme Albanije, BiH, Bugarske, Hrvatske, Grčke, Makedonije, Mađarske, Crne Gore, Rumunije i Srbije. Za pretpostavljene scenarije razvoja pojedinačnih zemalja(optimističan, realističan i pesimističan scenario) proračunati su programski prenosni kapaciteti(u skladu sa trenutnim proračunom prenosnih kapaciteta TTC/NTC) između zemalja u cilju prepoznavanja i otklanjanja eventualnih zagušenja u mreži. Ključne reči: Tržište električne energije - Prenosni kapacitet - Prognoza razvoja regiona - Jugoistočna Evropa - TTC/NTC - Višak/Manjak električne energije

1. UVOD Projekat uspostavljanja regionalnog tržišta električnom energijom u Jugoistočnoj Evropi kompatibilnog sa unutrašnjim tržištem EU vodi se u okviru Atinskog Foruma, kojim pretsedava Evropska Komisija. Funkcionalnost raspoloživog i konkurentnog tržišta u Jugoistočnoj Evropi biće omogućena samo u slučaju da predviđeni porast potrošnje električne energije u regionu prate odgovarajuće investicije u proizvodne kapacitete i prenosnu mrežu, koje će garantovati viškove električne energije neophodne za razvoj regionalnog tržišta. Razmena eventualnih viškova električne energije preko postojećih ili planiranih interkonektivnih dalekovoda u uslovima slobodnog tržišta, takođe zahteva detaljnu i kvalitetnu analizu prenosnih kapaciteta u regionu i utvrđivanje potencijalnih zagušenja u prenosnoj mreži koja bi eventualno onemogućila nesmetani razvoj regionalnog tržišta. Studija razvoja proizvodnje, potrošnje i prenosnih kapaciteta može se podeliti u dve celine:

o Analiza bilansa električne energije u regionu o Analiza prenosnih kapaciteta u regionu na osnovu procenjenih bilansa

* EKC, Vojvode Stepe 412, 11000 Beograd, [email protected]

1

2. METODOLOGIJA Kompletna analiza bilansa električne energije u regionu izvršena je uzimajući u obzir tri različita scenarija razvoja proizvodnje i potrošnje:

− Pesimističan scenario, uzimajući u obzir pesimističan pogled na pretpostavke u okviru studije

− Realan scenario, uzimajući u obzir najrealnije procene na razvoj u regionu − Optimističan scenario, koji uvažava optimističan pogled i eventualne velike

investicije u energetskom sektoru u Jugoistočnoj Evropi.

U okviru studije razvoja i procene bilansa električne energije u regionu urađene su sledeće analize:

• Analiza predviđene proizvodnje u regionu, uzimajući u obzir statističke podatke o operativnom radu postojećih elektrana, eventualne remonte i očekivane godišnje proizvodnje planiranih izvora u regionu, kao i predviđeno povlačenje određenih elektrana iz upotrebe. Godina ulaska u pogon za svaku planiranu elektranu data je uvažavajući tri pomenuta različita scenarija izgradnje i ulaska u pogon

• Analiza porasta potrošnje u regionu, na osnovu statističkih podataka iz prethodnih godina, i energetskih strategija pojedinačnih zemalja, takođe kroz tri različita scenarija porasta konzuma.

• Analiza predviđenih viškova odnosno manjkova električne energije u regionu kao kombinacije prognoza proizvodnje i potrošnje i to kao što je dato u Tabela 1

Tabela 1 - analizirani scenariji

Razvoj proizvodnje Razvoj potrošnje

Pesimističan scenario Pesimističan ↓ Pesimističan ↓

Realan scenario Realan ⎯ Realan ⎯

Optimističan scenario Optimističan ↑ Optimističan ↑

Usvojena logika prilikom izbora scenarija je takva da je unapred pretpostavljeno da će brz razvoj i velike investicije u regionu, pratiti i odgovarajući porast potrošnje i obrnuto. Analiza bilansa električne energije izvršena je na satnom i na godišnjem nivou i primenjena je sledeća metodologija:

− Godišnja analiza zasnovana je na prognozi godišnjeg bruto konzuma i proizvodnje. a) Godišnja proizvodnja procenjena je uzimajući u obzir

• Ostvarenu godišnju proizvodnju u prethodnim godinama (uglavnom 2008 godinu) kao polaznu osnovu, eventualno birajući tipičnu proizvodnu godinu (u smislu hidrologije)

• Umanjenje za prosečnu godišnju proizvodnju elektrana koje se povlače iz upotrebe, ako ih ima

• Uvećanje za predviđenu godišnju proizvodnju elektrana planiranih da uđu u pogon u posmatranoj godini (radi uprošćenja pretpostavka je da ulaze u pogon 01. Januara)

b) Godišnji bruto konzum c) Potrošnja pumpi u reverzibilnim HE je procenjena na osnovu ostvarenja u

prethodnim godinama za postojeće, dok je za planirane RHE uzet u obzir

2

godišnja proizvodnja, odnos generatorski režim/pumpni režim i pretpostavljeno ravnjanje na godišnjem nivou

d) Total godišnji balans Etotal = Eproizvodnja - Epotrošnja u sistemu- Epotrošnja pumpi

e) Analizirani scenario godišnjih viškova/manjkova

XXXGodišnji bilans [GWh]Bruto proizvodnjaBruto potrošnjaPumpanje

Godišnji total:real pess opt pess real opt pess real opt

0 0 0

3441491

1494208 208 208 20812294

855

1275614093128052014514114

13009116 116

ReaPes

13149 29028

PesRea Rea

18953

Opt

2 0 1 6 2 0 2 0

359672196014787

Opt

16590

Opt

13149

13446

Pes

1537413014 13785

2008

1297911488

1491 17883

2 0 1 2

5845 4960989 6965-374

a)b)c)

d)e)

Slika 1 - Metodologija analize godišnjih bilansa

− Analiza satnih bilansa je urađena u skladu sa UCTE SAF (System Adequacy Forecast) metodologijom za karakteristične sate (Januar/Jul treća sreda u 11-tom satu) za sve posmatrane godine a) Neto instalisani kapacitet generatora b) Instalisani kapacitet umanjen za neraspoloživ kapacitet koji ne može ući u planirani bilans usled:

o privremenog nedostatka primarnog izvora energije (hidroelektrane, vetroelektrane)

o smanjenja zbog drugih funkcija (kogeneracija, navodnjavanje, itd.), ili eventualne rezervne elektrane u sistemu

o postojanja elektrana koje se koriste samo u hitnim slučajevima, ili elektrana van upotrebe usled kvarova itd.

o planiranih godišnjih remonata o ispada elektrana o rezerve u sistemu: rezerva u sistemu za operativne potrebe upravljanja

prenosnim sistemom koja uključuje primarnu, sekundarnu i tercijarnu rezervu, koja se stavlja na raspolaganje operatorima sistema u skladu sa uslovima kontrole učestanosti, napona ili eventualnih zagušenja u sistemu

c) Raspoloživ kapacitet koji se može planirati u bilansu

Praspoloživo=Pinstal - (Pneraspoloživo) d) Prognoza potrošnje za karakteristični sat (Januar/Jul treća sreda 11-ti sat) e) Potrošnja usled eventualnog pumpanja kod reverzibilnih hidroelektrana f) Total sistema dobijen izračunavanjem

Ptotal 11h = Praspoloživo - Ppotrošnja 11h- Ppumpanje

g) Analizirani scenario Takođe data je i 2008. godina kao referentna i analiza bilansa za 2008 u karakterističnim satima, predstavlja u stvari ostvarenje u karakterističnom satu u 2008-oj godini, na kojoj je primenjena gore opisana metodologija, kako bi se procenila tipična neraspoloživost, eventualni ispadi ili remonti u tom periodu godine.

3

XXXJanuar/Jul treća sreda, 11h [MW] Jan. Jul Jan. Jul Jan. Jul Jan. Jul Jan. Jul Jan. Jul Jan. Jul Jan. Jul Jan. Jul Jan. Jul

HE 1996 1996 2056 2056 2056 2056 2312 2312 2123 2123 2436 2436 2822 2822 2606 2606 2782 2782 3762 3762TE 1606 1606 1606 1606 1606 1606 1606 1606 1515 1515 2303 2303 2303 2303 2021 2021 3146 3146 3911 3911

a) NE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ostale 0 0 0 0 0 0 94 94 0 0 496 496 740 740 496 496 740 740 740 740Instalisani kapacitet na pragu: 3602 3602 3662 3662 3662 3662 4012 4012 3638 3638 5235 5235 5865 5865 5123 5123 6668 6668 8413 8413Neraspolozivo 1200 1300 1200 1300 1200 1300 1350 1450 1300 1350 1550 1750 1800 1900 1750 1850 2150 2350 3350 3500Remonti 100 200 100 200 100 200 100 200 100 200 150 250 150 250 100 200 150 250 200 300Ispadi 208 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200Rezerva u sistemu 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 350 350 350 350 200 200 350 350 400 400Raspoloziv kapacitet: 1894 1702 1962 1762 1962 1762 2162 1962 1838 1688 2985 2685 3365 3165 2873 2673 3818 3518 4263 4013Potrošnja, 11h: 1624 1465 1656 1461 1842 1522 2075 1875 1711 1510 2062 1679 2230 2030 1758 1552 2289 1875 2400 2200Pumpanje, 11h: 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Satni total_11h: 270 237 306 301 120 240 87 87 127 178 923 1006 1135 1135 1115 1121 1529 1643 1863 1813

250 239 opt opt rea rea pes pes opt opt rea rea pes pes opt opt rea rea pes pes

20122008 2 0 1 6 2 0 2 0

b)

c)d)e)

f)

g) Slika 2 - Metodologija analize satnih bilansa

3. ANALIZA BILANSA Na osnovu strategija planova razvoja pojedinih zemalja i ostalih dostupnih informacija napravljena je lista novih kapaciteta i godina njihovog očekivanog ulaska u pogon za svaku pojedinačnu zemlju. Na Slika 3 su izdvojeni neki od najznačajnijih planiranih kapaciteta za izgradnju u regionu. JI Evropa - vazniji novi kapaciteti

Pinst P net outputHE/TE/

NE/ostalo Detalji po generatoru elektrana po generatoru elektrana Pes. Real. Opt.

Porto Romano(AL) TE Ugalj 800 800 89% 6,237.1 2020 2018 2016RHE Bjelimici(BiH) HE Reverzibilna 1*296 586 2x296 586 46% 1,029.2 2020 2020 2017TE Tuzla, blok 7(BiH) TE Lignit 450 400 58% 2,047.0 2020 2016 2015Belene G1(BUG) NE Nuklearna 1*1000 1000 1*900 900 80% 6307 2018 2016 2016Belene G2(BUG) NE Nuklearna 1*1000 1000 1*900 900 80% 6307 2020 2018 2017Elefsina(GR) TE Gasna sa kombinovanim ciklusom 880 880 89% 6860 2017 2015 2012Megalopoli V(GR) TE Gasna sa kombinovanim ciklusom 800 776 89% 6050 2017 2014 2012Sisak novi blok(HR) TE Gasna sa kombinovanim ciklusom 156+79 235 150+75 225 89% 1,754.2 2013 2012 2011Pljevlja II(CG) TE Lignit 1*225 225 1*191 191 89% 1,489.0 2018 2016 2015Cebren(MK) HE Reverzibilna 3*111 gen (3*116 pump) 333 3*111 333 29% 840.0 2020 2018 2016Braila novi blok(RUM) TE Gasna sa kombinovanim ciklusom 800 776 89% 6050 2020 2018 2014Cernavoda 3(RUM) NE Nuklearna 720 720 676 676 74% 4,398 2018 2016 2015Cernavoda 4(RUM) NE Nuklearna 720 720 676 676 74% 4,398 2020 2018 2016Kolubara B(SRB) TE Lignit 2*350 700 2x315 630 84% 4,636 2020 2018 2016TENT B G3(SRB) TE Lignit 700 700 630 630 81% 4,470 2020 2016 2015Kosovo C_prva faza(SRB) TE Lignit 2*530 1060 2*500 1000 89% 7,796.0 2020 2018 2016MOL-CEZ Szazhalombatta(MAĐ) TE Gasna 6049.7 2020 2017 2014

Instalisana snaga (MW)Angazovanost broj sati/8760

%Elektrana

Tip elektrane Prosečna godišnja proizvodnja GWh

Godina ulaska u pogon

sa kombinovanim ciklusom 2*400 800 776 89% Slika 3 - Važniji planirani kapaciteti u regionu

U skladu sa postojećim instalisanim kapacitetom, eventualnim izbacivanjem pojedinih elektrana iz upotrebe, kao i planiranih novih kapaciteta napravljena je analiza potencijalnih instalisanih kapaciteta u MW u regionu, a na osnovu njihove godišnje angažovanosti i analiza moguće proizvodnje energije na godišnjem nivou u GWh. Na Slika 4 dat je trenutni instalisani kapacitet u regionu, kao i planirani kapacitet u MW za posmatrane godine, gde se može uočiti veoma visok porast planiranih kapaciteta u periodu od 2012 do 2020. Takođe prikazan je i udeo pojedinačnih tipova elektrana u ukupnom planiranom kapacitetu do 2020, na osnovu kojeg se može uočiti da će i u budućnosti termo elektrane zadržati dominantnu ulogu u regionu.

4

2008 2012 pes 2012 rea 2012 opt 2016 pes 2016 rea 2016 opt 2020 pes 2020 rea 2020 optHE 22014 22311 23124 23628 23398 24911 27455 26524 28150 29203TE 41439 40238 44127 48983 41897 50455 57087 50813 58325 60823NE 5427 5463 5463 5463 5463 7039 7715 8615 8615 8615

ostali 1283 1589 2214 3639 3545 5341 7981 5646 9516 9776Instalisani kapacitet: 70163 69601 74928 81713 74303 87746 100238 91598 104606 108417

JI Evropa: Pinstal [MW]

JI Evropa: Instalisani kapacitet [MW]

22014 22311 23124 23628 23398 24911 27455 26524 28150 29203

41439 40238 44127 4898341897

5045557087

5081358325 60823

5427 54635463

54635463

7039

77158615

8615 8615

1283 15892214

36393545

5341

79815646

95169776

70163 6960174928

8171374303

87746

10023891598

104606108417

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2008

2012

pes

2012

rea

2012

op

t

2016

pes

2016

rea

2016

op

t

2020

pes

2020

rea

2020

op

t

ostali

NE

TE

HE

Slika 4 - Trenutni i prognozirani instalisani kapacitet u JI Evropi

Porast potrošnje u periodu od 2001 – 2008 u posmatranom regionu iznosi 1.7% na godišnjem nivou. U periodu od 2009 – 2012 analizom po pojedinačnim zemljama utvrđen je porast od 2.4% u periodu do 2012, a 2.5 % u periodu od 2012 – 2020 godine. JI Evropa

Godišnja bruto potrošnja [GWh]JI Evropa GWh % GWh % GWh %

2001 2451712002 245810 0.3%2003 251565 2.3%2004 254742 1.3%2005 262463 3.0%2006 267466 1.9%2007 273498 2.3%2008 275582 275582 0.8% 2755822009 280077 1.6% 281721 2.2% 283355 2.8%2010 284452 1.6% 287799 2.2% 291918 3.0%2011 289933 1.9% 295002 2.5% 301101 3.1%2012 295451 1.9% 302423 2.5% 310548 3.1%2013 300960 1.9% 309946 2.5% 319930 3.0%2014 306738 1.9% 317691 2.5% 329368 2.9%2015 312879 2.0% 325633 2.5% 338825 2.9%2016 319128 2.0% 333772 2.5% 349054 3.0%2017 325312 1.9% 342143 2.5% 359462 3.0%2018 331411 1.9% 350748 2.5% 370140 3.0%2019 337648 1.9% 359594 2.5% 381203 3.0%2020 343748 1.8% 368661 2.5% 392766 3.0%

Pes Rea Opt

Ostvarena i prognozirana godišnja potrošnja [GWh]

220000230000240000250000260000270000280000290000300000310000320000330000340000350000360000370000380000390000400000410000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Pes Rea Opt

Slika 5 - Analiza porasta godišnje potrošnje u JI Evropi

5

Kao osnova za predviđanje porasta konzuma korišćene su strategije razvoja zemalja u energetskom sektoru ili ranije urađene studije razvoja. U skladu sa porastom koji je predviđen, formirani su scenariji rasta konzuma kao pesimističan, realan i optimističan, usvajajući istu logiku kao kod planiranog razvoja proizvodnih kapaciteta. Na Slika 6 je data analiza potrošnje po državama u regionu za realan scenario porasta konzuma.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1314 15 16 17

18 1920

MNE

ALB

MKD

BIH

CRO

BUL

SRB

HUN

ROM

GRE

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

Potrošnja u zemljama JI Evrope 2001-2020

MNE ALB MKD BIH CRO BUL SRB HUN ROM GRE

Slika 6 - Analiza porasta godišnjih potrošnja po zemljama JI Evrope

Na osnovu podataka o ostvarenim i planiranim godišnjim proizvodnjama i potrošnjama u regionu, dobijena je analiza planiranih viškova odnosno manjkova električne u energije po zemljama i ukupno u regionu. Trenutno se u regionu JI Evrope, uočava se deficit električne energije u iznosu od oko 9.2 TWh, koji bi se u 2012. godini smanjio na oko 3 TWh, dok se u periodu do 2020. godine očekuju znatni viškovi u realističnim scenarijima, ukoliko se ostvare planirane investicije u nove proizvodne kapacitete i ukoliko konzum u JI Evropi bude zabeležio predviđeni trend porasta. Na Slika 7 dat je pregled bilansa po pojedinim zemljama i regionu u celini na kojoj se može videti u kojim zemljama u regionu se očekuju viškovi električne energije i koji se mogu smatrati potencijalnim izvoznicima.

6

2200011000

Albanija [GWh]

JI Evropa region [GWh]

2008 2012 2016 2020

BiH [GWh]

2008 2012 2016 2020

Bugarska [GWh]

2008 2012 2016 2020

Grčka [GWh]

2008 2012 2016 2020

Hrvatska [GWh]

2008 2012 2016 2020

Crna Gora [GWh]

2008 2012 2016 2020

Makedonija [GWh]

2008 2012 2016 2020

Rumunija [GWh]

2008 2012 2016 2020

Srbija [GWh]

2008 2012 2016 2020

2008 2012 2016 2020

Mađarska [GWh]

2008 2012 2016 2020

Slika 7 – Analiza godišnjih bilansa u regionu Jugoistočne Evrope

Na satnom nivou urađena je analiza u skladu sa opisanom metodologijom, i na osnovu rezultata dobijenim po pojedinačnim zemljama u posmatranim godina 2012, 2016, i 2020, dobijeni su maksimalni planirani satni balansi po zemljama, dok je na Slika 8 prikazan ukupni višak ili manjak u MW u JI Evropi.

Satni balansi [MW]3. Sreda 11h Januar

4166

7674

-136

7552

-421

6

-295

0

-174

0

-170

0

3783

-5000

-3000

-1000

1000

3000

5000

7000

9000

2008 2012 2016 2020

pess real opt

Satni balansi [MW]3.Sreda 11h Jul

5360 66

17

260

7099

1000

3

-386

4 -172

3

-142

5 -995

3894

-5000

-3000

-1000

1000

3000

5000

7000

9000

2008 2012 2016 2020

pess real opt

Slika 8 - Analiza satnih balansa u regionu JI Evrope

7

4. ANALIZA PRENOSNIH KAPACITETA Prenosni kapaciteti dati kao NTC vrednosti, predstavljaju važne indikatore za učesnike na tržištu električne energije, na osnovu kojih se planiraju razmene između pojednih zemalja u regionu. Takođe, na osnovu ovih vrednosti mogu se utvrditi eventualne slabe tačke u prenosnoj mreži kao i za utvrđivanje uticaja planiranih dalekovoda na povećanje razmene električne energije i eliminisanje zagušenja u mreži. Referentne NTC vrednosti za 2008. godinu su uzete kao dostupne vrednosti na web sajtovima prenosnih kompanija u regionu. Treba naglasiti da su te postojeće vrednosti date u skladu sa predviđenim promenama topologije (na primer remonti dalekovoda itd.), i različitim primenjenim kriterijumima u prenosnim kompanijama u regionu, dok su se za posmatrane godine u okviru analize NTC vrednosti izračunavale u skladu sa ETSO procedurom na dva karakteristična regionalna modela mreže (Zima, Leto treća sreda u 11h). Posmatrane godine za koje su se formirali regionalni modeli mreže su 2012, 2016 i 2020. godina i to na osnovu rezultata analize satnih bilansa, planirane proizvodnje i potrošnje. Kako se u okviru analize satnih bilansa dobijaju maksimalni mogući planirani režimi za pojedinačne zemlje (maksimalna angažovanost izvora), izračunati satni totali pojedinih zemalja su smanjeni kako bi se dobili realni bazni modeli mreže i osnovne programske razmene. Iz tako dobijenih regionalnih modela mreže, dobijeni su osnovne razmene između zemalja (BCE), na osnovu tokova snaga po interkonektivnim dalekovodima i to zaokruživanjem na 50 MW rezoluciju. Topologija mreže modelovana je u skladu sa najsvežijim informacijama o planiranim projektima novih dalekovoda u regionu. Na Slici 9 su prikazani usvojeni interkonektivni dalekovodi kao najrealniji za izgradnju do 2020. godine, kao i godine njihovog predviđenog ulaska u pogon. Interni projekti razvoja prenosne mreže u pojedinim zemljama, uzeti su na osnovu dostupnih modela prenosne mreže i planovima razvoja.

Slika 9 - Planirani interkonektivni dalekovodi

8

Na slici 10 dat je uporedni pregled NTC vrednosti u regionu za zimski i letnji karakteristični režim, u posmatranim godinama i 2008. godini kao referentnoj.

MKD

GRE

ALB

BUL

SRB

BIH

CRO

ROM

MNE

TUR

SLO

UKR

HUN

-100

-1850

-1150

-1000

200

1500

-200

-1250

-1250

-1450

300

1400

1750

2007

2011

2016

2020

-51

-400

-850

-1200

500

700

1750

1250

-3

-3

-550

-950

300

1050

850

500

070

50

2007

2011

2016

2020

-410

-650

-1400

-1400

490

550

1350

1050

-3

-800

-900

-1450

440

650

1050

700

702007

2011

2016

2020

- -450-1100

-2050

140

1000 900 700

0 -600-1300

200600 900 800

150 -200 -452007 2011 2016 2020 - -400

-1250 -1200

210750 1050 1050

0-950

210

1050 1350 1100

210 -210 -25 -4002007 2011 2016 2020

-400-900

-1700-2350

220

2250

0-950 -700

-1

300

16002150

-35

900

2007 2011 2016 2020

0

-

-1400 -1300 -1000

0

00

-1850 -1800 -2050

400-52007 2011 2016 2020

300900

-1000 -950-1300

-900

300

1300

-850-1350 -1600 -1750

2007 2011 2016 2020

-900

-900

-700

-750

900

550

-800

-1000

-50

-1300

1000

450

8500

2007

2011

2016

2020

700 950 700 1000

-

-1700

550 350

1250 1100

450 400 00500 - - -62007 2011 2016 2020

-35

-500

-1350

-1050

350

430

300

1400

-4

-60

300

250

550

0-200

-150

00

0

2007

2011

2016

2020

-3

-40

-650

-850

350

370

1150

2350

-70

-950

300

350

650

50

0

-100

-200

0

2007

2011

2016

2020

100

2050

-4

-1650

-2450

-1600

100-1

-1250

-1800

-1200

00502007

2011

2016

2020

200

1250

-60

-950

-1050

100

900

-2

-2

-850

-950

-200

0

00

00

2007

2011

2016

2020

-1

-2000 -2650

100

-1700 -1500

120

00 -2502007 2011 2016 2020

0

-1300

-1350

-1050

0

-1400

-1350

-950

002007

2011

2016

2020

-1-900 -1100 -900

100550

-1050 -950-1600

0

1800

1000

60 -502007 2011 2016 2020

0

1600

1700

1700

-1250 900

1900

1850

0

-1000

-1800

002007

2011

2016

2020

200750 800 750

- -4

0 300

1850

900

00-1250

BiH

CRO

400900 1150 900

-4 -3 -6 -6

200 300 6001100

0

-1650-1250 -1000

00 50 50 50-30

2007 2011 2016 2020

-70 -250 550 00-60 -300 -5

2007 2011 2016 2020

0

1350

2050

2100

-1150 900

2300

2250

0

-1000

002007

2011

2016

2020

Zimski režim

Letnji režim -270

-1600 -1800-1050

100

-1850 -1700-2800

0

-5902007 2011 2016 2020

NTC > 3000 – Bez realnih ograničenja

Slika 10 - Pregled NTC vrednosti u JI Evropi

Na osnovu analize NTC vrednosti za realističan scenario, dobijeni su zaključci o razvoju prenosnih kapaciteta u regionu do 2020. godine.

- Prenosni kapaciteti u posmatranim godinama su veći u odnosu na 2008, usled planiranog razvoja prenosne mreže

- Može se uočiti povećanje prenosnih kapaciteta izmedju istočnog dela regiona (Bugarska i Rumunija) i Srbije, Mađarske i Makedonije, usled ulaska u pogon 400 kV dalekovoda Štip (MK) – C. Mogila (BG) i planirane izgradnje dvostrukog dalekovoda Nadab(RO) – Bekescsaba(HU) i novog 400 kV dalekovoda između Rumunije i Srbije. Kapaciteti u suprotnom smeru mogu se smatrati praktično neograničenim, odnosno ograničenim jedino izvoznim potencijalima pomenutih zemalja, uzimajući u obzir velike prenose snaga iz Rumunije i Bugarske u baznom režimu, kao i činjenicu da takve transakcije trenutno nisu komercijalno interesantne.

- Uočena ograničenja u mreži, prilikom scenarija izvoza Srbije na jug (Makedonija, Crna Gora i Albanija) su 220 kV dalekovod B.Basta – Pljevlja i Bistrica – Pljevlja, kao i Glogovac – Prizren – Fierza.

- Glavno ograničenje u mreži prilikom scenarija izvoza sa juga regiona, je u većini slučajeva paralelni rad 400 kV dalekovoda Kashar (AL) – Podgorica (ME) i 220 kV dalekovoda Vau Dejes(AL) – Koplic(AL) - Podgorica(ME), tako što ispad 400 kV dalekovoda preopterećuje 220 kV vod.

9

- Veći uvozni potencijal Grčke, usled jačanja veze sever- jug preko interkonektora Kashar (AL) – Podgorica (ME), Štip (MK) – Č. Mogila (BG) i Marica (BG) – N. Santa (GR)

- Uočava se velika vrednost prenosnog kapaciteta između Bugarske i Rumunije, što je u suprotnosti sa trenutnim vrednostima koje daju prenosne kompanije.

- Izvozni potencijal BiH je povećan izgradnjom novog 400 kV dalekovoda Višegrad – Pljevlja koji je planiran za izgradnju zajedno sa izgradnjom DC kabla između Crne Gore i Italije. Vrednost NTC je visoka, ali i pored toga ograničena paralelnim radom 400 kV dalekovoda Trebinje – Podgorica i 220 kV Trebinje – Perućica

- Visok prenosni kapacitet između Srbije (ili Hrvatske) i Mađarske usled ulaska u pogon dvostrukog 400 kV dalekovoda Ernestinovo – Pečuj

5. ZAKLJUČAK Na osnovu urađene analize, napravljena je odlična osnova za praćenje razvoja tržišta električne energije u regionu Jugoistočne Evrope sa stanovišta neophodnih viškova električne energije koji će omogućiti konkurentnost i sa stanovišta nesmetanog prenosa energije u regionu, bez zagušenja u mreži. Ovakve analize su od velike važnosti za sve učesnike na tržištu električne energije, kako za velike proizvodne kompanije ili trgovce električnom energijom, tako i za prenosne kompanije koje imaju unapred uvid u potencijalne puteve komercijalnih transakcija električne energije u regionu i eventualne slabe tačke u prenosnoj mreži, koje moraju otkloniti u cilju povećanja obima tranzita energije. Sprovedena analiza se može lako ažurirati u skladu sa najnovijim dostupnim podacima o trenutnom statusu objekata koji su predviđeni za izgradnju ili eventualnom naglom porastu ili padu trenda rasta potrošnje(što je trenutno zabeleženo u regionu zbog svetske ekonomske krize).

6. LITERATURA [1] Studija „Review of electricity supply, demand and transmission projections in South-east Europe in the period 2008-2020“, urađena od strane EKC-a za ČEZ (Češka) [2] Studija „Generation surplus projections in Eastern Europe (EE) region and electricity market scenarios in the period 2008 – 2020[UPDATED]“, urađena od strane EKC-a za TERNA (Italija) [3] Definitions of Transfer Capacities in liberalized Electricity Markets, Final Report, ETSO, April 2001 [4] Procedures for cross-border transmission capacity assessments, ETSO, October 2001 [5] UCTE Operational Handbook, Policy 4 [6] ETSO web prezentacija, www.etso-net.org [7] Zvanične web prezentacije prenosnih kompanija u JI Evropi

10

C6 - 00 GRUPA C6: DISTRIBUTIVNI SISTEMI I DISTRIBUIRANA PROIZVODNJA

IZVEŠTAJ STRUČNIH IZVESTILACA

Nikola GAŠIĆ, EPS - Direkcija za distribuciju, Beograd

Mr Mališa BOŽIĆ, EPS – Jugoistok, Niš

I.OPŠTE Preferencijalne teme su određene na prethodnom savetovanju sa pregledom kako sledi: 1.Razvoj i rad energetskih sistema sa distribuiranim i obnovljivim izvorima energije /DER i RES/. 2.Koncept i tehnologije za aktivnu distributivnu mrežu. 3.Mere za podršku integracije DER/RES u distributivnu mrežu i nezavisne sisteme. Za 29 savetovanje CIGRE-SRBIJA u okviru STK C6 prihvaćeno je 6 referata. U referatima je u osnovi prezentirana problematika definisana preferencijalnim temama, iako bi se sa više radova mogla uspešnije sagledati aktuelna pitanja iz ove oblasti. II.KRATAK PRIKAZ REFERATA I PITANJA ZA DISKUSIJU Referat C6-01 ANALIZA UTICAJA FARME VETRO GENERATORA NA KVALITET ELEKTRIČNE ENERGIJE

Dr. Saša STOJKOVIĆ, Tehnički fakultet, Čačak

KRATAK SADRŽAJ U ovom radu analizira se uticaj priključenja farme vetro generatora na naponske prilike, flikere, naponske propade i harmonike. Najpre se definišu pojedini pojmovi, a zatim se analizira provera uticaja elektrane na distributivnu mrežu prema evropskim standardima. Prikazano je na koji način projektanti treba da provere da li farma vetro generatora nepovoljno utiče na kvalitet napona u distributivnoj mreži, što je danas od velikog praktičnog značaja jer se u projektu za priključenje male elektrane na mrežu zahteva ovakav dokaz, prema domaćoj preporuci . Na primeru farme vetro generatora pokazano je da ona u konkretnom slučaju ne utiče nepovoljno na kvalitet električne energije u postojećoj distributivnoj mreži. PITANJA ZA DISKUSIJU 1. Zbog čega rezultati u radu, dobijeni primenom medjunarodnih standarda, nisu uporedjeni sa rezultatima koji bi se dobili primenom domaće preporuke? 2.Kako proizvodjači rešavaju problem viših harmonika i flikera ?

1

3.Koji su generatori najnepovoljniji sa aspekta kvaliteta električne energije ? Referat C6-02 PROJEKAT KORIŠĆENJA VODA REKE MORAVE

Nikola VUČINIĆ, Đorđe BJEGOVIĆ, Branko MILOSAVLJEVIĆ, Čedomir SPAIĆ -

Beograd KRATAK SADRŽAJ Cilj ovog rada je, između ostalog, da se šira stručna javnost podseti na mogućnosti korišćenja voda reke Morave i da se angažuje na pokretanju realizacije ovog dugoročnog projekta. U radu je opisan jedan model kompleksnog projekta korišćenja voda reke Morave. Daje se kratak opis projekta i sadašnje stanje vodotokova u slivu reke Morave. Tehnička izvodljivost projekta govori o već urađenim studijama, pred-projektima i o realnim mogućnostima realizacije projekta, u kome se preporučuje koncesioni model. Razvoj projekta govori o neposrednim koracima u realizaciji, polazeći od sistemske studije do projektovanja pojedinih objekata za zaštitu od voda, projekata zaštite voda i projekata korišćenja voda u slivu reke Morave Ukazuje se na hitnost pokretanja projekta, kako bi se prevazišla višedecenijska neaktivnost. PITANJE ZA DISKUSIJU 1.Da li je moguće pokretanje realizacije projekta, a da nisu izvršena kompleksna ekonomska sagledavanja i definisana strateška razvojna pitanja? Referat C6-03 POBOLJŠANJE POUZDANOSTI DISTRIBUTIVNIH IZVODA UGRADNJOM RASKLOPNE OPREME I PRIKLJUČENJEM DISTRIBUIRANIH IZVORA

Dr.Vladica MIJAILOVIĆ, Tehnički fakultet - Čačak

KRATAK SADRŽAJ

U radu se na praktičnom primeru, (izvod 10kV na području ED Kraljevo bez mogućnosti dvostranog napajanja), pokazuje uticaj ugradnje pojedinih vrsta rasklopne opreme na pouzdanost napajanja potrošača preko pokazatelja SAIFI i SAIDI. Takođe, detaljno se analiziraju mogućnosti priključenja postojeće HE Sokolja instalisane snage 300kW i uticaj na pokazatelje pouzdanosti, bez analize nesumnjivo pozitivnog uticaja na ostatak mreže.

Ulazni podaci su autentični: broj potrošača po trafo-područjima, potrošnja u karakterističnim mesecima i podaci o kvarovima uzeti su iz baze podataka.

PITANJA ZA DISKUSIJU 1.Koje su preporuke službama koje izdaju tehničke uslove za priključenje novoizgradjenih MHE sa stanovišta prekida usled kvara i neisporučene električne energije? 2. Koje su preporuke nadležnim službama u slučajevima priključenja novog potrošača u mrežu sa distribuiranim izvorima sa aspekta pokazatelja pouzdanosti?

2

Referat C6-04 MERENJE ELEKTRIČNE ENERGIJE U DISTRIBUIRANIM I OBNOVLJIVIM IZVORIMA ENERGIJE

Nikola GAŠIĆ, EPS – Direkcija za distribuciju električne energije, Beograd Miroljub NIKOLIĆ, EPS - Jugoistok, Niš

KRATAK SADRŽAJ U referatu se daje osvrt na pitanja izbora i korišćenja merne infrastrukture za merenje električne energije pri uključenju i radu obnovljivih i distribuiranih izvora električne energije u elektroenergetskoj mreži.. Pitanja iz ove oblasti se obradjuju po sledećoj strukturi : - Opis i osnovne karakteristike obnovljivih i distribuiranih izvora električne energije.

- Izbor merne opreme prema vrsti izvora električne energije, zahtevima tarifnih sistema i optimizaciji u izboru merenih veličina.

- Prenos mernih podataka i izbor komunikacionih puteva u sistemima za daljinsko očitavanje i upravljanje (АМR/АММ/АМI),

- Funkcije i izbor mernih uređaja i aplikacije u SMART GRID arhitekturi. U radu se posebno specificiraju rešenja primenjena za rad malih hidroelektrana /MHE/. PITANJA ZA DISKUSIJU 1.Koje su minimalne funkcije koje bi merni uredjaji sada trebalo da imaju sa aspekta važeće tarifne metodologije za obračun električne energije, a koje bi trebalo da imaju u budućnosti? 2.Da li je potrebno prenositi sve merene podatke do centara upravljanja? 3.Koje bi interne standarde trebalo revidirati i usaglasiti? . Referat C6-05 UTICAJ DISTRIBUIRANIH GENERATORA NA REGULACIJU NAPONA SREDNJENAPONSKIH VODOVA Gordan RADOSAVLJEVIĆ i Miroljub JEVTIĆ, Fakultet tehničkih nauka, Kosovska

Mitrovica

KRATAK SADRŽAJ Distribuirani generatori većih snaga mogu značajno uticati na napone distributivnih mreža u kojima su priključeni. U radu se razmatra uticaj distribuiranih generatora na regulaciju napona srednjenaponskih (SN) vodova pomoću regulacionih transformatora sa regulacijom napona pod opterećenjem. Analizirani su različiti scenariji u pogledu konfiguracije SN vodova, opterećenja, lokacija i snaga distribuiranih generatora. PITANJE ZA DISKUSIJU 1.Kako autor zamišlja praktičnu primenu prikazanog modela.( Primer:DG su na sredini fidera,mreža je razgranata, potrošnja nije skoncentrisana na sredini vodova, minimalni napon nije na najudaljenijem čvoru voda )?

3

Referat C6-06 USLOVI RAZVOJA PROJEKTA VETROPARKA “BAVANIŠTANSKO POLJE“ SNAGE 188 MW

Ž ĐURIŠIĆ* 1), M. OBRADOVIĆ 2), N. ARSENIJEVIĆ 1)

1)Elektrotehnički fakultet , Beograd 2) Wellbury Wind Energy, Beograd

KRATAK SADRŽAJ U radu su analizirani tehnički uslovi razvoja projekta vetroelektrane BAVANIŠTANSKO POLJE , instalisane snage 188 MW. Analiziran je vetroenergetski potencijal šireg ciljnog regiona i ciljne mikrolokacije na kojoj je planirana izgradnja vetroelektrane.Analiza je sprovedena pomoću softverskog paketa WasP korišćenjem raspoloživih namenskih merenja brzine vetra i višegodišnjih standardnih hidrometeoroloških merenja vetra u ciljnom regionu. Izvršen je izbor modela i optimalan raspored vetroturbina sa aspekta minimizacije efekta zavetrine ( wake) i optimalnog iskorišćenja prostora.Pomoću softverskog paketa WasP izvršen je proračun godišnje proizvodnje električne energije vetroelektrane. Analizirani su uslovi priključenja vetroelektrane na prenosnu mrežu i njeno uklapanje u EES. PITANJE ZA DISKUSIJU 1.Koji su osnovni problemi uklapanja vetroelektrane u postojeći EES sa aspekta stabilnosti i kvaliteta rada sistema, kao i nivoa investicionih troškova adaptacije EES?

4

R C6 -01

ANALIZA UTICAJA FARME VETRO GENERATORA NA KVALITET ELEKTRIČNE ENERGIJE

S. Stojković∗

Tehnički fakultet

Čačak

Kratak sadržaj

Male elektrane utiču na tokove snaga, gubitke aktivne i reaktivne snage, struje kratkih spojeva, podešavanje relejne zaštite, naponske prilike, flikere, propade napona i više harmonike. U ovom radu analizira se uticaj priključenja farme vetro generatora na naponske prilike, flikere, naponske propade i harmonike. Najpre se definišu pojedini pojmovi, a zatim se analizira provera uticaja male elektrane na distributivnu mrežu prema evropskim standardima [4] i [5]. Prikazano je na koji način projektanti treba da provere da li farma vetro generatora nepovoljno utiče na kvalitet napona u distributivnoj mreži, što je danas od velikog praktičnog značaja jer se u projektu za priključenje male elektrane na mrežu zahteva ovakav dokaz, doduše, prema domaćoj preporuci [3].

Na primeru farme vetro generatora pokazano je da ona u konkretnom slučaju ne utiče nepovoljno na kvalitet električne energije u postojećoj distributivnoj mreži. Ključne reči: Distribuirana proizvodnja, Vetro generator, Farma vetro generatora, ATP-EMTP, Priključenje na mrežu. 1. UVOD

Na današnjem stepenu tehnološkog i tehničkog razvoja društva smatra se da je najbitniji način rešavanja globalnih energetskih i ekoloških problema intenzivno uvođenje distribuirane proizvodnje električne energije, priključene na distributivnu mrežu. Poznato je, međutim, i da je distribuirana proizvodnja električne energije donela i značajne tehničke probleme, kao i probleme vezane za zaštitu i upravljanje [2]-[7]. Naime, klasične distributivne mreže su radijalne i sa jasnim tokom energije od prenosne mreže prema potrošačima. Projektovanje, eksploatacija i relejna zaštita takvih mreža potpuno su uhodane i poznate aktivnosti. Uvođenje distribuirane proizvodnje u tu mrežu (na srednjem

∗ Dr Saša Stojković, Tehnički fakultet, Svetog Save 65, 32000 Čačak, [email protected]

1

i niskom naponu) menja u izvesnim slučajevima smer tokova snaga i struje kratkih spojeva u pojedinim elementima mreže, menja naponske prilike u mreži, a utiče i na kvalitet električne energije, naročito ako generatori male elektrane imaju uređaje energetske elektronike. Zbog promenljive prirode jačine i pravca vetra, najveći uticaj na kvalitet napona imaju farme vetro generatora [1], [2]. Zbog toga nije čudno što postoje, kako domaća preporuka [3], tako i međunarodni standardi [4] i [5], koji se odnose na ovu oblast.

Male elektrane utiču na tokove snaga, gubitke aktivne i reaktivne snage, struje kratkih spojeva, podešavanje relejne zaštite, naponske prilike, flikere, propade napona i više harmonike. Autor ovog rada objavio je više radova koji se odnose na prva četiri problema [6-11], koji se bave tokovima snaga, gubicima, kratkim spojevima i relejnom zaštitom. U ovom radu analizira se uticaj priključenja farme vetro generatora na naponske prilike, flikere, naponske propade i harmonike. Najpre se definišu pojedini pojmovi, a zatim se analizira provera uticaja male elektrane na distributivnu mrežu prema standardima [4] i [5]. Prikazano je na koji način projektanti treba da provere da li farma vetro generatora nepovoljno utiče na kvalitet u distributivnoj mreži, što je danas od velikog praktičnog značaja jer se u projektu za priključenje male elektrane na mrežu zahteva ovakav dokaz, doduše, prema preporuci [3].

Pretpostavljeno je da farma vetro generatora sadrži osam asinhronih mašina snage po P=750 kW, kao i da te mašine sadrže uređaje energetske elektronike jer je ovaj slučaj u pogledu flikera i viših harmonika najnepovoljniji. Podaci o generatorima potrebni za proračun uzeti su iz literature [1] i [11]. 2. UTICAJ VETRO GENERATORA NA KVALITET ELEKTRIČNE ENERGIJE U DISTRIBUTIVNOJ MREŽI

Ubacivanje električne energije vetro generatora u distributivnu mrežu utiče na kvalitet napona. Ovaj uticaj mora biti analiziran u fazi projektovanja farme vetro generatora zbog toga što napon mora biti u određenim granicama [4]. Da bi se ovaj uticaj procenio, potrebno je poznavati električne karakteristike vetro generatora. Ove karakteristike zavise od konstrukcije generatora, zbog čega se dobijaju od proizvođača u obliku tipskog atesta. Imajući u vidu veliki značaj podataka o vetro generatoru vezanih za kvalitet električne energije, Internacionalna elektrotehnička komisija izradila je standard IEC 61400-21 i on je od 2001. godine najviše korišćen u svetu, kako za merenje karakteristika generatora, tako i za analizu priključenja na mrežu. Merenja se izvode u akreditovanim laboratorijama.

Važni uticaji koje vetro generator ima na kvalitet napona su naponske promene i fluktuacije, harmonici (kod generatora sa elektronskim invertorskim sistemima), reaktivna snaga, flikeri, maksimumi snage i povećane struje pri nekim sklopnim operacijama (engl. „In-rush currents“). Smetnje koje u mreži nastaju usled vetro generatora imaju različite uzroke, od kojih su većina specifični za određenu konstrukciju generatora. Srednja godišnja proizvodnja, turbulencija vetra i promena intenziteta vetra po visini (razlika u brzini vetra na vrhu i najnižoj tački rotora, tj. krilu) meteorološkog i orografskog su tipa. Ostali uticaji su električne prirode i zavise od konstrukcije generatora. Oni zavise od tipa mašine (sinhrona, asinhrona, sa stalnim magnetima, asinhrona sa namotanim rotorom, promenljiva ili fiksna brzina rotora), posedovanja uređaja energetske elektronike (tiristorskog ili tranzistorskog tipa, različite snage u odnosu na snagu mašine), načina regulacije (soft starter, „pitch“ ili „stoll“ upravljanje krilima, itd).

Osim parametara generatora, za analizu uticaja na kvalitet napona potrebno je poznavati i karakteristike distributivne mreže, koje obezbeđuje njen vlasnik. To je suptranzijentna snaga trofaznog kratkog spoja na mestu priključenja farme generatora na mrežu (engl. „Point of Common Coupling“ PCC), kao i ugao impedanse mreže ψk.

Prema standardu IEC 61400-21, za ocenu uticaja na kvalitet napona merodavne su sledeće karakteristike vetro generatora.

2.1 Naznačeni podaci Naznačena aktivna snaga Pn, reaktivna snaga Qn, prividna snaga Sn i struja In definisani su na

uobičajen način, kao i za velike generatore [1, str. 81].

2

2.2 Maksimalna proizvedena snaga Desetominutna srednja proizvedena snaga može, zavisno od konstrukcije generatora, biti veća

od naznačene snage. Ova snaga, označena sa Pmc, služi da ukaže na to kolika se srednja desetominutna snaga može očekivati od generatora.

2.3 Maksimalna izmerena snaga Maksimalna izmerena snaga P60 izmerena je u toku 60 s, a P0,2 u periodu od 0,2 s, naravno,

kao srednje vrednosti. Važne su za podešavanje relejne zaštite i rad pri gubitku mreže (izolovani rad). 2.4 Reaktivna snaga Reaktivna snaga koju može da proizvede vetro generator specificirana je kao desetominutna

srednja vrednost. Funkcija je desetminutne srednje izlazne snage za 0,1 %, ...90 %, i 100 % naznačene snage. Najbitnija je kod asinhronih mašina, budući da one za svoje magnećenje uzimaju reaktivnu snagu iz mreže. Najčešće se izvodi kompenzacija, kako fiksnim, tako i stepenasto uključenim baterijama.

2.5 Koeficijenti brzih kolebanja napona (flikera) Prema IEC 61400-21 koeficijenti flikera mere se tako da su nezavisni od mreže, pa ih je

potrebno izmeriti samo jedanput za jedan tip mašine. Mere se u akreditivanim laboratorijama. Ovi koeficijenti koriste se za analizu uticaja u bilo kojoj mreži jer su normalizovani. Potrebno ih je dobiti od proizvođača generatora.

Fluktuacija aktivne ili reaktivne snage vetro generatora prouzrokuje flikere. Ovaj pojam označava treperenje svetlosti usled fluktuacija napona u mreži, koje može da smeta ljudima ili električnim uređajima. Njegova frekvencija je, po definiciji, do 35 Hz. Uzročnik može biti kontinualan rad generatora, kada fliker nastaje zbog fluktuacije aktivne snage zbog efekta senke - krilo elise prolazi u jednom trenutku pored stuba, što smanjuje proizvodnju u tom trenutku, pri čemu se to periodično ponavlja frekvencijom najčešće oko 1 Hz. Drugi uzrok je turbulencija vetra – vetar menja i brzinu i pravac. Sledeći uzrok je taj što se ceo rotor okreće prema vetru, ali sa izvesnom inercijom. Takođe, upravljanje krilima elise nije trenutno, već sa izvesnom inercijom i greškom, a postoji i razlika u brzini vetra na vrhu i dnu elise (zbog visine i orografskih uticaja). Koeficijent flikera u kontinualnom radu je normalizovana mera emisije flikera (99 %-na vrednost – vrednost koja može biti premašena samo u 1 % slučajeva):

n

kstak S

SPvc ⋅=),(ψ ,

gde je Pst – kratkotrajna emisija flikera iz vetro generatora, Sn – naznačena snaga vetro generatora, i Sk – prividna trofazna snaga kratkog spoja u tački priključenja na mrežu (PCC).

Ovaj koeficijent dat je kao 99 %-na vrednost za specificirane vrednosti ugla impedanse od 30˚, 50˚, 70˚ i 85˚ i godišnje srednje brzine vetra od 6 m/s, 7,5 m/s, 8,5 m/s i 10 m/s.

Osim flikera u kontinualnom radu, postoje i flikeri koji su posledica sklopnih operacija. Tzv. fliker step faktor je normalizovana mera emisije flikera usled jedne sklopne operacije vetro generatora. Treba da bude specificiran za vrednosti ugla impedanse od 30˚, 50˚, 70˚ i 85˚ i za specificirane vrste sklopnih operacija. U praktičnim proračunima uzima se u obzir najnepovoljnija operacija, a to je uključenje na mrežu. Izraz za fliker step faktor je:

31,0

1301)( pst

n

kkf TP

SS

k ⋅⋅⋅=ψ ,

3

gde je: Tp – trajanje promene napona usled sklopne opercije, Pst – kratkotrajna emisija flikera iz vetro generatora, Sn – naznačena snaga vetro generatora, i Sk – prividna trofazna snaga kratkog spoja u tački priključenja na mrežu (PCC).

Fliker step faktor treba biti specificiran za vrednosti ugla impedanse od 30˚, 50˚, 70˚ i 85˚ i za specificirane vrste sklopnih operacija.

2.6 Maksimalan broj sklopnih operacija Sklopne operacije koje mogu izazvati velike promene napona su:

• Uključenje vetro generatora pri minimalnoj brzini vetra, • Uključenje vetro generatora pri naznačenoj brzini vetra, i • Najteži slučaj sklopnih operacija između mašina (kada ih ima više).

Treba da bude deklarisan i najveći dozvoljen broj gore pomenutih sklopnih operacija u toku

10 minuta N10 i 120 minuta N120 jer prihvatljivost sklopnih operacija zavisi, ne samo od njihovog uticaja na mrežu, već i od toga koliko često se dešavaju. Na taj broj utiče se odgovarajućim upravljanjem.

2.7 Faktor naponske promene To je normalizovana mera promene napona izazvane jednom sklopnom operacijom vetro

generatora:

n

k

nku S

SU

UUk ⋅

−= minmax3)(ψ ,

gde je: Umin i Umax – minimalna i maksimalna vrednost faznog napona (efektivna vrednost) usled sklopne operacije, Un – naznačeni linijski napon.

2.8 Harmonici struje i napona Za mašine koje sadrže uređaje energetske elektronike, harmonici napona u toku kontinualnog

rada treba da budu izmereni i deklarisani. To su desetominutne srednje vrednosti do pedesetog reda. Takođe, treba da bude deklarisan THD faktor za napone (Total Harmonic Distortion). Uređaji koji stvaraju harmonike struje, pa samim tim i napona, su uređaji energetske elektronike, fluorescentne lampe, uređaji za zavarivanje, elektrolučne peći i sl. U slučaju vetro generatora, postoji uticaj na harmonike usled uređaja energetske elektronike (invertora i konvertora). Zanimaju nas naponski harmonici. Internacionalnim standardom EN 50160 definisan je maksimalan sadržaj svakog od naponskih harmonika do pedesetog reda u toku 95 % vremena od jedne nedelje. Naprimer, taj sadržaj za 2. i 17. harmonik je 2 %, za 3. i 7. iznosi 5 %, za 5. harmonik je 6 %, i tako redom. Zbog toga proizvođač vetro generatora treba da izmeri i dostavi rezultat kupcima.

4

3. ANALIZA PRIKLJUČENJA FARME VETRO GENERATORA NA KVALITET ELEKTRIČNE ENERGIJE PREMA STANDARDIMA IEC 61400-21/2001 I EN 50160/1995 3.1 Sporopromenljive promene napona usled priključenja male elektrane

Kada se na postojeću distributivnu mrežu priključi mala elektrana, ona može nepovoljno

uticati na napone u njoj. Zbog toga što je potrebno očuvati kvalitet električne energije, potrebno je proveriti da naponi u pojedinim tačkama ne pređu granice od plus 5 % i minus 10 % u odnosu na nazivni napon mreže, kada je priključenje na niskonaponsku mrežu, a ± 5 % kada se elektrana priključuje na srednjenaponsku mrežu [3]. Prema [4], u srednjenaponskoj distributivnoj mreži granica kvalitetnog napona je ±10 %. Na sl. 1 prikazani su rezultati analize napona, koji su dati kao relativne vrednosti, na mestima na kojima su izračunati. Analiza je izvedena za zamišljenu farmu od osam asinhronih vetro generatora po P=2 MW na lokaciji „Veliko brdo“, u blizini Kostolca i TE „Drmno“. Dispozicija farme i detalji o elementima i mreži prikazani su u [10]. Rezultati su dobijeni primenom LOAD FLOW modula softverskog alata ATP-EMTP [12]. U [1] i [2] ukazuje se na veoma važnu činjenicu da se naponski profil mora izračunati nekim od „Load flow“ softverskih alata, za različite moguće slučajeve proizvodnje i opterećenja u mreži. Naročito su važna dva režima. Jedan je sa najvećim opterećenjem i bez priključenih vetro generatora, kada su naponi u mreži najniži. Drugi je sa priključenim malim generatorima i sa najmanjim mogućim opterećenjem, kada su naponi najviši. U svim slučajevima napon treba da ostane u definisanim granicama. Ukoliko se to ne desi, potrebno je odrediti drugačiju proizvodnju malih generatora, promeniti prenosne odnose distributivnih transformatora ili predvideti kompenzaciju. Naponske prilike zavise i od toga da li se radi o sinhronim ili asinhronim mašinama (kod kojih je problem veći jer troše reaktivnu energiju iz mreže), kao i od toga kakvo je tehničko rešenje regulacije primenjeno.

Slika 1 pokazuje da je najveće odstupanje napona od nazivne vrednosti u prikazanom slučaju -2,3 % (kod potrošača), što je manje od -10 %, koliko je maksimalno dozvoljeno. Na sl. 1 desno, na nadzemnom vodu i kod potrošnje, prikazana je u zagradi vrednost napona kada nije priključena farma generatora. Vidi se da vetrogeneratori u prikazanom slučaju ne stvaraju problem prenapona i podnapona u ustaljenom stanju. Zaključak ne može biti generalni, već se svaki slučaj analizira posebno.

Na sl. 1 prikazane su i vrednosti udarne struje na odgovarajućem mestu na 110 kV vodu, označene simbolom „i“. Iznad su vrednosti kada je farma vetrogeneratora priključena na mrežu, a ispod, u zagradi, kada nije. Ipak, to nije tema ovog rada.

U [1, str. 94] ukazuje se na to da je nekim nacionalnim propisima predviđeno tzv. „1 % pravilo“, koje preporučuje da priključena mini elektrana ne menja napon u tački priključenja za više od 1 % u ustaljenom stanju. To je restriktivna preporuka, koja dovodi do zaključka da se može priključiti znatno manja snaga male elektrane nego što je realno. Zbog toga se preporučuje primena analize tokova snaga nekim od adekvatnih softverskih alata, čime se dobijaju realni rezultati. U nekim nacionalnim propisima ne radi se o 1 %, već 2 % ili 3 %, ali to ne umanjuje problem.

5

110 kV

R X

1(1)

0.997(0.998)

0.987(0.988)

0.977(0.978)

0.978

0.9921

0.9860.995

0.981

0.984

0.989

0.975 0.984

0.9797 0.988

0.984 0.993

0.9887 0.997

0.993 1.002

i=64.5 kA(i=64.1 kA)

i=16.1 kA

(i=15.6 kA)

i=8.88 kA

(i=8.74 kA)

Slika1: Relativne vrednosti napona i udarne struje trofaznog kratkog spoja

3.2 Analiza priključenja farme vetro generatora u pogledu flikera

Na sl. 2 prikazana je dispozicija zamišljene farme vetro generatora.

Mreza 110 kVImpedansa mreze

110/10 kV/kV

kabl vetro generatora

PCCUn=10 kV Sk=50 MVApsi=55 deg

Est=0,7Elt=0,5

Vetro generator Vetro generator Vetro generator Vetro generator Vetro generator Vetro generator Vetro generator Vetro generator

Un=10 kV

Un=0,690 kV

Slika 2: Dispozicija farme 8 vetro generatora priključene na mrežu u tački

PCC (Point of Common Coupling)

6

Analizira se priključenje farme od osam vetro generatora na distributivnu mrežu. Farma je zamišljena, a podaci o koeficijentima flikera i ostalim tehničkim karakteristikama teško su dostupni u literaturi, budući da su poslovna tajna proizvođača. Ipak, prilikom kupovine generatora, proizvođač ih daje kupcu kao tehničku dokumentaciju, upravo da se omogući analiza priključenja. U [1, str. 87] prikazane su te karakteristike za asinhronu mašinu koja radi sa stalnom brzinom, opremljenom energetskom elektronikom, snage P=750 kW. Radi ilustracije, usvojeni su ti podaci.

Podaci su: aktivna naznačena snaga: Pn=750 kW, reaktivna naznačena snaga: Qn=0, naznačeni napon: 690 V, koeficijent flikera: c(ψk=55˚, va=8,2 m/s)=10,9, broj sklopnih operacija u toku 10 min: N10=1, broj sklopnih operacija u toku 120 min: N120=12, step faktor flikera: kf(ψk=55˚)=1,2, i faktor propada napona: ku(ψk=55˚)=1,5.

Analiza se izvodi za dve snage suptranzijentnog kratkog spoja mreže od 50 MVA i 100 MVA, a u oba slučaja ugao impedanse je ψk=55˚. Mesto priključenja farme prikazano je na sl. 2 sa PCC (Point of Common Coupling). Takođe, usvojeno je da je najveća dozvoljena granica kratkotrajne emisije flikera Est=0,7, a dugotrajne Elt=0,5.

Kratkotrajna emisija flikera usled najnepovoljnije sklopne operacije u slučaju snage trofaznog kratkog spoja mreže od 50 MVA računa se na sledeći način:

[ ] { } 7,0618,0)750,02,1(185018)(18 31,02,3

31,0

1

2,3,,10 <=⋅⋅⋅=

⎭⎬⎫

⎩⎨⎧∑⋅==

wtN

iinkif

kts SkN

SP ψ .

Vidi se da je ova emisija flikera manja od dozvoljene (0,7). U slučaju mreže čija je snaga

kratkog spoja dvostruko veća, emisija flikera je dva puta manja. U izrazu se koristi broj 8 jer su svi generatori isti, a ima ih 8.

Dugotrajna emisija flikera računa se na sličan način:

[ ] { } 5,0596,0)750,02,1(128508)(8 31,02,3

31,0

1

2,3,,120 >=⋅⋅⋅=

⎭⎬⎫

⎩⎨⎧∑⋅==

wtN

iinkif

ktl SkN

SP ψ .

Jasno je da ovaj kriterijum nije zadovoljen, tj. dugotrajna emisija flikera je veća od

dozvoljene. Problem se rešava izborom generatora sa boljim parametrima, ili se priključuje manji broj generatora. Ukoliko je snaga kratkog spoja mreže dva puta veća, tj. 100 MVA, emisija flikera je dva puta manja i iznosi 0,298, što je manje od dozvoljenih 0,5. Drugim rečima, što je mreža jača, emisija flikera ima manje nepovoljan uticaj.

Emisija flikera u kontinualnom radu može se izračunati pomoću izraza:

[ ] { } 5,046,0)750,09,10(8501),(1 5,02

5,0

1

2, <=⋅⋅=

⎭⎬⎫

⎩⎨⎧∑⋅===

wtN

iinaki

ksttl Svc

SPP ψ .

Vidi se da je kriterijum, kada je snaga trofaznog kratkog spoja mreže 50 MVA, zadovoljen.

Prema ovom kriterijumu, moglo bi da se priključi najviše devet vetro generatora. U slučaju mreže sa snagom kratkog spoja od 100 MVA, taj broj je znatno veći.

Naponski propad, prema EN 50160, predstavlja naglo smanjenje vrednosti napona na vrednost izmađu 1 % i 90 % nazivnog napona. Izračunava se pomoću izraza:

%25,250750,05,1100)(100 =⋅⋅=⋅⋅=

k

nku S

Skd ψ .

U delu 2.8 Harmonici struje i napona napomenuto je da postoji propisan sadržaj naponskih

harmonika. Vetro generator stvara više harminike jedino ukoliko sadrži uređaje energetske elektronike. Zbog toga se provera zahteva samo u tom slučaju, pri čemu se moraju razdvojiti viši harmonici koji već postoje u mreži od onih koje stvara vetro generator. Podatke o višim harmonicima obezbeđuje proizvođač vetro generatora.

7

4. ZAKLJUČCI

U ovom radu prikazana je analiza uticaja farme vetro generatora na kvalitet napona prema međunarodnim standardima IEC 61400-21 i EN 50160. Kod nas važi preporuka [3], ali analiza nije urađena u skladu sa njom, već sa pomenutim standardima.

Pokazano je kako se može izvesti analiza priključenja farme generatora na mrežu jer to u našim uslovima postaje značajno, budući da se planiraju projekti priključenja vetro generatora na mrežu.

Ovaj rad pokazuje da snaga mreže veoma utiče na uticaj vetro generatora na kvalitet napona. Naponski profil treba analizirati nekim od „Load flow“ softverskih alata.

5. LITERATURA [1] Ackermann T.: Wind Power in Power Systems, John Wiley & Sons, Ltd, England, 2005, [2] Jenkins N., Allan R., Crossley P., Kirscher D., Strbac G.: Embedded generation, The Institution of Electrical Engineers, 2000., United Kingdom [3] JP Elektroprivreda Srbije: Tehnička preporuka br. 16 – Osnovni tehnički zahtevi za priključenje malih elektrana na mrežu Elektrodistribucije Srbije, I izdanje, 2003. [4] EN (1995) Voltage Characteristics of Electricity Supplied by Public Distribution Systems, EN 50160, www.cenelec.org[5] IEC (International Electrotechnical Commission) (2001) Measurement and Assessment of Power Quality Characteristics of Grid Connected Wind Turbines, IEC 61400-21, IEC, www.iec.ch [6] S. Stojković: Uticaj mikro hidroelektrane na tokove snaga i naponske prilike u distributivnoj mreži, 27. Savetovanje JUKO CIGRE, 29. maj-03. jun 2005., Zlatibor, referat R C6-07 [7] S. Stojkovic: ATP-EMTP based case study of wind power plant interconnection to the distribution system in Serbia, International symposium POWER PLANTS 2006 September 19-22, 2006, Vrnjačka Banja, Serbia [8] S. Stojković: Uticaj mikro hidroelektrana na struje kratkoh spojeva u distributivnoj mreži, „Elektroprivreda“ 2006, br. 4, str. 54-62. [9] S. Stojković: Uticaj mini elektrana na rad postojeće relejne zaštite u distributivnim mrežama, „Elektroprivreda“ 2008, br. 4, str. 47-53. [10] S. Stojković, Ž. Stevanović: Analiza priključenja farme vetrogeneratora na lokaciji „Veliko brdo“ na elektroenergetsku mrežu, „Elektroprivreda“ 2008, br. 4, str. 47-53144-150. [11] K. Meštrović, T. Dropulić, D. Pertanović: Analysis of Influence of the Connection of the Wind Farm Ravna 1 to the Croatian Power System, CIGRE Symposium: Transient Phenomena in Large Electric Power Systems, Zagreb, 2007. [12] Alternative Transients Program (ATP) Rule Book, Canadian/American EMTP User Group 1987-92. ZAHVALNOST Autor se najljubaznije zahvaljuje Ministarstvu za nauku Republike Srbije za finansijsku podršku projekta TR-17001 “Pouzdanost deregulisanih distributivnih sistema“.

8

http://www.cenelec.org/

R C6 - 02

PROJEKAT KORIŠĆENJA VODA REKE MORAVE

Nikola Vučinić∗, Đorđe Bjegović, Branko Milosavljević, Čedomir Spaić Beograd

KRATAK SADRŽAJ Cilj ovog rada je da se šira stručna i naučna javnost potseti na mogućnosti korišćenja voda reke Morave i da se angažuje na pokretanju realizacije ovog dugoročnog projekta. Pokretanje ovog projekta imalo bi ogroman značaj za ukupni razvoj zemlje i za bolju budućnost novih generacija. Projekat uređenja i korišćenja voda reke Morave treba pokrenuti sopstvenim znanjima i sredstvima. Naša industrija i stručni potencijali to mogu, jer su stekli bogata iskistvima na izgradnji HE Đerdap, HE Bajna Bašta i mnogih drugih hidroelektrana u zemlji i svetu kao što je npr fantastiča hidroektrana Kafue Godž u Zambiji (Energoprojekt). Dobrom organizacijom Projekta, recimo po principu BOOT (Build Own Operate Tranfer) i brižnim finansijskim menadžmentom, mogla bi se obezbediti potrebna srestava za sukcesivno investiranje i dugoročni razvoj Projekta. Osnovni cilj Inicijativne grupe je pokretanje svih raspoloživih potencijala u zemlji, kao što su individualni i kolektivni poljoprivredni proizvođači, industrija, privredni preduzetnici, projektanti, vodoprivredni instituti i drugi, sa željom da nađu svoj interes za aktivno učešće u realizaciji Projekta. Konačni cilj je uređenje kompletnog sliva reke Morave čime bi se sprečile poplave i zaštitile vode reke od zagađenja uz održivo korišćenje voda, obezbeđenje vode za piće, navodnjavanje i turističke sadržaje. Ukazuje se na hitnost pokretanja Projekta kako bi se prevazišla višedecenijska neaktivnost. Ključne reči: male hidroelektrane ( MHE), rečna plovidba, navodnjavane, voda za piće, zaštita od voda, zaštita voda, korišćenje voda. UVOD U radu je opisan jedan model kompleksnog Projekta korišćenja voda reke Morave. Projekat, Rad ima četiri poglavlja. Poglavlje 1 daje kratak opis Projekta i sadašnje stanje vodotokova u slivu reke Morave, Poglavlje 2 Tehnička izvodljivost Projekta govori o već urađenim studijama i pred-projektima i o realnim mogućnostima realizacije Projekta. Poglavlje 3 Osnivanje Projekta govori o mogućnostima osnivanja Projekta u kome se preporučuje koncesioni model. Osnovni nosioci svih aktivnosti bile bi opštine uz veliku podršku Vlade. Poglavlje 4. Razvoj projekta govori o neposrednim koracima u razvoju projekta polazeći od sistemske studije do projektovanja pojedinih objekata za zaštitu od voda, projekata zaštite voda i projekata korišćenja voda u slivu reke Morave.

∗ Nikola Vučinić, [email protected]

1


1 KRATAK OPIS PROJEKTA I SADAŠNJE STANJE Cela slivna površina nalazi se u Srbiji, južno od Dunava i obuhvata oko 37 000 km2 ili oko 42,3 % površine Srbije. Sliv obuhvata 48 opština odnosno 14 okruga, sa oko 3,5 miliona stanovnika i predstavlja područje sa najvećom koncentracijom stanovništva, kako je prikazano u Tabeli 1. Tu su i snažni industrijski potencijali kao što su Goša, Zastava, US Steel, Juhor, Kablovi i drugi sa saobraćajnim pravcima koji dominiraju u Srbiji i u Jugoistočnoj Evropi. Iako je tokom 19. i 20. veka urađen veći broj studija i predprojekata o korišćenju plovnog puta Dunav - Morava - Vardar - Egejsko more i korišćenju hidroenergetskih potencijala, mora se reći da je malo urađeno. Nedopustivo je da ovaj biser stoji više decenija zapušten. Projekat korišćenja voda sliva Morave može biti opravdan samo ako se teret investicija raspodeli proporcionalno na sve privredne subjekte koji će učestvovati u budućem korišćenju vodnih potencijala Morave. Od 1909, kada je profesor beogradskog universiteta Nikola Stamenković uradio prvu studiju o korišćenju voda Velike Morave, urađeno je više studija i osnovnih projekata i svi su saglasni da samo višenamensko korišćenje potencijala reke ima svoju opravdanost i održivu dobit za sve učesnike u projektu i za društvo u celini. Vodoprivredno uređenje sliva reke Morave i korošćenje njenih voda doneće društvu značajne koristi ali će izazvati promene okoline i promene stečenih navika. Ove promene pozitivno će uticati na stanje prirode i privrede kao i na dosadašnji način života stanovništva koje, na bilo koji način, mora učestvovati u izgradnji i eksploataciji objekata. Tu se mogu opravdano očekivati nove delatnosti, zanati i preduzetništvo što će rezultirati povećanjem zaposlenosti stanovništva i podizanje opšteg standarda u regionu. Doći će do nove migracije stanovništva iz grada u osvežena sela i gradove u regionu. Rekonstruisaće se stare i izgradiće se nove saobraćajnice. Bitno će se poboljšati rad komunalnih službi (vodovod, kanalizacija, odlaganje smeća). Omogućiće se racionalnije korišćenje poljoprivrednog zemljišta sa navodnjavanjem, odvodnjavanjem i zaštitom od poplava, kao i organizovanim otkupom, transportom, preradom i plasmanom poljoprivrednih proizvoda. Nedopustivo je da i jedan jedini hektar obradivog zemljišta bude ne zasejan. Tu gubi i narod i država. Stanje sela i poljoprivrednih gazdistava na području sliva reke Morave i šire su zabrinjavajuća i neophpodno je izvršiti odgovarajuće restruktuiranje u poljoprivredi. Višenamensko korišćenje voda reke Morave predviđa velike i dugoročne radove na izgradnji hidroenergetskih i vodoprivrednih objekata sa posebnom pažnjom na zaštitu od voda i zaštitu voda. U suštini, pokretanje ovoga projekta svodi se na zahtev za uređenjem vodotokova u slivu reke Morave i da se pri tome izgrade hidroelektrane turistički i vodoprivredni objekti za održivo korišćenje voda. Tabela 1 – Broj stanovnika po okruzima u Srbiji

OKRUG CENTAR BR. STANOVNIKA

Podunavski Smederevo 226600 Braničevski Požarevac 253500 Šumadijski Kragujevac 320000 Pomoravski Jagodina 312160 Moravički Čačak 230750 Zlatiborski Užice 335750 Raški Kraljevo 300300 Rasinski Kruševac 296700 Toplički Prokuplje 111800 Nišavski Niš 382460 Zaječarski Zaječar 158130 Pirotski Pirot 117000 Jablanički Leskovac 255000 Pčinjski Vranje 243500 14 OKRUGA 3 543 650

Sliv Morave se rasprostire na širokom području i obuhvata veliki broj opština centralne i južne Srbije. Stoga je Projekat korišćenja voda reke Morave konceptualno razvrstan u tri projekta, kako je pikazano na sl. 1.

2

PROJEKAT A

VELIKA MORAVA UDRUŽENJE "A"

PROJEKAT B

ZAPADNA MORAVA UDRUŽENJE "B"

PROJEKAT C

JUŽNA MORAVA UDRUŽENJE "C"

Projekat korišćenja voda reke MORAVE

Slika1 – Šema Projekta korišćenja voda reke Morave U skladu sa konceptom, na glavnom toku Velike Morave, Projekat A, treba izgraditi sedam protočnih hidroelektrana sa prevodnicama za prolaz brodova i "Moravskih lađa", obezbediti plovidbu i organizovati rečni saobraćaj Velikom Moravom od ušća u Dunav do Stalaća. Paralelno tome, treba izvršiti regulaciju i uređenje svih pritoka Velike Morave i time obezbediti zaštitu od poplava, zaštitu od vodnih nanosa u korito Velike Morave u vreme bujica na pritokama, i iskoristiti vodne tokove pritoka Velike Morave za izgradnju malih hidroelektrana, navodnjavanje poljoprivrednog zemljišta, korišćenje vode za piće i obezbediti zaštitu voda od zagađenja. Zaštita voda od zagađenja podrazumeva izgradnju sistema kolektora za prečišćavanje otpadnih voda industrijskog porekla i voda gradskih kanalizacija i uređenje i humano očuvanje priobalja vodotokova. Na glavnom toku Zapadne Morave, Projekat B, planirana je izgradnja plovnog puta od Stalaća do Čačka i izgradnja još šest hidroelektrana sa odgovarajućim prevodnicama za prolaz "Moravskih lađa". Izgradnja plovnog puta koritom Zapadne Morave podrazumeva izgradnju pristaništa i organizaciju rečnog saobraćaja koji bi se obavljao od Dunava - Velikom Moravom i Zapadnom Moravom sve do Čačka. Na glavnom toku Južne Morave, Projekat C, planirana je u prvoj fazi izgradnja plovnog puta od Stalaća do Niša i izgradnja još šest hidroelektrana sa odgovarajućim prevodnicama za prolaz "Moravskih lađa". Izgradnja plovnog puta koritom Južne Morave podrazumeva izgradnju pristaništa i organizaciju rečnog saobraćaja koji bi se obavljao od Dunava - Velikom - Južnom Moravom i Nišavom sve do Niša. Višenamensko korišćenje voda reke Morave predviđa velike i dugoročne radove na izgradnji hidroenergetskih i vodoprivrednih objekata sa posebnom pažnjom na zaštitu od voda i zaštitu voda. Ovakav pristup podrazumeva izgradnju i rešavanje vodoprivrednih objekata za oblasti kao što su: hidroenergetika, plovidba i rečni saobraćaj, zaštita priobalja od poplava i zaštita od podzemnih voda, ekološka zaštita voda po vodotocima sliva, vodosnabdevanje zdravom vodom, navodnjavanje i razvoj poljoprivredne proizvodnje, uzgoj riba, turizam, što sve rezultira u stvaranje životnih uslova višeg standarda. Na osnovu "Katastra malih hidroelektrana" i drugih projekata u ovom projektu je izrađen pregled hidroenergetskih potencijala po vodotocima i po opštinama. Pregled malih hidroelektrana razvrstan na glavnom toku i po pritokama dat je u Tabeli 2.

3

Tabela 2 – Uporedni pregled podataka o MHE u slivu reke Morave Sliv reke Broj Broj Pi E Ak. Broj Broj

(Projekti A,B,C) vodotoka lokacija (MW) (Gwh/god.) (hm3) turbina opština

1 2 3 4 5 6 7 8 V. Morava glavni tok 1 7 260 699.7 0 28 7V.Morava pritoke 10 17 15,738 37,371 49,1 31 4Z.Morava glavni tok 1 6 120 352.5 - 24 3Z.Morava pritoke 136 250 559,64 1827,288 1293,7 511 13J.Morava glavni tok 1 4 101,1 400 - 8 3J.Morava pritoke 157 280 210,43 665,03 220,8 560 23SUMA 306 564 1266,9 3982 1563,6 1162 53 45

Ukupni instalisani hidroenergetski potencijal u slivu reke Morave, P=1 267 MW sa bruto proizvodnjom na nivou od E = 3 982 GWh/god. Ovo je približno jednako 15% instalisane snage u elektranama EPS-a (8 355 MW iz 2006 godine) ili oko 10% proizvedene električne energije u EPS-u (38 452 GWh) i svakako bi predstavljalo značajan doprinos elektroprivredi Srbije. Pod predpostavkom da je 30% potencijala u slivu Morave iz ekonomskih i tehničkih razloga neiskoristivo opet ima smisla pokrenuti Projekat. Dakle, prema podacima iz Projekta sliv Morave raspolaže bogatim vodnim potencijalima, jer je identifikovano 306 vodotokova sa ukupno 564 lokacije hidroelektrana. Na pritokama Velike Morave identifikovano je 7 akumulacija sa oko 4,1 hm3, na Zapadnoj Moravi 49 lokacija sa ukupno 1 293.67 hm3 i na Južnoj Moravi 23 lokacije sa 220,8 hm3 ili ukupno 1563 hm3 (oko 160 milijardi litara). Ove akumulacije imaju višestruk značaj za privredu zemlje posebno u svetlu globalnih klimatskih promena. Izgradnja hedroelektrana u slivu Morave podrazumeva uređenje vodotokova i opšti prosperitet Pomoravlja i šire, a proizvodila bi se "zelena energija" čija vrednost rapidno raste na svetskom tržištu energije u borbi za smanjenje proizvodnje CO2 i efekata "staklene bašte". Za potrebe izgradnje malih hidroelektrana na Moravi angažovaće se postojeća a i nova mašinska i elektro industrija za proizvodnju i instalisanje 1162 hidro turbine i isto toliko generatora sa neophodnom mašinskom, građevinskom i elektrotehničkom opremom. Iz predhodnog opisa je jasno da se plovni put Moravom mora graditi istovremeno sa izgradnjom hidroelektrana na glavnom toku. Tehnička rešenja plovnog puta i projekti hiroelektrana koji su ranije urađeni u potpunosti poštuju zahteve i standarde iz "evropske studije " plovnog puta Rajna - Majna - Dunav - Egejsko more. "Evropska studija" plovnog puta Rajna - Majna - Dunav - Egejsko more obuhvata u prvoj fazi Veliku Moravu sa krakom po Zapadnoj Moravi do Kraljeva i Južnom Moravom i Nišavom do Niša. U drugoj fazi ovaj plovni put bio bi produžen Vardarom do Egejskog mora, a krak ka Zapadnoj Moravi produžio bi se sve do Čačka. Plovni put Dunav - Egejsko more korišćenjem vodotokova Morave, Pčinje i Vardara bio bi dužine oko 700 km ali skraćuje današnje veze Dunav - Crno more - Egejsko i Sredozemno more (dužine oko 1 880 km) za oko 1 100 km. Ova činjenica ukazuje na kraće vreme transporta roba pa tako i ekonomičnost čitavog poduhvata. Svakako, izgradnja plovnog puta Moravom podrazumeva regulaciju korita reke a sa izgradnjom hidroelektrana na glavnom vodotoku reke pa su s toga planirane jednostepene prevodnice za dvosmerni saobraćaj. Brane na kaskadama duž reke treba da obezbede protočne akumulacije kojima će se obezbediti minimalna dubina vode od 2,5 m duž celog plovnog puta i u sva 4 godišnja doba, te u klimatskim ciklusima velikih i malih voda. Ovaj kriterijum u principu je odredio do 7 kaskada sa 7 pregrada i 7 protočnih hidroelektrana na Velikoj Moravi. Duž plovnog puta predviđeni su paralelni nasipi sa obe strane vodotoka na rastojanju od oko 500 m i 1,5 m iznad nivoa vode. Ovi nasipi su na Velikoj Moravi već urađeni kao zaštita od poplava ali ne podležu svuda gore pomenutom kriterijumu pa će na pojedinim deonicama biti potrebna rekonstrukcija. Uređenje vodotoka u slivu Morave treba da omogući navodnjavanje poljoprivrednog zemljišta i zajedno sa zaštitom od poplava omogući povećanje poljoprivredne proizvodnje. Prema ranije urađenim studijama glavna privredna bogastva u području sliva Morave su "plodnost tla ravnih i blago nagnutih površina". Ta konstatacija stoji i danas. Naime, i dalje su poljoprivredni posedi usitnjeni, naselja mala i slabo naseljena. Mnoga sela su zapuštena, a zemljište u korovu. Ovakva situacija dovela je do ozbiljnog siromaštva u zemlji i ozbiljnog geofizičkog poremećaja u oticanju voda i do

4

razaranja tla i gubitka plodnog zemljišta. Usled razaranja tla dolazi do jako izraženih velikih voda i poplava u kišnom periodu, a presušivanja vodotokova u sušnom periodu. Lek za ovo stanje su pošumljavanje i biološko vezivanje tla sa regulisanjem rečnog korita. Regulisanje vodotokova trajno bi zaštitilo vode u koritu i obezbedilo kvalitet priobalnog zemljišta. Zbog oscilacija nivoa vode u rečnim koritima u slivu Morave, navodnjavanje se mora obezbediti iz akumulacija. Navodnjavanjem i uređenjem vodotokova poljoprivredna proizvodnja bi se povećala za 3 do 5 puta što bi i pored svih investicijskih troškova obezbedilo profitabilnu proizvodnju. Mnoge zemlje u svetu (Holandija) ne dozvoljavaju da i jedna jedina poljoprivredna parcela nije obrađena. Jednostavno, država ne može da ubire porez sa neobrađenog zemljišta. Ako bi se kod nas mali posedi grupisali u veće celine, gazdinstva i primenili sve agrotehničke mere, gore pomenuti porast proizvodnje dostigao bi 9 puta veće poljoprivredne prinose. Formiranje većih parcela ne bi smelo ići na štetu vlasnika malih parcela nego bi ih on uložio u poljoprivredno gazdinstvo (zadrugu) kao akcionarski ulog i dobijao dividendu od koje bi mogao pristojno da živi i da bude aktivan u istom gazdinstvu. Ovakvi ulozi ne bi bili pogodni za iznošenje na berzu nego bi bili nasledni. Zaštita priobalja obuhvata izgradnju novih i rekonstrukciju postojećih odbrambenih nasipa i izgradnju drenažnog sistema sa površinskom mrežom kanala i sistemom crpnih stanica koje će suvišne površinske i podzemne vode prepumpati i sprovesti u glavni tok reke. U okviru uređenja vodotokova i priobalja u slivu Morave treba definisati način i postupke za ekološku zaštitu voda. To podrazumeva izgradnju kolektora i ekološki tretman voda pre njenog puštanja u korito. Vodni potencijal sliva reke Morave omogućuje pouzdano vodosnabdevanje svih gradova i naselja u području sliva. Na pritokama Morave već su izgrađene akumulacije Vrutci (Đetinja), Ćelije (Rasina), Gruža (Gruža), Barje (Veternica) i Bovan na Moravici, no potencijal je mnogo veći i treba ga iskoristiti za pouzdano snabdevanje vodom i u vremenima globalnog poremećaja klime. Nadmorske kote akumulacija su više od kota naselja u Pomoravlju pa je moguć gravitacioni odvod vode do potrošača. Tu se naročito ističe Resava, desna pritoka Velike Morave, koja je smeštena iznad Pomoravskih gradova Svilajnca, Jagodine, Ćuprije i Paraćina i slobodnim padom omogućuje snabdevanje ovih gradova i naselja zdravom vodom za piće. Tako Resava postaje najinteresantnija pritoka u slivu Velike Morave i predviđena je kao pilot projekat za uređenje i korišćenje njenih voda. 2 TEHNIČKA IZVODLJIVOST PROJEKTA Tehnička izvodljivost Pprojekta podrazumeva tehničku i fizičku, mogućnost realizacije Projekta uz obavezno analizu ekonomske optavdanosti. Postojeće studije i projekti uključujući i "Katastar malih hidroelektrana" ne mogu biti osnova za donošenje odluke o otpočinjanju realizacije Projekta iako su projekti Energoprojekta, Jaroslava Černi, JP Đerdap, PIM i drugih kvalitetno urađeni. Naime, ovi projekti i studije nude dobre ideje i dobra rešenja ali se parametri moraju aktualizirati i osvežiti rešenja. Projektovanje vodoprivrednog i energetskog sistema reke Morave je složen poduhvat koji zahteva interdisciplinarno angažovanje velikog broja stručnjaka i specijalista iz tehničke, ekonomske, pravne i drugih oblasti. Da bi se stekao definitivan utisak o tehničkoj izvodljivosti Projekta korišćenja voda reke Morave i da bi se donele meritorne odluke neophodno je izraditi novu projektnu dokumentaciju sa aktualiziranim projektnim parametrima. Metodologija obrade ovakvih projekata dobro je poznata stručnim krugovima, a u velikoj meri definisana je zakonima, tehničkim propisima i standardima. Ovde se mogu navesti najmanje tri tipa projekata i studija s kojima bi se mogao sagledati obim radova i investiciona cene projekta što bi omogućilo donošenje definitivnih odluka o građenju projekta. Uslovno rečeno to su sledeći projekti i studije: sistemska studija, idejni projekti i glavni ili izvedbeni projekti vodoprivrednih i hidroenergetskih objekata na slivu Morave. Sistemska studija sliva treba pobliže da definiše sve potencijalne lokacije i karakteristike vodoprivrednih i energetskih objekata. Na osnovu ovoga radila bi se idejna rešenja pojedinih objekata i tek posle toga objavio bi se javni poziv za detaljno projektovanje pojedinih objekata i preduzela njihova izgradnja. 3 OSNIVANJE PROJEKTA Osnivanje Projekta Korišćenje voda u slivu reke Morave podrazumeva formiranje radne organizacije koja je sposobna da vodi i upravlja izgradnjom i eksploatacijom objekata za održivo korišćenje voda u slivu reke Morave. U tom smislu osnivanje Projekta mora biti blisko spregnuto sa već postojećim

5

državnim organima za vodoprivredu, pre svega sa Direkcijom za vode (Vlada Srbije), JP "Srbija vode" i sa institucijama za prostorno i namensko prostono planiranje zemlje, regiona i opština. Jasno je da budžetska sredstva države ne mogu sama finansirati ovako velike projekte i tu se mora pozvati u pomoć privatni i međunarodni kapital. Svakako, najvažnija aktivnost na osnivanju, razvoju i eksploataciji ovog projekta mora biti učešće lokalnog stanovništva i svih građana zemlje. Ideja je da stanovnici regiona i drugi građani zemlje budu učesnici u izgradnji vodoprivrednih i hidroenergetskih objekata i partneri u eksploataciji tih objekata. Inicijativna grupa ovim radom predlaže jedan koncesioni model (BOOT). Međutim, treba reći da je za pokretanje ovoga projekta bilo u prošlosti raznih pristupa i ideja. Jedna ideja bila je o uzimanju velikih kredita na međunarodnom tržištu novca ali je tu postojao opravdani strah da se budućim generacijama nametne teret duga. Druga ideja je vodila ka narodnom zajmu i emitovanju vrednosnih papira - obveznica. Ovaj oblik nacionalnog angažovanja u velikim poduhvatima nije se pokazao efikasnim zbog dugog roka naplate obveznica, a u prošlosti ovakvi zajmovi nisu dokazali očekivanja i dobit zajmodavaoca; vrednost obveznica progutala je inflacija, a loša kontrola novčanih tokova u toku realizacije poduhvata rezultirala je deficitom i neuspehom. Model izgradnje velikih i kompleksnih objekata po principu BOT (Build, Operate and Transfer) javlja se u 18 veku u vreme industrijske revolucije. Kažu da je u velikoj meri ovaj metod izgradnje infrastrukturnih objekata doprineo razvoju bankarstva i ubrzao industrijski razvoj u Evropi i širom sveta. Tako je ovaj model korišćen kod izgradnje Sueckog i Panamskog kanala, kanala Hong Konga, kanala ispod Lamanša, a korišćen je za izgradnju termoelektrana u Kini, za uređenje rečnih tokova, za izgradnju više hidroelektrana u Brazilu i za izgradnju autoputeva u Engleskoj i velikih mostova itd. Smatraju ga najvišim oblikom preduzetništva i predstavlja kombinaciju javnog i privatnog angažovanja investicijskih sredstava. U principu grupa sponzora (Sponzori - Osnivači) pokreće inicijativu za razvoj odabranog projekta. U tu svrhu Osnivači razrađuju koncepcijsko rešenje projekta zajedno sa finansijskim parametrima o uspešnosti projekta (Feasibility Study - Studiju izvodljivosti) i sa tim rešenjem podnosi zahtev Vladi za dodelu koncesije, tj. prava na korišćenje određenog prirodnog dobra. Ako Vlada zahtev sponzora oceni pozitivno onda se sklapa koncesioni ugovor između Vlade i grupe sponzora (Koncesionara) u kome se definišu tehnički, finansijski i drugi uslovi korišćenja prirodnog resursa, ali na određeno vreme - koncesioni period. U daljnjem postupku Sponzori formiraju ,,Koncesijsko preduzeće" u fomi deoničkog društva (ili slično) koje dalje vodi u realizaciju Projekta uključujući izgradnju i vođenje svih finansijskih aranžmana sa privatnim kapitalom, raznim fondovima i komercijalnim bankama, te obezbeđuje prihode tokom eksploatacije projekta. Po ovom principu, Koncesiono preduzeće se zadužuje kod investitora i na tržištu novca i ono otplaćuje kreditne rate, te plaća sve ugovorne obaveze u toku koncesijskog perioda. Npr. ako se po ovom modelu izgradi auto put, onda cena putarine sadrži troškove održavanja, rate za otplatu kredita, plaćanje taksi i poreza i sve drugo što proizilazi iz ugovornih i zakonskih obaveza. Vreme koncesijskog prava je ograničeno Koncesijskim ugovorom. Posle isteka ovog vremene, Koncesionari vraćaju kompletan projekt Vladi bez ikakve naknade. Ovo bi trebalo da znači da je projekat tokom koncesijskog perioda kompletno otplaćen po svim kreditima i drugim obavezama. Vlada ponovo preuzima vlasništvo nad projektom, a upravljanje po novom ugovoru može dati starom koncesionaru ili formirati novo preduzeće. Dakle BOOT (Build, Own, Operate, Transfer) je prošireni koncesijski model BOT (Build, Operate, Transfer). Npr. ako se gradi autoput po koncesijskom modelu, a putarina po završetku puta je osnovni prihod onda je to BOT model. Kada se uz izgradnju autoputa, kao osnovnog objekta, dodeli i izgradnja benzinskih pumpi, motela i sl. kao pratećih objekata, onda model BOT dobija još jendo “O” (BOOT - Buil, Own, Operate, Transfer) ). Ovim se koncesionaru dodeljue i pravo da ustupi trećim licima pravo na izgradnju i sopstveno upravljanje pratećim objektima tokom koncesijskog perioda. Tu treće lice podmiruje sopstvene kreditne obaveze, dogovorenu naknadu koncesionaru i preuzima sve obaveze prema državi i ugovorima koje je sam zaključio. Kod BOOT modela moraju se razlikovati osnovni objekti i prateći objekti. Sponzori su osnivači projekta i mogu biti pravna i fizička lica, kao i lokalne samouprave i javne institucije. U Projektu osnivači (sponzori) Projekta su UDRUŽENJE opština na čijim teritorijama se nalazi vodotok (Velike Morave - Projekat A , Zapadne Morave - Projekat B i Južne Morave - Projekat C). UDRUŽENJE opština vrši promociju projekta i kooptira druga pravna i fizička lica koja pokažu interes da pristupe UDRUŽENJU. Po Zakonu o koncesijama /3/, opštine se mogu udruživati sa drugim opštinama i sa domaćim i međunarodnim srodnim organizacijama. UDRUŽENJE se formira ugovorom o osnivanju udruženja mora imati statut i status pravnog lica. Članovi UDRUŽENJA svojim osnivačkim ulozima stvaraju početni fond (budžet Projekta) za pokretanje procesa organizovanja Projekta. Članovi UDRUŽENJA svojim ulozima postaju investitori -

6

akcionari sa pravima na deonice (akcije). Na ovom projektu očekuju se složene i opsežne studije i projekti koje moraju raditi specijalizovani stručnjaci. Zato se u okviru osnivanja ovog projekta planira i formiranje hidrotehničkog instituta "Morava" u kome bi se zapošljavali i usavršavali mladi inženjeri i drugi stručni profili neophodni za vođenje Projekta. Predhodno bi se mladim kadrovima obezbedila specijalizacija i sticanje prakse u domaćim i stranim kompanijama u okviru poslovno tehničke saradnje sa međunarodnim asocojacijama koja se mora razvijati paralelno sa razvojem Projekta. Institut bi bio lociran negde na obalama Morave od Smedereva do Paraćina, možda u Jagodini, sa svim infrastrukturnim instalacijama, stanovima za potrebe radnika instituta sa pratećim društvenim sadržajima i slično. 4 RAZVOJ PROJEKTA U duhu koncesijskog modela BOOT moraju se razvijati OSNOVNE delatnosti i PRATEĆE delatnosti. U principu osnovne delatnosti bile bi one koje se razvijaju na glavnim tokovima reke, a prateće su one koje će se razvijati na pritokama Morave. Osnovne delatnosti i pripadajuće objekte vodilo bi Koncesijsko preduzeće formirano od Sponzora, a prateće objekte Koncesijsko preduzeće bi ustupalo trećim licima. Dakle, plovni put i hidroelektrane na glavnim tokovima Velike, Zapadne i Južne Morave vodilo bi Koncesijsko preduzeće. Takođe, uređenje vodotokova i izgradnja i ekploatacija svih akumulacija pripadala bi osnovnom Koncesijskom preduzeću. Male hidroelektrane na pritokama Morave, navodnjavanje, korišćenje vode za piće u uređenje vodotokova pritoka može se ustupiti trećim licima i to po ugovorima između Koncesijskog preduzeća i trećeg lica koji mora imati uporište u Koncesijskom ugovoru između Vlade i Koncesionara. Ovde je veoma važno napomenuti da osnivač, UDRUŽENJE opština i partneri, mogu podneti zahtev Vladi za dodelu koncesije sa strogo definisanim objektom. Takav objekat po Zakonu o koncesijama postaje Predmet koncesije (član 5 Zakona /3/). Ako je hidroelektrana u pitanju, onda u zahtevu mora biti definisan vodotok i tačna lokacija (pregrada) buduće elektrane i niz tehno-ekonomskih podataka. Pravni okvir za ovakav projekat nalazi se u Zakonu o koncesijama i u drugim zakonima. Tu postoje i bogata međunarodna iskustva. Poseban pravni aspekt u ovom projektu imaju međusobni ugovori. Ovi ugovori se moraju striktno poštovati. U međunarodnoj praksi kod ovakvih projekata država je garant da će bilo koji prekršilac ugovornih obaveza biti doveden pred sud. Projekat obuhvata višenamensko korišćenje voda u slivu Morave, jer je ustanovljeno da samo jedna grana, recimo samo elektroprivreda ili samo poljoprivreda, ne mogu opravdati invesiticije i obezbediti pozitivno poslovanje koncesionoh preduzeća. Početni izvori finansiranja se očekuju od svih učesnika u ukupnom projektu uključujući: - doprinos Vlade kroz saradnju sa Direkcijom za vode - doprinos JP Srbija vode iz budžeta za razvoj voda i energije - ulogu opštine zainteresovane za razvoj voda i energije - partnere i pravna lica koja nađu interes da se udruže - donacije razvojnih banaka i posebnih fondova za razvoj vode i energije (WB, EBRD, EIB i dr...) - ulogu industrije -"Green Certificates" - vrednosni papiri na tržištu "zelene energije" , www.recs.org, www.unfccc.int/ghg_data. - doprinose međunarodnih asocijacija koje stimulišu razvoj "zelene energije“ i drugi. Već u fazi formulisanja Projekta mora biti poznato tržište za plasman proizvoda i usluga Koncesijskog preduzeća. Drugim rečima moraju biti dobro poznati izvori prihoda. U tom smislu se rade dugoročne projekcije projekta koje obuhvataju analizu godišnjih troškova i prihoda. Bilans prihoda i troškova mora biti pozitivan u periodu eksploatacije Projekta, u protivnom projekat će raditi sa gubicima i nije prihvatljiv za investitore. Izvori prihoda leže u komercijalizaciji svih delatnosti Projekta. Osnovne analize u ovom smislu moguće će biti tek po izradi idejnih projekta i poznavanja svih parametara neophodnih za evaluaciju projekta.

7

http://www.recs.org/

http://www.unfccc.int/ghg_data

5 ZAKLJUČAK U radu je dat sažet prikaz Projekta korišćenja voda reke Morave koji je prezentiran u Privrednoj komori Srbije aprila 2008. od strane Inicijalne grupe koju čine autori rada.. Posle kratkog opisa Projekta dato je sadašnje stanje sa podacima o izgrađenim kapacitetima kao i preostalim mogućim lokacijama za izgradnju. Govori se argumentovano o potrebi višenamenskog korišćenja voda reke Morave. Takođe je obrađena tehnička izvodljivost Projekta i njegovo osnivanje. Predlaže se da Vladini organi i organizacije intenziviraju monitoring na terenu i na višem nivou organizuju aktualizaciju podataka kako bi se dokumentacija prevela u više kategorije: iz tehničke u ekonomsku, bruto u neto, neto u tehničku... Predlaže se angažovanje domaćeg preduzetništva i slobodnog kapitala na domaćem i svetskom tržištu novca. Predlažu se modeli finansiranja pri čemu posle izrade većeg broja varijantii scenarija, treba odabrati optimalnu. 6 BIBLIOGRAFIJA /1/ N.Vučinić, Đ.Bjegović, B.Milosavljević, Č.Spaić, Korišćenje voda Velike Morave,Dalje aktiviranje hidroenergetskog potencijala, časopis Elektroprivreda br. 3, 2006. /2/ Inicijativna grupa PKS, Inicijativni projkat korišćenja voda reke Morave,april 2008. /3/ Sl glasnik RS br 55/2003, Zakon o koncesijama /4/ C Walker, A.J. Smith, Privatized Infrastructure the BOT Approach, 1995 /5/ Đ. Bjegović, N. Vučinić, Č. Spaić, B. Milosavljević, Alternativni izvori energije, 4,5. oktobar 2007. Budva, Crna Gora /6/ Đ. Bjegović,n. Vučinić, B. Milosavljević, Č. Spaić, Integralni razvojni projekat sliva reke Resave, EKO JUSTIS I 9-12. juna 2008, Kopaonik

8

R C6 - 03

POBOLJŠANJE POUZDANOSTI DISTRIBUTIVNIH IZVODA UGRADNJOM RASKLOPNE OPREME I PRIKLJUČENJEM DISTRIBUIRANIH IZVORA

Vladica Mijailović Tehnički Fakultet

Čačak KRATAK SADRŽAJ

U radu se na praktičnom primeru (izvod 10kV na području ED Kraljevo, bez mogućnosti dvostranog napajanja) pokazuje uticaj ugradnje pojedinih vrsta rasklopne opreme na pouzdanost napajanja potrošača, preko pokazatelja SAIFI i SAIDI. Takođe, detaljno se analiziraju mogućnosti priključenja postojeće HE Sokolja, instalisane snage 300kW (koja ne radi), i uticaj na pokazatelje pouzdanosti, bez analize nesumnjivo pozitivnog uticaja na ostatak mreže.

Ulazni podaci su autentični: broj potrošača po trafo-područjima, potrošnja u karakterističnim mesecima i podaci o kvarovima uzeti su iz baze podataka. KLJUČNE REČI: Distributivni izvod- pokazatelji pouzdanosti- rasklopna oprema- distribuirani izvori 1. UVOD

Deregulacija i poslovanje na tržišnim principima primoravaju isporučioce električne

energije da maksimalno poboljšaju kvalitet snabdevanja potrošača, u smislu snižavanja broja i trajanja prekida napajanja. Istovremeno, to zahteva od isporučilaca da ulože znatna finansijska sredstva, koja su često ograničena. Opravdanost svake investicije se proverava uporednom analizom potrebnih troškova sa očekivanim uštedama. Tipične mere za poboljšanje pouzdanosti jednog distributivnog sistema ili njegovog dela su: a) nabavka rezervne opreme, za postrojenja i vodove, čime se utiče na vreme trajanja otklanjanja kvarova na nivou sistema ili njegovog dela; b) ugradnja rasklopne opreme na vodovima, čime se snižava broj pogođenih potrošača i skraćuje vreme prekida napajanja potrošača koji se napajaju sa ispravnih deonica. Ovo je mera čijom se realizacijom poboljšava pouzdanost posmatranog voda ili dela sistema. c) priključenje distribuiranih izvora (malih elektrana) na sistem, čime se omogućava dvostrano napajanje pojedinih potrošača. Sa stanovišta pouzdanosti i poboljšanja naponskih prilika ovo je lokalna mera, dok su svi ostali, prvenstveno pozitivni, efekti- globalnog karaktera.

1

U ovom radu biće analizirane mere b) i c) na primeru radijalno napajanog izvoda 10kV na području ED Kraljevo. Stvarna šema izvoda prikazana je na sl.1. Na slici su dati podaci o dužinama pojedinih deonica , broju potrošača koji se napajaju iz pojedinih TS 10/0,4 kV/kV i potrošnji električne energije ( u ) u toku 2008. godine. Radi preglednosti, na sl.2 brojevima su označene deonice i izostavljeni su ugrađeni rasklopni uređaji. Na kraju deonice 53 nalazi se HE Sokolja instalisane snage 300 kW koja ne radi.

kWh

0,86km 0,59km

0,18km 0,6km

1,1km

0,62km

0,6km

0,3km

1,5km 0,47km 0,68km

0,7km

0,81km0,4km

0,34km

0,15km

1,1km

0,8km 0,56km 0,1km 1,7km 1,3km

3,48km

0,25km

0,6km

0,4km

0,03km 1,95km9,8km

0,7km

1,9km

0,2km 0,1km 0,1km

2,58km 1,85km

0,9km 0,116km

0,29km0,15km

1,4km 0,12km 4km 3,2km1km

0,1km0,8km

0,7km

183

164

71

40

58 49 115

57

96

1 81 36

8548

1

3

201

4

3

96

84

61 3191 78 90 29

46

102

34

63

822365780484

96400129180

372350

409366

242972

214382

0,015

88117252410 288422 228641 38363

398583

96080

233837

789563

148657

77701

120726 99594 266007

73069

285125

185400 149959 50201

57439510937

315200

13440

NT

0,1km0,1km

0,1km 0,1km 0,1km 0,1km 0,1km

0,1km

Sl.1 Šema analiziranog izvoda sa naznačenim dužinama deonica, brojem potrošača i potrošnjom električne energije (u kWh) tokom 2008. godine

(NT- napojna tačka)

1

34

5

67

8

9

10

11

12 13

14

1516

1718

19

20

21

2223

24

25

26

27

28

29

3031

32

33

4

35

37

38

39

40

41

42

43

44

45

46

4748

49

5051

52

53

5455

5657

58

59

NT

Sl.2 Šema analiziranog izvoda sa označenim brojevima deonica

2. OSNOVNE POSTAVKE

Kada se dogodi kvar u distributivnoj mreži, najbliži zaštitni uređaj će reagovati da bi se kvar otklonio. Nakon ovoga, zavisno od konfiguracije sistema i vrsta ostale ugrađene rasklopne opreme, može da usledi niz sklopnih operacija da bi se, eventualno, uspostavilo

2

napajanje potrošača na ispravnim deonicama, dok se ne otkloni nastali kvar. Ukoliko se mesto kvara može isključiti prekidačem ili odvajačem (recloser) potrošači na ispravnim deonicama neće ni primetiti da je došlo do kvara. Ako se mesto kvara odvaja od ispravnog dela sistema rastavljačima, trajanje prekida napajanja potrošača na ispravnim deonicama zavisiće od trajanja manipulacije. U analizama koje slede, takođe, usvojićemo praktičnu pretpostavku da je verovatnoća reagovanja automatskih sklopnih uređaja jednaka 1. Prema raspoloživim podacima iz velikog broja pogonskih statistika, verovatnoća ispravnog reagovanja u gradskim sredinama je veća od 0,985 , dok je verovatoća ispravnog reagovanja u ruralnim područjima- . 0 95,≥ Utvrđivanje mera koje će biti preduzete radi poboljšanja pouzdanosti može se zasnivati: 1) na postizanju definisanih vrednosti željenih pokazatelja pouzdanosti, bez obzira koliko će to da košta ili 2) na analizi troškova i šteta uz poštovanje ograničenja u smislu finansijskih sredstava koja stoje na raspolaganju. U analizama koje slede biće računate vrednosti dva pokazatelja- SAIFI i SAIDI. Pokazatelj SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) predstavlja prosečan broj dugotrajnih prekida (sustained) napajanja potrošača tokom analiziranog perioda (obično godina). Računa se kao količnik ukupnog broja potrošača koji su ostajali bez napajanja u toku jedne godine i ukupnog broja potrošača na području koje se analizira:

1i i i ii i

T T

f N NSAIFI ,

N N g

λ⋅ ⋅⎛

= ≈ ⎜⎝ ⎠

∑ ∑od

⎞⎟

i

(1)

gde su: if ,λ - učestanost i intenzitet prekida i , respektivno. U praktičnim proračunima se obično

umesto if koristi podatak za iλ , jer se vrednosti ova dva pokazatelja neznatno razlikuju;

iN - broj potrošača koji su ostali bez napajanja prilikom prekida i ,

TN - ukupan broj potrošača na analiziranom području. Indeksom i obuhvataju se svi prekidi koji su se dogodili tokom jedne godine. Za dati broj potrošača, jedini način da se poboljša vrednost pokazatelja SAIFI je da se smanji broj prekida. Pokazatelj SAIDI (System Average Interrruption Duration Index) predstavlja prosečno trajanje dugotrajnih prekida napajanja potrošača tokom analiziranog perioda (obično godina). Računa se kao količnik zbira ukupnog trajanja prekida napajanja u toku jedne godine i ukupnog broja potrošača na području koje se analizira:

i i i i i ii i

T T

f r N r NminSAIDI ,

N N god

λ⋅ ⋅ ⋅ ⋅⎛

= ≈ ⎜⎝ ⎠

∑ ∑ ⎞⎟ (2)

gde je - trajanje prekida napajanja tokom događaja izraženo u minutama. Ostale oznake imaju isto značenje kao u (1).

ir i

Za dati broj potrošača, vrednost pokazatelja SAIDI se može poboljšati ili smanjenjem broja prekida ili skraćenjem trajanja prekida.

Primera radi, za distributivne vodove u SAD prosečne vrednosti ovih pokazatelja za period 2000.- 2004. godina su: 1 489 prek.SAIFI , god= , 1 919 hSAIDI , god= .

Na analiziranom izvodu ima ukupno 2101TN = potrošača, koji su u toku 2008. godine potrošili kWh. Maksimalno opterećenje izvoda je oko 7 834 970 2 MW . Ukupna dužina svih deonica na izvodu je 53,276km.

3

Analize će biti urađene uz uslov da se minimizira trajanje prekida napajanja na posmatranom izvodu. Potpunosti radi, navešćemo i orijentacione nabavne cene pojedinih sklopnih aparata: - prekidač 10kV- 3200 €, - uklopka (recloser) 10kV- 12000 €, - rastavljač 10kV- 800 €, - automatizacija postojećeg rastavljača radi dobijanja daljinski upravljivog rastavljača- 5000 €.

Usvojeno je da je intenzitet kvarova nadzemnih vodova 10 02,km,god

λ = (nepovoljna

vrednost) a da je vreme trajanja otklanjanja kvara 4r h= . Vreme potrebno za manipulaciju rastavljačima je , a vreme manipulacije rastavljačima sa daljinskim upravljanjem-

. Napojna TS je idealno pouzdana. 1mr = h

in10mr m= 3. REZULTATI ANALIZA Rezultati koji su dati odnose se na čitav izvod a ne na ogranke pojedinačno.

Najpre ćemo objasniti kako su računati pokazatelji , i neisporučena električna energija. Posmatrajmo izvod na sl.3, na čijem početku je ugrađen prekidač.

SAIFI SAIDI

A1 1 1, N ,Wλ 2 2 2, N ,Wλ

Sl.3 Šema radijanog izvoda

Razmatra se ugradnja rastavljača u tački A . Neka su: 1λ - intenzitet kvarova deonice od

prekidača do tačke A , - broj potrošača na ovoj deonici koji tokom godine potroše 1N

( )1W kWh električne energije. Veličine koje se odnose na deonicu desno od tačke A označene

su indeksom 2. Vreme otklanjanja kvarova je ( )r h , a vreme potrebno za manipulaciju

rastavljačem . ( )mr hPre ugradnje rastavljača, pokazatelji pouzdanosti su:

( ) ( )1 1 2 2 1 2

01 2

N N N NSAIFI

N Nλ λ

1 2λ λ⋅ + + ⋅ +

=+

= + (3)

( ) ( ) ( )1 1 2 2 1 2

01 2

r N N r N NSAIDI r

N Nλ λ

λ λ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅ +

=+ 1 2= + ⋅ (4)

a neisporučena energija u toku godine je:

( ) ( ) ( ) ( )1 1 2 2 1 2 1 2 10 8760 8760neisp ,

r W W r W W r W WW

λ λ λ λ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅ +Δ = = 2 (5)

Ugradnja rastavljača u tački A nema uticaja na pokazatelj . Međutim, ugradnja prekidača bi dovela do smanjenja njegove vrednosti, jer tada kvar desno od tačke

SAIFIA ne bi

uzorokovao prekid napajanja potrošača na prvoj deonici.

4

Ugradnja rastavljača će kao rezultat imati smanjenje vrednosti pokazatelja i smanjenje količine neisporučene električne energije:

SAIDI

( )1 1 2 2 1 2 2 2 1 2

1 11 2 1 2

m mr N N r N r N r N r NSAIDI rN N N N

λ λ λ λ λλ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ 2⋅ ⋅ + ⋅ ⋅

= = ⋅ ++ +

(6)

( )1 1 2 2 1 2

1 8760m

neisp ,

r W W r W r WW

λ λ λ⋅ ⋅ + + ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅Δ = 2 (7)

Uočimo da su:

( )20 1

1 2

mr r NSAIDI SAIDI

N Nλ 1⋅ − ⋅

− =+

(8)

( )2

0 1 8760m

neisp , neisp ,

r r WW W

λ ⋅ − ⋅Δ − Δ = 1 (9)

3-a) Početni slučaj: na izvodu nema rasklopne opreme Bilo koji kvar dovodi do ispada čitavog izvoda. Za ovaj slučaj pokazatelji su:

1 06552 prek.SAIFI , god= , godh,SAIDI 270084= . Očekivana neisporučena električna

energija potrošačima je . kWh,163819 3-b) Na početku deonice 4 ugrađen prekidač (ovaj prekidač tu već postoji) (ovo je ogranak sa deonicama 4 32, ka TS KV-3) ÷Na ovom ogranku ima ukupno 1013 potrošača koji u toku godine potroše 3 kWh. U slučaju nastanka kvarova na ovom ogranku bez napajanja će ostati samo ovi potrošači, odnosno ovi kvarovi neće uzrokovati reagovanje prekidača u napojnoj TS. Za ovaj slučaj pokazatelji su:

869 587

0 926733 prek.SAIFI , god= , godh,SAIDI 634163= .

Na ovaj način poboljšana je pouzdanost napajanja potrošača koji se napajaju preko deonice 33. 3-c) 3-b)+ na početku deonice 50 ugrađen prekidač (ovaj prekidač tu već postoji) (ovo je ogranak sa deonicama 33 59, ka Goču) ÷U slučaju nastanka kvarova na ovom ogranku bez napajanja će ostati potrošači desno od prekidača (254 potrošača koji troše 1097185 kWh ) . Za ovaj slučaj pokazatelji su:

0 723308 prek.SAIFI , god= , godh,SAIDI 918922=

Postojeće rešenje nije najpovoljnije tako da će u nastavku biti urađene analize radi određivanja najpovoljnijih lokacija prekidača i rastavljača. Usvojeni kriterijum je minimalno vreme trajanja prekida napajanja. 3-d) Određivanje najpovoljnijih lokacija prekidača Jednostavnim pretraživanjem mogućih lokacija utvrđuje se da su najpovoljnije kolacije za postavljanje prekidača početak deonice 10 i početak deonice 37. Za ovaj slučaj pokazatelj SAIDI ima vrednost: god

h,SAIDI 9181= . Očekivana neisporučena električna energija

potrošačima je . U odnosu na rešenje 3-a), za cenu električne energije od 0,05 €, kWh,461715

5

ušteda na godišnjem nivou je 105 €, a u odnosu na rešenje 3-c)- 50 €. Očito je da za nabavnu cenu dva prekidača od, ukupno, 6400 €, i za usvojenu cenu električne energije smanjenje štete zbog neisporučene električne energije ne predstavlja ekonomsko opravdanje za njihovu nabavku. Međutim, ostvarena vrednost za SAIDI je u okvirima svetskog proseka. 3-e) Određivanje najpovoljnijih lokacija rastavljača Za slučaj da su prekidači postavljeni na početku deonice 10 i na početku deonice 37, najpovoljnije lokacije za postavljanje rastavljača su na početku deonice 24 i na početku deonice 52. Za slučaj da su postavljeni obični rastavljači vrednost pokazatelja SAIDI je

godh,SAIDIR 68331= , a ako se postave daljinski upravljivi rastavljači- 61821,SAIDI DUR =

godh . Za prvi slučaj ušteda na godišnjem nivou je 10,5 €, a za drugi- 13,4 €.

3-f) Analiza za slučaj priključenja male elektrane preko deonice 53 Kao što je već rečeno, postojeća elektrana instalisane snage 300 ne radi. Iz razloga sigurnosti, pretpostavićemo da elektrana može trajno da radi sa snagom od 25 , odnosno

da može da proizvede

kW0 kW

2190 000 kWhgod . Ova energija je znatno veća od energije koju troše

potrošači na deonicama 50 , ali pošto podatak o maksimalnoj snazi nije poznat, analiza koja sledi se ne može smatrati pouzdanom.

59÷

Dakle, ako se preko deonice 53 priključi mala HE koja može da radi sa snagom od i ako su realizovana rešenja 3-d) i 3-e): 250 kW

- kvarovi između prekidača na početku deonice 37 i rastavljača na početku deonice 52 dovešće do prekida napajanja, u trajanju od 4 potrošača između pomenutih prekidača i rastavljača, dok će potrošači na deonicama

h5952 ÷ biti bez napajanja onoliko vremena koliko

je potrebno da se otvori rastavljač na početku deonice 52, a nakon toga se nastavlja njihovo napajanje iz male HE. - kvarovi desno od rastavljača na deonici 52 dovešće do prekida napajanja ovih potrošača u trajanju od , dok će potrošači levo od ovog rastavljača biti bez napajanja dok se rastavljač ne otvori.

4h

Ako je na početku deonice 52 postavljen običan rastavljač- godh,SAIDIR 4881= , a ako

je postavljen daljinski upravljiv rastavljač- godh,SAIDIDUR 4131=

4. ZAKLJUČAK U radu je dat pregled rezultata za slučaj da se na srednjenaponskom izvodu izvrši ugradnja pojedinih vrsta rasklopne opreme ili da se izvrši priključenje male elektrane. Ako je kriterijum odlučivanja visina štete zbog neisporučene električne energije, ugradnja rasklopne opreme nije ekonomski opravdana. Ne može se sa sigurnošću tvrditi u kakvom stanju se nalazi mala HE. Pod prethodno usvojenom pretpostavkom da može trajno da radi sa snagom od 250 kW, elektrana bi godišnje donosila prihod od oko 5001090500001902 =⋅ , €. 5. LITERATURA

[1] J.Nahman, V. Mijailović, “Pouzdanost sistema za distribuciju električne energije”, Akademska misao, Beograd, 2009.

6

Rad je rezultat rada na projektu TR 17001, Pouzdanost deregulisanih distributivnih

sistema, koji u okviru programa Tehnološkog Razvoja finansira Ministarstvo nauke Republike Srbije. ABSTRACT IMPROVING THE RELIABILITY OF DISTRIBUTION FEEDER BY INSTALLING THE SWITCHING EQUIPMENT AND CONNECTING THE DISTRIBUTED RESOURCES

On practical example (10 kV feeder on the area of Electric Power Company Kraljevo , without possibility of back-up supplying), the influence of installing different kinds of switching equipment on reliability of customers supply by calculation SAIFI and SAIDI indices has been presented in the paper. Similarly, the effect of connecting the small hydro-electric power plant “ Sokolja ” on relibility indices has also been analyzed.

The input data are authentic: the number of customers, electrical energy consumption over previous year and the data on failures have been taken from the data-base.

7

Р Ц6 - 04

МЕРЕЊЕ ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ У ДИСТРИБУИРАНИМ И ОБНОВЉИВИМ ИЗВОРИМА ЕНЕРГИЈЕ

Н. ГАШИЋ,* ЈП ЕПС-Дирекција за дистрибуцију електричне енергије,

Београд М. НИКОЛИЋ, ЈП ЕПС – ПД Југоисток, Ниш

КРАТАК САДРЖАЈ У реферату се даје осврт на питања избора и коришћења мерне инфраструктуре за мерење електричне енергије при прикључењу и раду обновљивих и дистрибуираних извора електричне енергије у електроенергетској мрежи. Питања из ове области се групишу и обрађују по следећој структури: - опис и основне карактеристике обновљивих и дистрибуираних извора електричне енергије,

- избор мерне опреме према врсти извора електричне енергије, захтевима тарифних система и оптимизацији у избору мерених величина,

- пренос мерних података и избор комуникационих путева у системима за даљинско очитавање и управљање (АМR/АММ/АМI),

- функције и избор мерних уређаја и апликације у SMART GRID архитектури.

У раду се посебно специфицирају решења примењена за рад малих хидроелектрана /МХЕ/. Кључне речи: дистрибуирани и обновљиви извори ,електрична енергија и снага, мерење електричне енергије, мерни уређаји, функционални захтеви. 1. УВОД Програми енергетске ефикасности, штедња енергије, глобални захтеви за смањење загађења и санацију еколошких прилика , довели су до масовног укључења у електроенергетску мрежу низа дисперзираних генераторских инсталација. *Никола ГАШИЋ, ЕПС- Дирекција за дистрибуцију ел. ен., Војводе Степе 412, Београд

1

У општем приказу ови производни извори се групишу на: - дистрибуирану производњу (DG), - обновљиве изворе енергије и - когенеративне изворе. Посебно се дефинишу тзв. SMART GRID /“паметна мрежа“/ системи – то су дистрибутивне мреже у склопу глобалне мреже са дистрибуираним изворима , које се даљински надгледају и управљају, укључујући све изворе, преносне путеве и потрошњу, деловањем одговарајуће комуникационе и управљачке инфраструктуре. Обновљиви извори енергије су извори који се налазе у природи и обнављају се у целости или делимично – као што су енергија сунца, ветра и воде. Дистрибуирани извори су генератори - модуларне јединице распоређене по дистрибутивној мрежи снаге до 10 МW. Термини – обновљиви и дистрибуирани извори – су блиско везани , пошто у дистрибуиране изворе спадају скоро сви обновљиви извори по стандардизацији IEEE , односно директиви ЕU. Ефекти примене обновљивих и дистрибуираних извора су:

-коришћење природних извора енергије и смањење употребе фосилних горива односно нивоа загађености, -побољшање напонских прилика у мрежи, -избегавање преоптерећења, -смањење губитака, -изравнање дијаграма оптерећења, -побољшање поузданости напајања потрошача електричном енергијом.

Регулатива ЕУ је предвидела Директивом 2001/77/EC да се до 2020 г. у билансу електричне енергије у земљама чланицама 20% енергије добија из обновљивих извора уз 20% мању емисију СО2. Домаћим законима је предвиђено да је дистрибутер електричне енергије дужан да преузме целокупну електричну енергију произведену од стране повлашћених произвођача електричне енергије , тј. оних који у процесу производње користе обновљиве изворе енергије , снаге до 10 МW. Предвиђене су и одговарајуће мере за бржу инплементацију ових извора у енергетске системе. Мале количине енергије произведене на неколико хиљада различитих локација представљају велики и трајан извор енергије и исте је потребно укључити и повезати на електроенергетску мрежу. Ефикасни мерни системи представљају основни технички предуслов за реализацију ових захтева. 2.ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТСКЕ КАРАКТЕРИСТИКЕ ПРОИЗВОДНИХ ЈЕДИНИЦА ДИСТРИБУИРАНИХ И ОБНОВЉИВИХ ИЗВОРА ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ СА ПРЕГЛЕДОМ МЕРНИХ ФУНКЦИЈА 2.1. ВЕТРОГЕНЕРАТОРИ И ВЕТРОЕЛЕКТРАНЕ Ветрогенератори користе обновљиви еколошки извор – ветар за производњу електричне енергије и у новије време има све интензивнију примену у електроенергетским системима у свету. Електрична енергија се испоручује електроенергетским системима или изолованим – острвским потрошачима.

2

Снага ових извора се креће од неколико кW до 5 МW, у новије време и 7 МW, а у испитивању су и јединице од 10 МW. Генератори могу бити синхрони, али су у најчешћој примени разне изведбе асинхроних генератора. Прикључују се директно на дистрибутивну мрежу 0,4 кV, 10 кV, 20 кV и 35кV, односно 110 кV у случају ветро- паркова са већим снагама, при чему се поједини агрегати кабловским водовима и AC-DC-AC конверторима повезују преко заједничких сабирница и трансформаторских станица на мрежу. Мерним системом треба омогућити функције:

- мерење активне електричне енергије и снаге, - мерење реактивне електричне енергије и снаге - двосмерно /IV-

квадрантно, (Овакво мерење је неопходно с обзиром да је за рад ветрогенератора потребно предвидети компензациона постројења ради генерисања реактивне енергије или се иста обезбеђује из ЕЕ система, поготово за рад асинхроног генератора.)

- мерење властите потрошње ветроелектране, - регистровање профила оптерећења за све обрачунске величине,(активна

и реактивна енергија,снага), струје и напоне по фазама, са периодом интеграције 5, 15, 30 и 60 мин.-програмибилно,

- регистровање квалитета напона и THD фактора, - контролно мерење обрачунских елемената, - меморисање и пренос података до обрачунског односно центра даљинског очитавања и управљања и друго према условима рада електране.

2.2. МАЛЕ ХИДРОЕЛЕКТРАНЕ /МХЕ/ МХЕ обухватају производне јединице снаге до 10 МW са класификацијом према снази на тзв. микро ХЕ снаге до 100 кW и мини - снаге до1000 кW . МХЕ се користе као основно напајање у острвском раду , или уобичајено у паралелном раду са дистрибутивном мрежом. Прикључење на дистрибутивну мрежу се изводи на напонском нивоу 0,4 кV или 10 кV. Уобичајено се користе асинхрони генератори као производне јединице мање снаге , док се за веће снаге користе и синхрони генератори. Код паралелног рада са дистрибутивном мрежом асинхроном генератору је потребна реактивна компонента струје за магнећење из спољног извора, а то је сама мрежа односно ЕЕС, као и посебан извор – кондензаторска батерија. Мерним системом треба омогућити функције:

- мерење активне електричне енергије и снаге сваког агрегата, - мерење реактивне електричне енергије и снаге - двосмерно односно ИВ-

квадрантно - мерење властите потрошње МХЕ - сумарно мерење на месту примо – предаје, - регистровање профила оптерећења за све обрачунске величине,(активна

и реактивна енергија), струје и напоне по фазама, са периодом интеграције 5, 15, 30 и 60 мин. или обрачунски период - програмибилно,

- регистровање квалитета напона и THD фактора, - контролно мерење обрачунских елемената, - меморисање и пренос података до обрачунског места односно центра

даљинског очитавања и управљања и друго према условима рада електране.

3

2.3.СОЛАРНИ ИЗВОРИ ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ Фотонапонска конверзија представља директну трансформацију светлосне енергије у електричну. У новије време су се развили значајни фотонапонски системи, често у хибридној спрези са другим изворима енергије, као што су агрегати на дизел гориво, акумулатори за складиштење енергије, турбине на ветар или мале ХЕ. Соларни системи у новије време се повезују са ЕД мрежом и испоручују јој вишкове електричне енергије и напајају потрошаче на локацији самог система. Једносмерна струја добијена у соларним модулима претвара се у наизменичну помоћу инвертора излазне снаге од 100 W до 32 кW уз конверзиону ефикасност изнад 90%. Соларни системи су нарочито значајни на нивоу решења тзв. „паметних кућа“/SMART HOME/ односно дистрибуираних производних капацитета на ниско напонском нивоу , уз примену сложених система мерења и управљања. Системом мерења електричне енергије треба обухватити:

- мерење активне електричне енергије и снаге у оба смера , - мерење реактивне електричне енергије и снаге - двосмерно, односно

четвороквадрантно, - мерење властите потрошње, - сумарно мерење на местима примопредаје, - регистровање профила оптерећења за све обрачунске величине,(активна

и реактивна енергија), струје и напоне по фазама, са периодом интеграције 5, 15, 30 и 60 мин. или обрачунски период -програмибилно,

- регистровање квалитета напона и THD фактора, - контролно мерење обрачунских елемената, - меморисање и пренос података до обрачунског места односно центра

даљинског очитавања и управљања и друго према условима рада, - обезбеђење информације потрошачу/купцу о производњи и раду

агрегата. 2.4.СИСТЕМИ ЗА АКУМУЛИРАЊЕ ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ Ови системи имају исту улогу у ЕД мрежама као и реверзибилне ХЕ у електроенергетским системима. Они акумулирају електричну енергију у периодима мањих цена или када је то потребно ради поузданости у снабдевању , са малим снагама 1-2 кW за UPS уређаје, па до постројења и до 30 МW, ради резервног напајања, смањења вршног оптерећења , смањења оптерећења водова и побољшавања напонских прилика . Оваква примена је типична за системе дистрибуираних извора напајања. Системом мерења електричне енергије треба обухватити:

- мерење активне електричне енергије и снаге у оба смера , - мерење реактивне електричне енергије и снаге - двосмерно односно IV-

квадрантно, - мерење властите потрошње постројења, - сумарно мерење на месту примо – предаје, - регистровање профила оптерећења за све обрачунске величине,(активна

и реактивна енергија), струје и напоне по фазама, са периодом интеграције 5, 15, 30 и 60 мин или дужи период -програмибилно,

4

- регистрација квалитета напона и THD фактора – ради коришћења инвертора AC/DC,

- контролно мерење обрачунских елемената, - меморисање и пренос података до обрачунског места односно центра

даљинског очитавања и управљања и друго према условима рада.

2.5.ОСТАЛИ ИЗВОРИ Остали извори који раде на бази коришћења биомасе, геотермалне енергије, енергије морских таласа, горивних ћелија и других сличних ресурса, снаге од неколико кW до десет МW , користе мерну опрему и системе у зависности од снаге извора, локације, намене и услова електроенергетске мреже на коју се овакви извори прикључују. 2.6.КОГЕНЕРАТИВНА ПРОИЗВОДЊА ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ Когенеративна производња подразумева употребу генератора за производњу електричне енергије уз истовремено добијање толлотне енергије за потребе индустрије и даљинског грејања. Такви дистрибуирани генератори значајно побољшавају енергетску економичност и поузданост коришћењем чак и извора малих јединичних снага и на локалном нивоу. Мерење електричне енергије, и у овако интегрисаним производним капацитетима у дистрибутивну мрежу, је основа за рад и управљање целокупним системом . Мерни систем треба да омогући мерење предате електричне енергије и снаге, како активне тако и реактивне, а нарочито преузете енергије ради високог нивоа властите потрошње, (рад пумпи за испоруку топле воде, напајање сигурносних система , дробиличких и транспортних уређаја исл.). У оквиру мерних функција посебно је важна функција регистровања профила оптерећења на 15 - минутном, сатном, дневном и обрачунском нивоу, ради флуктуирајућег нивоа произведене електричне енергије. 2.7.SMART GRID – МЕРЕЊА Функционисање тзв. „паметних мрежа“ /SMART GRID/ као најсавременијег концепта дистрибутивне мреже је незамисливо без инсталације SMART METERING и АМI /Advanced metering infrastructure/ система за мерење токова енергије и управљање мрежом. Интеграција дистрибуираних енергетских извора и микрогенератора, индивидуализација мрежа и тарифни модели либерализованог тржишта енергије, мерење квалитета у сервису и напајању енергијом, те евалуација трошкова испоруке електричне енергије – захтеви су који се постављају за ефикасан рад метролошке опреме и система. Уобичајени су метролошки захтеви: - IV-квадрантно мерење активне и реактивне енергије и снаге, - мерење напона, струје и активне снаге на текућем нивоу, - меморисање падова напона, нестанка напајања, THD фактора, - регистрација профила оптерећења, - лимитација снаге и енергије локално или у систему АММ, - адаптибилност и интероперабилност комуникационе инфраструктуре, - обезбеђење тарифних модела по систему ТOU /Time of use/, - мултифункцијско мерење других протока –воде , гаса, топлоте, - обезбеђење информисања /HOUSE DISPLAY/ потрошача/ купца.

5

3. МЕТРОЛОШКЕ КАРАКТЕРИСТИКЕ ОПРЕМЕ ЗА МЕРЕЊЕ ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ Избор и техничке карактеристике опреме за мерење електричне енергије зависе од више фактора од којих истичемо: - број генератора, појединачна и укупна инсталисана снага, производња електричне енергије, - напонски ниво прикључка на енергетску мрежу, - острвски или пралелан рад у ЕД мрежи, - функције мерних уређаја са аспекта заштите постројења, даљинског управљања , надзора и мониторинга, - интегрисаност генератора у системе „паметних мрежа“, - одредбе регулативе за испоруку електричне енергије, - одредбе тарифних правила за приступ и коришћење система за пренос и дистрибуцију електричне енергије, - карактер мерног места , обрачунско или контролно, - спецификација мерних функција за обрачун преузетих количина енергије, квалитет напона у смислу прописаних услова и друго. За мерење токова електричне енергије у општем смислу се користе: - струјни /СМТ/ и напонски /НМТ/ мерни трансформатори, - бројила активне и реактивне електричне енергије са интегрисаним функцијама , - системи за даљинско мерење и управљање. У даљем тексту дајемо преглед типских техничких карактеристика наведене мерне опреме. 3.1.СТРУЈНИ И НАПОНСКИ МЕРНИ ТРАНСФОРМАТОРИ Техничке карактеристике СМТ (0,4, 10, 20 и 35 кV ): - Iprim- према снази генератора односно електране, - Isec= 5А, - Оптерећење (обавезно мерно и заштитно језгро): мерни намотај -снага 5-15 VА, кл. 0,5 за проток испод 10 GWh/год. и кл.0,2 изнад 10 GWh, Fs≤ 5; Заштитни намотај: снага 10-45 VА, кл.5P10. Производне јединице снаге до 50 кVА не захтевају употребу СМТ уз коришћење бројила са максималном струјом ≥ 60 А. Техничке карактеристике НМТ (10, 20 и 35 кV): Преносни однос:[10(20,35) ⁄ √3 : 0.1 / √3 : 0,1 / 3 кV] Оптерећење: мерни намотај 20 VА, кл.0,5 за проток испод 10 GWh/год, и кл. 0,2 изнад 10 GWh/год , заштитни намотај - снага до 90 VА, кл. 3P. 3.2.БРОЈИЛА ЕЛЕКТРИЧНЕ ЕНЕРГИЈЕ Уважавајући развој и могућности савремених бројила произведених на бази микропроцесорских технологија, као и сложене захтеве за мерењем електричне енергије и снаге генераторских јединица, код нових објеката или оних који се реконструишу, у примени су искључиво електронска /дигитална/ бројила са основним функцијама и техничким карактеристикама које наводимо у даљем тексту.

6

Основне функције бројила: Бројило припада групи мултифункцоналних уређаја који омогућују поред основне функције мерења активне, реактивне енергије и максималне средње снаге и низ других функција, као што су управљање тарифама, комуникацију са спољним уређајима, (ручни терминали, PC рачунари, концентратори, PLC, RF и GPRS модеми, интеграција у системе "SMART GRID", "SMART HOME" и сл. ), складиштење и обрада статистичких података , памћење посебних догађаја, мониторинг напона, струја и фактора снаге по фазама, заштита од неовлашћеног приступа итд. Основне техничке карактеристике бројила: - Класе тачности: 0.2S, 0.5S, 1 и 2 за активну енергију и 1, 2(3) за реактивну енергију,

- Номинални напон: 3x (57.7/100 - 230/400) V, - Ib/Imax: 5/6А и 5/60-100А, - Фреквенција: 50Hz, - Константа: 500(5000) imp/kWh,кVАrh-електрични излаз;1000(10000) imp/кWh,кVАrh-оптички излаз, - Мерење енергије у сва четири квадранта:

+А, -А, +Rи, -Rи, +Rc, -Rc, кWh, кVАrh, до 4 тарифе, односно 24 регистра, - Мерење снаге у сва четири квадранта: +А, -А, +Rи, -Rи, +Rc, -Rc; кW, кVАr, до 4 тарифе, односно 24 регистра, - Очитавање се може извршити: аутоматски на крају текућег месеца или дефинисаног дана у месецу, мануелно помућу тастера или форматираном командом. - Након извршене кумулације памте се подаци у EEPROM-у за задњих 12 износа са датумом и временом када је иста извршена. - Остале мерене виличине : струје по фазама ,напони по фазама, фактори снаге по фазама, мрежна фреквенција, тренутна снага и хармонијска изобличења (THD). - Профили оптерећења: Бројило региструје профиле оптерећења: +А, -А, +Rи, -Rи, +Rc, -Rc; кW, кVАr, опционо и вредности напона и иструја у трајању најмање 45 дана са 15-мин интеграцијом. - Управљање тарифама: Могућност урављања до четири тарифе, независно дефинисање тарифа за енергетске регистре и регистре максималне средње снаге, једна годишња табела сезона и дневнe табелe према захтевима тарифних система - Комуникација: Локална комуникација: оптички интерфејс по IEC стандардизацији, Екстерна комуникација: RS 232 , RS 485, опционо М-BUS интерфејс. -Обавезна је заштита података. -Kоришћење OBIS кода по IEC стандарду. -Комуникациони протоколи задовољавају принцип интероперабилности бројила разних произвођача. - Интегритет мерења: Евиденција и сигнализација нарушавања интегритета мерења - отварање доњег или горњег поклопца, промена веза, замена батерије, параметрирање и слично.

7

- Часовник реалног времена и календар: Бројило поседује интерни часовник са програмабилним календаром времена. - Обавезно је резервно напајање - батерија или супер кондензатор. Тачност је у границама: ± 0.5 sec/дан. - Трајање интеграционог периода: Интеграциони период је програмибилан са временима 5, 10, 15, 30 и 60 минута. - Параметризациja: Програмом параметризације су обухваћени следећи параметри: идентификација, редослед приказа величина на LCD , фреквенција импулсних излаза (константе), конфигурисање (екстерна тарифа, комуникациони параметри, садржај меморијских регистара), време и датум, прелаз лето-зима, управљање тарифом итд.

3.3.СИСТЕМИ ЗА ДАЉИНСКО МЕРЕЊЕ И УПРАВЉАЊЕ Систем даљинског мерења и управљања на електренергетском подручју коме припада неки од описаних извора електричне енергије подразумева комбиновану IP мрежу са командним и извршним уређајима: Мрежа објекта - дистрибуира сервис унутар објекта. Постоји много различитих типова ових мрежа. Заједнички захтев је да морају бити широког опсега преноса. Чине је широкопојасни PLC модеми као и кабловска технологија на чијим улазима стижу дигитални сигнали извршних уређаја, (smart бројила, контактори, терморегулатори, корачни мотор за видео камере, мерачи разних протока, микропроцесорске заштите итд.). PLC модеми раде као мост или рутер који одговара свим захтевима приступне, преносна мреже, односно мрежном центру управљања са корисничким програмом и билингом. Приступна мрежа - је линк од даваоца сервиса до појединих корисника. Чини је углавном бежична технологија која омогућује сигуран рад у дистрибуираном саобраћајау. Преносна мрежа - је комбинација постојећих IP мрежа и наменски изграђених мрежа, односно микроталасних система оператера за магистрални пренос. Мрежни центар управљања са корисничким програмом и билингом - је мрежни интерфејс (network interface) одговоран за декодирање долазних сигнала (података) и њихов пренос ка одговарајућој излазној јединици. Пошто је систем двосмеран мрежни центар декодује захтеве корисника (тастатура, миш, даљински управљач, IR декодер итд.) у одговарајуће командне сигнале за преносну мрежу и даље до мреже објекта, односно извршних уређаја-Smart бројила, контактори, терморегулатори, корачни мотори за позиционирање видео камера, микропроцесорске заштите итд. 4.ОСВРТ НА СТАЊЕ МЕРЕЊА У МХЕ У постојећим МХЕ у Србији , које су најчешће у власништву ЈП ЕПС, мерење електричне енергије се обавља углавном помоћу електромеханичких бројила, једнотарифним и двотарифним , са или без показивача максимума активне снаге. У неким електранама се не мери реактивна енергија, а врло ретко се мери реактивна снага. Мерни трансформатори су често са једним језгром, не постоје контролна мерила и сл. Мерни уређаји нису предвиђени за системе даљинског очитавања и управљања. МХЕ су углавном са посадом , па су очитања директна уз месечну доставу очитаних вредности службама за обрачун. Постојећи тарифни систем је

8

рестриктиван у интерним економским односима, а не постоји или је дестимулативан за објекте који треба да се граде и укључују на мрежу Постоје неусклађености у тарифним системима у третману преузете енергије из МХЕ у погледу услова за приступ на мрежу, мерења максималних снага, времена интеграције , одређивања губитака , неусклађености у препорукама и стандардима у оквиру електропривредних делатности и слично. Сва ова питања су у току решавања од стране надлежних органа , укључујући и друга питања релевантна за бржу изградњу нових МХЕ и побољшању енергетске ефикасности у целини. 5.ЗАКЉУЧНА РАЗМАТРАЊА 5.1. Нови објекти за производњу електричне енергије из обновљивих извора и нови дистрибуирани извори електричне енергије, као и они који се реконструшу, треба да буду опремљени мерним уређајима према спецификацијама које омогућују функционисање у условима даљинског управљања и очитања, односно, генерално припремљени за рад у SMART GRID и АМI окружењу. 5.2. На домаћем плану убрзати доношење системских прописа и конкретних мера за реализацију пројеката за производњу електричне енергије из обновљивих извора, као и интеграцију дистрибуираних извора у електроенергетску мрежу , чиме ће се унапредити и стање метрологије у овој области. 5.3. Извршити ревизију, допуну и усаглашавање постојећих интерних стандарда у електропривредној делатности са аспекта метролошких услова за прикључење предметних објеката на електроенергетску мрежу, услова за рад у систему, дефинисати тарифне принципе и друго. 6.ЛИТЕРАТУРА 1 А European Strategic Energy Technology Plan (SET-Plan),Brussels, Nov. 2007 2.IEC стандарди из области мерења електричне енергије 3.Др.М.Б.Ђурић, Др.А.Р.Чукарић, Ж.Ђуришић – ЕЛЕКТРАНЕ, Београд 2004 4.Техничка препорука бр.16, ПД ЕД Србије 5.Интерни стандард бр.10, ЈП ЕПС/ ЕМС 6.Регулатива о приступу на мреже, услови за испоруку електричне енергије, тарифни системи

9

R C6 - 05

Uticaj distribuiranih generatora na regulaciju napona srednjenaponskih vodova

Jordan Radosavljević* i Miroljub Jevtić Fakultet tehničkih nauka, Kosovska Mitrovica

SRBIJA

Kratak sadržaj: Distribuirani generatori većih snaga mogu značajno uticati na napone distributivnih mreža u kojima su priključeni. U radu se razmatra uticaj distribuiranih generatora na regulaciju napona srednjenaponskih (SN) vodova pomoću regulacionih transformatora sa regulacijom napona pod opterećenjem. Analizirani su različiti scenariji u pogledu konfiguracije SN vodova, opterećenja, lokacija i snaga distribuiranih generatora.

Ključne reči: regulacija napona, regulacioni transformator, SN vod, distribuirani generator.

1. Uvod

Regulacija napona u srednjenaponskim (SN) distributivnim mrežama vrši se pomoću regulacionih transformatora sa regulacijom napona pod opterećenjem (RTRPO). To su transformatori VN/SN u korenu SN mreža. Regulacija se izvodi promenom broja zavojaka na strani višeg napona pomoću regulacionog prekidača sa regulacionim otcepima [1,2,3,4]. Veličina koja se kontroliše je napon na SN sabirnicama transformatora u cilju održavanja napona u regulacionim tačkama distributivne mreže unutar tehničkih granica. Primarna posledica regulacije napona je držanje napona na SN sabirnicama na zadatoj vrednosti a sekundarna i suštinksa posledica je komenzacija pada napona u SN mreži u cilju održavanja napona na potoršačima u dozvoljenim granicama.

Uključivanje distribuiranih generatora (DG) uzrokuje promenu tokova snaga čime se može znatno premeniti faktor snage na sekundaru VN/SN transformatora. Ove promene mogu uticati na dejstvo (efikasnost) regulatora napona na kompenzaciju pada napona . Zbog toga je neophodno koordinisati delovanje DG i RTRPO.

U ovom radu se razmatra regulacija napona SN mreže pomoću transformatora sa regulacijom pod opterećenjem i kako na tu regulaciju deluju DG.

2. Klasična regulacija napona SN voda

Zadatak RTRPO se može postaviti na dva načina:

1

Prvi, jednostavniji način je da omogući održavanje konstantne vrednosti napona na SN sabirnicama RTRPO. U daljem tekstu će se ovaj način regulacije označavati sa: regulacija tipa A

Drugi složeniji zadatak je kontrola napona SN sabirnica tako da se izvrši kompenzacija pada napona jedinstvenog SN voda u cilju održavanja konstantne vrednosti napona u regulacionoj tački na kraju voda. U daljem tekstu će se ovaj način regulacije napona označavati sa: regulacija tipa B

2.1. Regulacija tipa A

Osnovna principijelna šema regulacije tipa A je prikazana na slici 1. RTRPO održava napon u regulacionoj tački (SN sabirnice) na konstantnoj vrednosti u opsegu: 0U

Mm UUU ≤≤ 0 (1)

gde je: UUU setm Δ−= 5.0 donja granica napona, UUU setM Δ+= 5.0 gornja granica napona i zadata vrednost napona. setU

Slika 1. Regulacije tipa A

Kod klasičnog radijalnog SN voda, napon se smanjuje duž voda idući od napojne

tačke ka kraju. Regulacijom napona teba da se postigne da napon na kraju voda bude veći od minimalne dozvoljene vrednosti a napon na početku, tj napon manji od maksimalno dozvoljene vrednosti napona . Kako u uslovu regulacije koji je dat jednačinom (1) ne figuriši parametri SN voda i opterećenja, to znači da promena tokova snaga ili promena faktora snage ne utiču na regulaciju napona. Kada se napon na SN sabirnicama RTRPO drži na konstantnoj vrednosti, tada se vodovi koji se napajaju sa tih sabirnica mogu posmatrati individualno, pošto opterećenje jednog voda ne utiče na naponski profil drugih vodova koji se napajaju sa istih SN sabirnica.

minU 0U

maxU

Naponska ograničenja za klasični radijalni SN vod za ovakvu vrstu regulacije napona se mogu jednostavno formulisati kao:

2

I. za SN sabirnice RTRPO ,max,0 UU i ≤

II. ,min.optermax,kraj UU i ≥ za čvorove na kraju SN vodova

2.2. Regulacija tipa B

Principska šema regulacije napona kompenzacijom pada napona jedinstvenog SN voda je prikazana na slici 2.

Slika 2. Regulacija tipa B

Regulaciona aktivnost RTRPO se sprovodi sa ciljem da se napon kod potrošača ( ) drži na konstantnoj vrednosti u okviru opsega:

pU

(2) Mpm UUU ≤≤

Na osnovu stuje opterećenja I (koja je jednaka struji voda jer su zanemareni otočni parametri voda), otpora i reaktanse voda, procenjuje se pad napona na vodu i na osnovu te vrednosti zadaje signal regulacionom prekidaču za korekciju prenosnog odnosa RTRPO. Usklađivanje vrednosti i zbog strujnog naponskog transformatora se vrši preko izraza:

vR vX

vR vX

vNT

STset R

NN

R = (3)

vNT

STset X

NN

X = (4)

3

gde su i usklađene vrednosti otpora i reaktanse voda za izračunavanje pada napona koji treba kompenzovati, i prenosni odnos strujnog i naponskog mernog transformatora, respektivno.

setR setX

STN NTN

Aproksimativni izazi za napon regulacione tačke ( ) pri minimalnom i maksimalnom opterećenju su:

pU

( )( φφ )

φφ

sincos

sincos

minmin,0

maxmax,0

vvp

vvp

XRIUU

XRIUU

+−=

+−= (5)

gde je i maksimalni i minimalni napon ne predajnom kraju voda (SN sabirnica RTRPO), i su maksimalna i minimalna struja optrećenja,

max,0U min,0U

max,0I min,0I φcos je faktor snage kod RTRPO (na SN sabirnicama).

Pošto u ovom slučaju regulacija napona zavisi od parametara voda i opterećenja potrošača (jednačina 5), to znači da bi svaka promena faktora snage ili smera tokova snaga (aktivne ili reaktivne) uticala na performanse regulatora.

Jedan slučaj je kada odnos X/R nije dobro podešen. Razmatra se vod sa opterećenjem na kraju, kao na slici 3. RTRPO teži da drži napon na potrošaču konstantnim usklađivanjem napona na predajnom kraju voda:

( )φφ sincos ,,0 PsetPsetset XRIUU ++= (6)

gde su i vrednosti i sa primarne strane strujnog i naponskog mernog transformatora.

PsetR , PsetX , setR setX

Slika 3. Radijalni SN vod sa opterećenjem na kraju

Shodno naponu , napon kod potrošača je: 0U

( )φφ sincos0 vvp XRIUU +−= (7)

Ako je vrednost pravilno podešena, tj. setR vset RR = , tada je odstupanje (greška) napona u regulacionoj tački:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=−

v

v

set

setvsetp R

XRX

IRUU φsin (8)

Greška se povećava sa smanjenjem faktora snage i povećanjem opterećenja, kao što se vidi iz primera na slici 4.

4

1 1.5 2 2.5 3 3.5 40.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

Xset/Rset

Nap

on u

regu

laci

onoj

tack

i (r.j

.)

20 % opterecenja; cosφ=0.8100 % opterecenje; cosφ=0.820 % opterecenja; cosφ=0.9100 % opterecenja; cosφ=0.9

Xv/Rv

Uset

UM

Um

Slika 4. Napon u regulacionoj tački (kod potrošača) kao funkcija podešenosti odnosa X/R za različite vrednosti

opterećenja i faktora snage; Podešena vrednost napona je .r.j 98.0=setU , a odnos pri 9.2/ =vv RXr.j. 0.0398=vR

Ukoliko je u nekoj tački duž razmatranog voda priključen kondenzator, kao na slici 5,

tada bi se vrednost napona na predajnom kraju voda (SN sabirnice RTRPO) usklađivala prema izrazu:

( )2220 sincos φφ vvset XRIUU ++= (9)

dok je napon u regulacionoj tački sada:

( ) ( )( )1112220 sincos1sincos φφφφ vvvvp XRyIXRyIUU +−−+−= (10)

gde su: i 1I 1cosφ struja i faktor snage u tački priključenja potrošača, i 2I 2cosφ su struja i faktor snage koje „vidi“ regulator RTRPO, y je rastojanje između RTRPO i kondenzatora. Greška ili odstupanje ostvarene i zadate vrednosti napona na potrošaču je u ovom slučaju:

( ) ( ) ( ) ( )111222 sincos1sincos1 φφφφ vvvvsetp XRIyXRIyUU +−−+−=− (11)

Za isto opterećenje greška raste ukoliko je kondenzator veći i ukoliko je bliži predajnom kraju voda odnosno bliži RTRPO.

Slika 5. Vod sa opterećenjem na kraju i kondenzatorom u tački duž voda

5

Regulacija napona postaje komplikovanija ukoliko je više SN vodova priključeno na sabirnice SN RTRPO. Ako su vodovi uniformno opterećeni, tada oba načina regulacije održavaju napon u tačkama voda u okviru propisanih granica. Međutim, ukolko su vodovi različito opterećeni, tada je nemoguće ostvariti najbolje vrednosti napona na svim vodovima, tako da se može desiti da napon na vodovima sa najvećim opterećenjem izađe iz propisanih granica, pogotovo kad se primenjuje regulacija tipa B.

Treba naglasiti da pri definisanju regulacionih ograničenja kod regulacije tipa B, pored maksimalnog opterećenja treba uzeti u obzir i razliku faktora opterećenja između vodova. Naponska ograničenja za klasični radijalni SN vod za regulaciju tipa B se mogu formulisati kao:

I. max max,0 UUopti ≤ za SN sabirnicame RTRPO

II. min max, UUoptikraj ≥ za čvorove na kraju vodova

III. min max, UUfoptikraj ≥ za čvorove na krajevima vodova sa maksimalnim opterećenjem

3. Uticaj DG na regulaciju napona

3.1. DG priključen na vod sa regulacijom tipa A

Kao što je rečeno u tački 2.1, na preformanse regulacije tipa A ne utiču promene faktora snage ili smera aktivne i reaktivne snage, tako da se svaki vod koji je priključen na SN sabirnice istog RTRPO može posmatrati nezavisno. U tom slučaju, treba razmatrati samo vod na kome je priključen DG, zbog njegovog uticaja na naponski profil voda, usled porasta napona u tački priključenja DG.

Naponska ograničanja za vod sa DG, kod koga je primenjena regulacija tipa A, mogu se formulisati na sledeći način:

I. za SN sabirnicame RTRPO max,0 UU i ≤

II. min ., max, UUDGbezoptikraj ≥ za čvorove na kraju vodova

III. maxDGmax opt., minUU DG ≤

Ostala ograničenja se odnose na maksimalna strujna opterećenja vodova i maksimalne snage transformatora .

maxI

max,TSAproksimativni izraz za napon u tački na kraju voda u kojoj su paralelno priključeni

DG i potrošač je:

( )

DG

pvDGpvDG U

QXPPRUU

+−−= 0 (12)

Prethodni izraz pokazuje da se maksimalna dozvoljena snaga DG može povećati smanjenjem napona , kao što se vidi na slici 6. Sa druge strane, smanjenjem napona , povećava se struja, što može narušiti strujno ograničenje.

0U 0U

6

0.94 0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.061

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

5.5

Napon u tacki priljucenja DG (r.j.)

Sna

ga D

G (r

.j.)

Uo=1 r.j.Uo=0.98 r.j.Uo=0.95 r.j.

Slika 6. Povećanje dozvoljene snage DG sa smanjenem napona 0U

Primenom regulacije tipa A, napon na SN sabirnicama se drži na konstantnoj

vrednosti, što pri malim opterećenjima dovodi do visokih vrednosti napona duž voda, tako da se ima vrlo mala rezerva do gornje granice napona, što znači da priključenje DG lako može dovesti do prekoračenja te granice.

3.2. DG priključen na vod sa regulacijom tipa B

Kako je pomenuto u tački 2.2, promena faktora snage i tokova snaga utiču na ovaj tip regulacije napona. Oba ova činioca mogu nastati priključenjem DG, kao na slici 7.

Slika 7. Vod sa opterećenjem i DG na svom kraju

Jednačina (8) je i dalje validna, pri čemu struja I zavisi od snage DG i snage

opterećenja: ( )

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

+−=−

v

v

set

setv

DG

pDGpsetDG R

XRX

RU

QPPUU φsin

22

(13)

Ako je snaga mala, odnosno manja od dvostruke vrednosti snage opterećenja, DG smanjuje aktivnu snagu koja teče vodom, i na taj način smanjuje grešku zbog loše podešenog odnosa X/R. U isto vreme se i faktor snage smanjuje, čime se sprečava smanjenje greške. Za veće vrednosti , povećava se greška u odnosu na konvencionalni režim voda (bez DG). Kada DG radi sa jediničnim faktorom snage ima povoljan efekat na povećanje ukupnog

DGP

DGP

7

faktora snage. Situacija se pogoršava ako DG radi sa induktivnim faktorom snage, jer se ukupni faktor snage tako dodatno smanjuje.

Slično kao u slučaju kondenzatora, priključenje DG između RTRPO i potrošača dovodi do promene struje i faktora snage koji se vide sa strane RTRPO, i na taj način unosi grešku. Ova situacija može biti mnogo ozbiljnija nego u slučaju kondenzatora, pošto je snaga kondenzatora normalno manja od ukupnog opterećenja, dok snaga DG, u principu, može biti mnogo veća. U tom slučaju bi regulacionu tačku trebalo pomeriti ispred tačke priključenja DG.

DG takođe pogoršava varijacije napona duž susednih vodova kada je priključen na vod sa najmanjim opterećenjem. U ovom konkretnom slučaju, rešenje može biti pomeranje regulacione tačke bliže izvoru (uz odgovarajuće prilagođavanje ). setU

Prema tome, na vodovima sa regulacijom tipa B, DG ne utiču samo na naponski profil voda na koji su priključeni, nego takođe uzrokuju veće padove napona susednih vodova, i smanjuju napon . 0U

Naponska ograničenja za ovaj tip regulacije napona voda sa DG se može formulisati kao:

I. maxDG bezopt., max,0 UU i ≤ , SN sabirnice RTRPO.

II. minDG bezopt.,max ,kraj UU i ≥ , čvorovi na krajevima vodova.

III. minDGmax ,foptmax , UU ikraj ≥ , čvorovi na kraju vodova sa najvećim opterećenjem, sa

DG priključenim na vod sa minimalnim opterećenjem. IV. maxDGmax opt., min

UU DG ≤ .

V. minDGmax opt.,min ,0 UU i ≥ , SN sabirnice RTRPO

Slično kao kod regulacije tipa A, dodatna ograničenja su i . U slučaju ograničenja III ili IV, maksimalna dozvoljena snaga DG se može povećati povećanjem ili pomeranjem regulacione tačke bliže izvoru (RTRPO). Kada se radi o ograničenju V, tada se maksimalna dozvoljena snaga DG može povećati smanjenjem ili pomeranjem regulacione tačke bliže DG (dalje od izvora). Pomeranje regulacione tačke zahteva u svakom slučaju novo podešavanja . U odnosu na ograničenja i , maksimalna dozvoljena snaga DG se može povećati povećanjem , međutim to povećanje ne može biti značajno.

maxI max,TS

setU

setU

setU maxI

setU 4. Zaključak

U radu je analiziran uticaj DG na regulaciju napona SN vodova. Kod regulacie tipa A, DG utiče samo na naponski profil voda na koji je priključen. Povećanje maksimalne dozvoljene snage DG se može postići smanjenjem napona regulacione tačke na početku voda, odnosno SN sabrnicama regulacionog transformatora. Kod regulacije tipa B, priključenje DG dovodi do promene faktora snage i smera struje koje vidi regulator čime unosi grešku regulacije. Poziciju regulacione tačke treba određivati u zavisnosti od tačke priključenja i snage DG, i to po pravilu ispred DG. Kod regulacije tipa B, DG utiču i na naponske profile drugih vodova priključenih na sabirnice regulacionog transformatora.

8

Reference:

[1] F. A. Viawan, A. Sannino, J. Daalder, „Voltage control with on-load tap changers in medium voltage feeders in presence of distributed generation“, Electrical Power Systems Research, 77, (2007), 1314-1322.

[2] V. C. Strezoski, D. S. Janjić, „Sistem regulacije napona radijalnih distributivnih mreža“, Fakultet tehničkih nauka u Novom Sadu, Novi Sad, 1996.

[3] N. Rajaković, D. Tasić, G. Savanović, „Distributivne i industrijske mreže“, Akademska misao, Beograd, 2004.

[4] M. Đurić, „Osnovi regulacije napona i frekvencije u EES-u“, Beograd, 2003.

9

I C6 - 06

USLOVI RAZVOJA PROJEKTA VETROPARKA “BAVANIŠTANSKO POLJE“ SNAGE 188 MW

Ž. ĐURIŠIĆ* 1), M. OBRADOVIĆ 2), N. ARSENIJEVIĆ 1)

1)Elerktrotehnički fakultet u Beogradu 2) Wellbury Wind Energy

Beograd

Srbija

Rezime: U radu su analizirani tehnički uslovi razvoja projekta vetroelektrane Bavaništansko polje, instalisane snage 188 MW. Analizira je vetroenergetski potencijal šireg ciljnog regiona i ciljne mikrolokacije na kojoj je planirana izgradnja vetroelektrane. Analiza je sprovedena pomoću softverskog paketa WAsP korišćenjem raspoloživih namenskih merenja brzine vetra i višegodišnjih standardnih hidrometeoroloških merenja vetra u ciljnom regionu. Izvršen je izbor modela i optimalan raspored vetroturbina sa aspekta minimizacije efekta zavetrine (wake) i optimalnog iskorišćenja prostora. Pomoću softverskog paketa WAsP izvršen je proračun godišnje proizvodnje električne energije vetroelektrane. Analizirani su uslovi priključenja vetroelektrane na prenosnu mrežu i njeno uklapanje u EES. Ključne reči: vetroenergetski potencijal, vetroelektrana, efekat zavetrine, faktor iskorišćenja

1. UVOD

U Srbiji nije do sada sistematski istražen vetroenergetski potencijal. Ne poznavanje resursa energije vetra ograničava ili onemogućava pravilno uključivanje vetroenergetike u strategiju razvoja energetike Srbije, [1]. Istraživanja u okviru Evropskog atlas vetrova [2] nisu obuhvatila ovaj region. Dosadašnja istraživanja vetroenergetskog potencijala, bazirana na hidrometeorološkim merenjima, izdvajaju region Vojvodine kao perspektivan region u pogledu korišćenja ovog obnovljivog izvora energije [3], [4]. Osnovne karakteristike koje favorizuju ovaj region u pogledu mogućnosti korišćenja energije vetra su:

• Dobar energetski potencijal vetra. • Pristupačan teren i niski troškovi izgradnje vetroelektrana. • Relativno niski transportni troškovi vetroturbina iz zemalja Evropske Unije. • Nizak keraunički nivo. • Dobar potencijal ostalih obnovljivih izvora (biomasa, solarna i geotermalna energija), što omogućava

gradnju hibridnih sistema. • U regionu se nalazi relativno dosta izolovanih potrošača koji bi se mogli snabdevati električnom

energijom pomoću malih izolovanih vetroagregata i hibridnih izolovanih sistema. U radu su analizirani uslovi gradnje perspektivne vetroelektrane na lokaciji Bavanistansko polje koja se

nalazi u Južnom Banatu na teritoriji opštine Kovin.

* Mr Željko Đurišić, dipl. inž. - Elektrotehnički fakultet, 11000 Beograd, Bul. kralja Aleksandra 73, tel. 0113218360, [email protected]

1

2. OPIS CILJNE LOKACIJE Kao ciljna lokacija za gradnju vetroelektrane je odabrana mikrolokacija Bavaništansko Polje koja se nalazi na teritoriji opštine Kovin. Ključni razlozi za izbor mikrolokacije su:

• Ciljna mikrolokacija se nalazi u južnobanatskom regionu koji je na osnovu analize vetropotencijala na mezo nivou identifikovan kao najperspektivniji region za gradnju vetroelektrana u Srbiji.

• U neposrednoj blizini lokacije postoji srednjenaponski distributivni vod 110 kV i visokonaponski 400 kV dalekovod čija trasa prelazi preko same lokacije. Ovi dalekovodi obezbeđuju dobre tehničke preduslove i relativno male troškove priključenja vetroelektrane na EES.

• Relativno je dobro izgrađena putna infrastruktura koja obezbeđuje jeftin transport opreme na ciljnu mikrolokaciju.

• U neposrednoj blizini mikrolokacije ne postoje naselja i drugi objekti, pa su negativni uticaji rada vetroelektrane (buka, treperenje senke i dr.) na životnu sredinu minimalni.

• Odabrani teren je otvoren bez većih prepreka i šume, što su dobri preduslovi za nizak nivo trubulentnosti vetra.

• Lokacija se nalazi na terenu koji ima relativno nizak keraunički nivo, što povećava raspoloživost vetroelektrane i smanjuje troškove održavanja

• Investitor je zakupac dela opštinskog zemljišta na kojem je delom planirana gradnja vetroelektrane. Takođe, kroz kontakte sa lokalnim stanovništvom i organima lokalne samouprave zaključeno je da i sa te strane postoji podrška za gradnju ovakvog ekološkog postrojenja.

Izgradnja vetroelektrane na lokaciji Bavaništansko polje snage 188 MW je predviđena u jednoj fazi sa 94 identične vetrogeneratorske jedinice nazivne snage 2 MW. Geografski položaj ciljnog regiona je prikazan na slici 1. Ciljni region pripada opštini Kovin i prostire se između sela: Bavanište, Deliblato, Mramorak i Dolovo. Raspoloživi prostor na kojem je analizirana gradnja vetroelektrane je oko 50 km2. Zemljište je obradivo i uglavnom je u privatnom vlasništvu.

Bavaništansko Polje

Slika 1. Regionalna mapa sa naznačenom pozicijom lokacije perspektivne vetroelektrane

Lokacija za izgradnju vetroelektrane “Bavaništansko polje“ je od Beograda udaljena oko 50 km, a od Pančeva oko 20 km. Do sela Bavaništa postoji magistralni put Pančevo – Bela Crkva, a do mikrolokacije postoji lokalni magistralni asfaltni put. Samu mikrolokaciju presecaju atarski putevi i zemljani putevi koji povezuju okolna sela. Mikrolokaciju preseca železnička pruga koja se duži niz godina ne koristi. Širi region karakteriše ravan teren sa nadmorskom visinom od 80 m do 110 m. Na slici 2 prikazan je satelitski fotografski snimak šireg ciljnog regiona sa naznačenom pozicijom ciljne mikrolokacije predviđene vetroelektrane “Bavaništansko polje“.

2

Slika 2 Satelitski snimak ciljnog regiona sa naznačnim delom teritorije za izgradnju VE “Bavaništansko polje“

Na slici 3 prikazano je nekoliko fotografija prostora na kojem je planirana gradnja vetroelektrane. Mikrolokaciju karakteriše poljoprivredno zemljište na kojem se uzgajaju različite ratarske kulture (pšenica, kukuruz, suncokret) i krmno bilje (detelina). Izgradnjom vetroelektrane ne bi se narušili uslovi za gajenje ovih poljoprivrednih kultura.

Slika 3 Fotografije dela ciljne mikrolokacije Bavaništansko polje

Odabrana lokacija sadrži sve urbanističke i infrastrukturne elemente koji obezbeđuju tehničke uslove gradnje vetroelektrane. Transport opreme iz zemalja zapadne Evrope je moguć rekom Dunav do luke Pančevo. Od luke Pančevo do mikrolokacije postoji asfaltni put Pančevo – Bavanište, ukupne dužine oko 20 km. Postojeći put obezbeđuje uslove za transport opreme i specijalnih dizalica za montažu na odabranoj mikrolokaciji. Atarski putevi na samoj mikrolokaciji bi bili rekonstruisani i dovedeni u funkciju transporta opreme do same mikrolokacije. Rečni transport i postojeći put do mikrolokacije obezbeđuju vrlo niske troškove transporta i izgradnje vetroelektrane, što ima značajan uticaj na ekonomičnost projekta jer su dosadašnja iskustva Evropskih zemalja pokazala da ova kategorija troškova ima značajan udeo u ukupnim investicionim troškovima realizacije projekata izgradnje vetroelektrana. 3. VETROENERGETSKI POTENCIJAL CILJNOG REGIONA Za razvoj projekata vetroelektrana od najveće važnosti je dobro poznavanje vetroenergetskog potencijala i kvaliteta energije vetra u pogledu turbulentnosti, vrtloženja i visinskog profila. S obzirom na projektovani životni vek vetroelektrane (25 godina), za pravilno sagledavanje potencijala vetra, neophodno je analizirati višegodišnja merenja u referentnim mernim meteorološkim stanicama.

3

3.1 Ulazni merni podaci za procenu vetroenergetskog potencijala ciljnog regiona U cilju što pouzdanijeg utvrđivanja resursa energije vetra, za širi ciljni region, korišćeni su merni podaci sa više mernih stanica i to:

− Hidrometeorološka stanice Vršac za period 1999. do 2006. − Hidorometorološka stanica Banatski Karlovac za period 1999. do 2006. − Namenski 40 m anemometarski merni stub na lokaciji Humka Nagula za period 01. 09. 2004. do

31. 08. 2005. − Namenski 60 m anemometarski merni stub na lokaciji Bavaništansko polje za period 31. 07. 2008.

do 01. 01. 2009. Orografija terena i pozicija mernih stanica prikazana je na slici 4.

Slika 4 Orografija terena i pozicija anemometarskih stubova za estimaciju vetroenergetskog Potencijala ciljnog regiona Bavanistansko polje

Merni stub na ciljnoj mikrolokaciji (slika 5) je postavljen na poziciji: N 44° 50,850', E 020° 53.465',

H=101 m.

Slika 5. Anemometarski 60 m merni stub na lokaciji “Bavaništansko polje”

4

Merenja brzine vetra se vrše na četiri visini i to: 10 m, 40 m, 50 m i 60 m. Na visinama 50 m i 60 m postavljena su po dva anemometra, a na visinama 10 m i 40 m po jedan anamometar. Svi anemometri su kalibrisani. Merenje smera vetra se vrši na dve visine i to 60 m i 50 m. Pored tehničke opreme za analizu parametara vetra, stub je opremljen termometrom i piranometrom. Merni stub je postavljen na lokaciji na otvorenom terenu bez prepreka, slika5. Merna oprema je u skladu sa standardom IEC 61400-12-1. Prostorna orjentacija instrumenata je izvršena prema dominantnom smeru vetra (košavi) i u skladu je sa preporukama vodećih instituta (RISO) o smanjenju uticaja stuba i konzola na grešku merenja. 3.2 Mapa vetroenergetskog potencijala ciljnog regiona Bavaništansko Polje Za estimaciju mape vetroenergetskog potencijal ciljnog regiona korišćena je metodologija iz Evropskog Atlasa Vetrova koja obuhvata:

− Obradu ulaznih mernih podataka o brzini i smeru vetra − Modelovanje hrapavosti terena − Modelovanje prepreka − Modelovanje orografije terena Hrapavost terena je određena na osnovu satelitskih snimaka LANDSAT 7 rezolucije 30 m, Corine Land

Cover (CLC) baze podataka i obilaskom terena. U blizini mernog stuba i na samoj mikrolokaciji ne postoje prepreke. Uvažavanje orografije terene u ciljnom regionu je obuhvaćeno kroz SRTM (Shuttle Radar Topography Mission) digitalne topografske mape.

Na osnovu date metodologije formirane su sve neophodne podloge za estimaciju mape

vetroenergetskog potencijala ciljnog regiona. Na slici 6 prikazana je mapa vetroenergetskog potencijala ciljnog regiona estimirana za visinu 100 m (visina stuba vetroturbina). Mapa vetropotencijala je izrađena u softverskom paketu WAsP sa rezolucijom 100 m

Bavaništansko Polje

Slika 6 Mapa vetroenergetskog potencijala šireg ciljnog regiona estimirana za visinu 100 m sa naznačenim prostorom na kojem je planirana izgradnja vetroelektrane “Bavaništansko polje“

Na slici 7 je prikazana ruža vetrova, uređeni normalizovani dijagram brzina vetra i funkcija

gustine rapodele verovatnoće brzina vetra na lokaciji Humka Nagula na visini 40 m. Odstupanja od nivoa vetra kao resursa u odnosu na dugoročnu situaciju su procenjena linearnom korelacijom sa tročasovnim prosečnim vrednostima brzine vetra zabeleženim u stanici Vršac. Rastojanje izmedju mesta Vršac i Humka Nagula je oko 40 km. Klima u pogledu vetra za ova dva mesta je slična, što se tiče varijacija brzine vetra u toku godine i što se tiče ruže vetrova i odgovarajuće Weibull-ove distribucije. Sa korelacionim koeficijentom R² od 0,6184,

5

korelacije dobijene za dve stanice su sasvim dobre. Zaključak korelacione analize je da sprovedena jednogodišnja merenja sasvim približno odgovaraju višegodišnjem proseku u pogledu energije vetra

Slika 7 Ruža vetrova i odgovarajuća funkcije gustine raspodela verovatnoće brzina vetra na lokaciji Humka Nagula na visini 40 m.

4. TEHNIČKO – TEHNOLOŠKO REŠENJE VETROELEKTRANE “BAVANIŠTANSKO POLJE” Na osnovu sprovedenih analiza vetroenergetskog potencijala ciljnog regiona, zaključeno je da lokacija

Bavaništansko Polje poseduje vrlo dobar tehnički potencijal energije vetra koji ima potreban kvalitet za elektromehaničku konverziju. Osim toga, svi ostali bitni prduslovi za razvoj projekta, omogućavaju izgradnju vetroelektrane velikog kapaciteta.

Na osnovu prosečne brzine vetra iz višegodišnje korelacije klime u pogledu vetra i intenziteta turbulencija na visini gondole, vetroturbine moraju biti sertifikovane najmanje IEC IIIA (prosečna godišnja brzina vetra manja od 7,5m/s i intenzitet turbulencija manji od 18%) u skladu sa medjunarodnim standardom IEC 61400-1.

Ekstremna brzina vetra za koju se turbine sertifikuju je maksimalno 52,5m/s, što odgovara referentnoj brzini vetra od 37,5m/s.

4.1 Prostorni raspored vetroturbina

Detaljnom analizom tehničkih i urbanističkih uslova projektovana je vetroelektrane koja se sastoji od 94

vetroagregata. Prostorni raspored je optimiziran s obzirom na iskorišćenje slobodnog prostora i tehničke zahteve (gubici usled zavetrine, interne turbulencije i emisija buke u okolnim naseljenim zonama). Vetroelektrana je izvedena sa 7 redova vetroagregata paralelno glavnim javnim putevima Bavanište- Mramorak i Deliblato-Bavanište. Rastojanje od oko 7 prečnika rotora je sačuvano po dominantnom pravcu vetra i rastojanje od oko 4 prečnika rotora je održavano izmedju svake turbina u istoj vrsti. Na slici 8 prikazan je prostorni raspored vetroturbina VE “Bavaništansko Polje”.

Pri optimizaciji prostornog rasporeda, pored optimizacije efekta zavetrine i nivoa turbulencije, očuvan je medjuprostor od 1 km oko naseljenih zona u cilju obezbedjenja nivoa emisije buke od 40 dB(A). Nacionalni propisi preporučuju poštovanje 45 dB(A) kod stambenih zgrada. Evropska praksa je, da se u toku noći kod stambenih zgrada poštuje nivo emisije buke od 40 dB(A), pa je za vetroelektranu “Bavaništansko Polje” poštovana strožija evropska norma.

4.2 Proračun godišnje proizvodnje električne energije vetroelektrane ”Bavaništansko polje”

Analizom vetroenergetskog potencijala i kvaliteta vetra na ciljnoj lokaciji i imajući u vidu mogućnost nabavke opreme za tržište Srbije, preliminarno je odabran vetroagregat REpower MM92, 2MW, prečnik rotora 92m, visina gondole100m.

U tabeli 1 data je Očekivana godišnja proizvodnja električne energie vetroelektrane ”Bavaništansko polje” za odabrtani model turbine REpower MM92-2MW-100m

6

Tabela 1 Očekivana godišnja proizvodnja električne energie vetroelektrane ”Bavaništansko polje” za model turbine REpower MM92-2MW-100m

Intnzitet prirodne

turbulencije (%)

Maksimalni intenzitet

turbulencije (%)

Maksimalni gubici usled

zavetrine (%)

Prosečni gubici usled

zavetrine (%)

Neto proizvodnja

(MWh/god.)

Pun ekvivalent časova (h/god.)

13,80 17,40 10,10 7,40 412446 2194 Podaci u tabeli 1 su krajnje minimalistički jer su pri proračunu godišnje proizvodnje vetroelektrane uvažene sledeće restriktivne nesigurnosti i gubici:

• Nesigurnost merenja brzine vetra (greške u merenju brzine i smera vetra): 2,5% • Sedmogodišnje varijacije (merni period) : 7% • Višegodišnja varijacija klime u pogledu vetra: 8% • Vertikalna ekstrapolacija brzine vetra do visine gondole (nesigurnost WAsP modela): 2% • Nesigurnost krive snage vetroturbine: 10% • Nesigurnost proračuna gubitaka usled zavetrine korišćenjem: 2% • Osnovni podaci: hrapavost, opis reljefa: 2% • Električni gubici u internoj mreži i elementima vetroelektrane: 3% • Raspoloživost: 97% • Ostali gubici (zastoj usled posete delegacija objektu, telekomunikacije, zastoji usled zaledjivanja,

nerasploživost mreže, održavanje, olujni histerezis, ...): 4%.

Slika 8 Mapa vetroenergetskog potencijala ciljne lokacije sa prostornim rasporedom vetroturbina

5. ZAKLJUČAK

Na osnovu sprovedene tehničko-ekonomske analize za izgradnju vetroelektrane “Bavaništansko polje“, instalisane snage 188 MW, ključni tehnički faktori koji utiču na tehno – ekonomsku izvodljivost vetroelektrane su sledeći: • Izvršena su adekvatna merenja svih relevantnih parametara vetra u ciljnom regionu. U cilju utvrđivanja

višegodišnje klimatologije vetra na odabranoj lokaciji korišćena su višegodišnja standardna meteorološka merenja u mernim stanicama Vršac i Banatski Karlovac.

7

• Izvršena je kompletna analiza rasploživih mernih podataka na osnovu kojih je utvrđena klimatologije vetra na regionalnom (mezo) i mikro nivou. Analize su izvršene pomoću softverskog paketa WAsP. Sprovedene analize su pokazale da ciljni region ima vrlo dobar tehnički potencijal vetra sa višegodišnjim prosečnom brzinom na lokaciji Bavaništansko polje od 6,63 m/s na visini 100 m. Prirodna turbulentnost vetra na mikro lokaciji je vrlo niska i iznosi oko 12 %. Ekstremna očekivana brzina vetra (maksimalna srednja desetominutna brzina vetra koja se u proseku javlja jednom u 50 godina) je 37,5 m/s, što je znatno manja od maksimalne brzine od 52,5 m/s za koju se sertifikuju vetroturbine.

• Izvršena je optimizacija snage i broja turbina za raspoloživi prostor na kojem je planirana izgradnja vetroelektrane. Sprovedena analiza je pokazala da je vetroagregat REpower MM92 najpogodniji za ciljnu lokaciju Bavaništansko polje. Detaljnom analizom visinskog profila brzine vetra utvrđeno je da je na ciljnoj mikrolokaciji tehnički i ekonomski opravdano koristiti visoke stubove, tako da je predviđena montaža vetroturbina na stubove visine 100 m.

• Optimalna konfiguracija vetroelektrane predviđa izgradnju 94 vetroturbine REpower MM92 nazivne snage 2 MW, što zbirno daje nazivnu snagu vetroelektrane od 188 MW. Uticaj efekta zavetrine minimiziran je kroz optimizaciju lociranja turbina unutar vetroelektrane. Smanjenje proizvodnje uzrokovano efektom zavetrine je na godišnjem nivou 7,4 % za vetroelektranu ralizovanu sa izabranim modelom vetroagregata.

• U pogledu očekivane proizvodnje električne energije za izabrani model vetroagregata REpower MM92-100m faktor iskorišćenja za prosečnu godinu u toku životnog veka je procenjen na 25,1 %. Estimirani faktor iskorišćenja kapaciteta uključuje dodatne gubitke i nesigurnosti, tako da predstavlja minimalnu vrednost, odnosno, analiza godišnje proizvodnje električne energije je sprovođenja na stranu sigurnosti. I pored kranje restriktivnih pretpostavki u pogledu gubitaka i nesigurnosti, estimirani faktor iskorišćenja je iznad vrednosti za prosečnu lokaciju vetroelektrana instalisanih u zemljama Evropske Unije, gde je taj faktor manji od 25 %.

• U pogledu transporta opreme i specijalnih dizalica ciljna lokacija je vrlo pogodna. Rečni transport i postojeći put do mikrolokacije obezbeđuju vrlo niske troškove transporta.

• Uslovi priključenja vetroelektrane na elektroenergetski sistem Srbije su dobri. Na osnovu stručne analize uslova priključenja na elektroenergetski sistem Srbije, koji je sproveo stručni tim Elektromreže srbije (EMS), utvrđeni su uslove priključenja vetroelektrane na 100 kV mrežu i definisani projektni zadaci za njegovu realizaciju. ciju.

• Uklapanje vetroelektrane u EES je analizirano od strane Operatora sistema EMS i utvrđeno je da postoje uslovi za rad vetroelektrane u EES Srbije. Izgradnjom vetroelektrane “Bavaništansko polje“, snage 188 MW, bi se dobio jedan novi i značajan proizvodni kapacitet i to u regionu koji je potrošačko područje, što pozitivno utiče na energetsku efikasnost u prenosu i distribuciji električne energije.

LITERATURA [1] Strategija razvoja energetike Republike Srbije do 2015., Ministarstvo rudarstva i energetike Republike Srbije,

Decembar 2004. [2] I. Troen, E. L. Petersen, European Wind Atlas, Riso National Laboratory, Roskilde, Denmark, 1989. [3] Ministarstvno nauke i zaštite životne sredine Republike Srbije, Studija EE704-1052A, (Rukovodilac studije

Prof. P. Gburčik), 2005. [4] Ž. Đurišić, M. Bubnjević, D. Mikičić, N. Rajaković, Wind Atlas of Serbian Region Vojvodina, Proc. of

European Wind Energy Conference EWEC 2007, Milano, Italy, May 2007.

DEVELOPMENT OF A 188 MW WIND PLANT „BAVANISTANSKO POLJE“

Željko Đurišić1, Miodrag Obradović2, Nebojša Arsenijević1 1University of Belgrade, Faculty of Electrical Engineering, Belgrade, Serbia

2Wellbury Wind Energy, Belgrade, Serbia

Abstract: In this paper the technical conditions for the development of a 188 MW Wind Farm „Bavanistansko polje“ in Serbia are represented. A complete analysis of the available measured data has been carried out in order to determine the wind climatology at the regional (mezo) and micro levels. The analyses have been performed by using software package WAsP. An optimization of the power and number of turbines has been carried out with respect to the available space where construction of the wind power plant was planned. The conditions for connecting the wind power plant to the power system of Serbia have been analyzed.

8

Documents

Српски национални комитет међународног савета за велике