Indikativni plan razvoja proizvodnje 2020-2029

Juni 2019.

Indikativni plan razvoja proizvodnje 2020-2029

1

SADRŽAJ

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

2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA ........................................................................ 5

3. OSTVARENJA NA MREŽI PRIJENOSA U 2018. .................................................................................. 7

3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prijenosa ..................................................... 7

3.1.1 Razmjena električne energije sa susjednim sistemima .................................................14

3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije .......................................................................14

3.1.3 Naponske prilike u EES-u BiH ........................................................................................15

4. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU ................. 17

5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRIJENOSNOJ MREŽI ZA 2019. ............................................... 20

6. PROGNOZA POTROŠNJE 2020.-2029. GODINA ............................................................................. 23

6.1 Statistički podaci relevantni za planiranje potrošnje ............................................................ 23

6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim

proizvodom ....................................................................................................................................... 25

6.3 Planovi potrošnje korisnika prijenosne mreže ...................................................................... 26

6.3.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca.................................................................26

6.3.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća..........................28

6.3.3 Prognoza potrošnje na prijenosnoj mreži BiH na bazi podataka koje su dostavili

korisnici prijenosne mreže ............................................................................................................30

6.4 Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH ........................................ 31

7. INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA ............................................................................................. 35

7.1 Integracija vjetroelektrana i solarnih elektrana .................................................................... 35

8. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRIJENOSNOJ MREŽI 2020. – 2029. GODINA ............................. 38

8.1 Bilansi električne energije i instalirana snaga proizvodnih kapaciteta .................................. 38

8.2 Procjena konzuma na prijenosnoj mreži ............................................................................... 46

9. DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE ENTSO-E (TYNDP – Ten Year Network

Development Plan) ................................................................................................................................ 48

9.1 Uvodne napomene ................................................................................................................ 48

9.2 CBA metodologija - kriteriji ................................................................................................... 48

9.3 Scenariji ................................................................................................................................. 50

9.3.1 Održiva tranzicija (ST - Sustainable Transition) .............................................................51

9.3.2 Distribuirana proizvodnja (DG – Distributed Generation) .............................................51

2

9.3.3 Globalna klimatska akcija (GCA – Global Climate Action) .............................................51

9.3.4 Eksterni scenario baziran na EUCO (European Council) 30 ...........................................52

9.4 Ulazni podaci za TYNDP ......................................................................................................... 52

9.5 Uloga TYNDP u Evropskoj uniji .............................................................................................. 53

9.6 Projekti .................................................................................................................................. 54

9.6.1 Projekat 343. DV 400 kV Banja Luka - Lika ....................................................................54

9.6.2 Projekat 227. Transbalkanski koridor ............................................................................57

9.6.3 Projekat 241. Nadogradnja 220 kV vodova između BiH i Hrvatske na 400 kV ..............60

9.6.4 Prekogranični prijenosni kapaciteti ...............................................................................62

10. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE .............................................................................................................. 64

11. LITERATURA ............................................................................................................................... 66

12. PRILOG: SPISAK PRIJAVLJENIH PROIZVODNIH KAPACITETA ...................................................... 67

3

1. UVOD

U skladu sa važećom legislativom, Nezavisni operator sistema u Bosni i Hercegovini

(NOSBiH) pripremio je Indikativni plan razvoja proizvodnje. Ovaj plan obuhvata period

2020.-2029. godine i u skladu je sa važećim Mrežnim kodeksom, prilagođen potrebama za

izradu Dugoročnog plana razvoja prijenosne mreže.

Indikativni plan razvoja proizvodnje radi se prema zahtjevima Zakona o osnivanju NOS-a i

Uslova za korištenje licence.

Članom 7.11. Zakona o osnivanju Nezavisnog operatora sistema za prijenosni sistem u

BiH (Službeni glasnik BiH br. 35/04) definisana je obaveza: „Utvrđivanje

indikativnog proizvodnog razvojnog plana s podacima dostavljenim od proizvođača,

distributivnih kompanija i krajnjih korisnika koji su direktno povezani na prijenosni

sistem.“

Tačkom 3.18. ’’USLOVA ZA KORIŠTENJE LICENCE ZA OBAVLJANJE

DJELATNOSTI NEZAVISNOG OPERATORA SISTEMA’’ definiše se da je

’’Vlasnik licence dužan da utvrdi Indikativni razvojni plan proizvodnje za period od

10 godina sa podacima koje će prikupiti od proizvođača, distributivnih kompanija i

krajnjih kupaca koji su direktno priključeni na prijenosni sistem. Plan se svake godine

nadopunjuje narednom godinom koja nije bila obuhvaćena planom. Procedura

proširenja plana je ista kao i kod njegovog donošenja. Indikativni plan razvoja

proizvodnje se dostavlja DERK-u na odobrenje do kraja aprila za narednu godinu.’’

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

proizvodnje je da pruži informaciju o najavljenim projektima izgradnje novih proizvodnih

kapaciteta koji će biti priključeni na prijenosnu mrežu. Indikativni plan razvoja proizvodnje

treba da prioritetno ukaže na zadovoljenje potreba BiH u električnoj energiji i snazi na bazi

korištenja vlastitih resursa, uvažavajući sljedeće elemente planiranja:

određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za pokrivanje vršnog tereta EES-a

BiH na prijenosnoj mreži;

određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima za zadovoljenje potražnje za

električnom energijom distributera i direktno priključenih kupaca na prijenosnoj

mreži;

određivanje potreba u proizvodnim kapacitetima uz uvažavanje odobrene vrijednosti

maksimalne snage iz neupravljivih izvora energije (vjetroelektrane i solarne elektrane)

bilansni suficiti i deficiti sa komentarom o mogućim vrijednostima prekograničnih

prijenosnih kapaciteta.

U pripremnoj fazi realizacije Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period

2020.-2029. godina, NOSBiH je krajem oktobra 2018. godine preduzeo sljedeće aktivnosti:

Ministarstvu vanjske trgovine i ekonomskih odnosa BiH, DERK-u, Ministarstvu

energije, rudarstva i industrije FBiH, Ministarstvu industrije, energetike i rudarstva

RS, regulatornim komisijama (FERK i RERS) kao i Vladi Distrikta Brčko upućeni su

dopisi sa obavještenjem o početku procesa pripreme plana.

4

Svim korisnicima koji su navedeni u prethodnom planu upućeni su pozivi da dostave

svoje inovirane planove ili potvrde postojeće prijave.

U sredstvima javnog informisanja, kao i na internet stranici NOSBiH-a, objavljen je

javni poziv svim korisnicima prijenosne mreže da dostave svoje planove proizvodnje i

potrošnje električne energije.

Svim kupcima električne energije na prijenosnoj mreži upućen je poziv da dostave

svoje planove potrošnje.

U registar ovog indikativnog plana uključene su sve prijave pristigle do 31.12.2018.godine.

Osim toga, u ovom indikativnom planu razvoja proizvodnje naveden je kratak osvrt na

aktivnosti ENTSO-E sa aspekta desetogodišnjeg razvoja EES-a na području zemalja članica,

koji se zasniva na kratkoročnim i dugoročnim regionalnim planovima razvoja proizvodnje i

potrošnje svake članice regije, uključujući i aspekte regionalnog tržišta električne energije.

Rezultat ovih aktivnosti su projekti prijenosne mreže od evropskog značaja.

Na kraju Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2020.-2029. godina navode se

Zaključci sa preporukama za što efikasniju realizaciju plana kako bi se u narednom periodu

izbjegao uvoz električne energije i poboljšala ukupna energetska situacija u Bosni i

Hercegovini.

5

2. TEHNIČKI PARAMETRI PROIZVODNIH KAPACITETA

Tehnički parametri proizvodnih jedinica priključenih na prijenosnoj mreži su prikazani u

tabelama 2.1, 2.2. i 2.3.

Tabela 2.1. - Hidroelektrane

Sliv Naziv

objekta HE

Instalirana

snaga

agregata

Pmax na

mreži

prijenosa

Tehnički

minimum Protok Kote Akumulacija SGP

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

Trebišnjica

Trebinje I 2x54+1x63 171 2x26+1x28 3x70 352-402 1010,7/1074,6 370-420

Dubrovnik* 1x108+1x126 126 2x55 2x48,5 288-295 8,02/9,30 1.168

Čapljina 2x220 440 2x140 2x112,5 224-231,5 3,43/6.47 400

Neretva

Rama 1x80+1x90 170 2x55 2x32 536-595 530,8/466 731

Jablanica 6x30 180 6x12 6x35 235-270 127,7/288 790

Grabovica 2x57 114 2x25 2x190 154,5-159,5 2,9/5 300

Salakovac 3x70 210 3x35 3x180 118,5-123 5,3/16 460

Mostar 3x24 72 3x12 3x120 74-76,5 0,4/6 310

Vrbas

Jajce I 2x30 60 2x17 2x30 425,8-427,1 2 247

Jajce II 3x10 30 3x5,5 3x27 322-327 0,21 157

Bočac 2x55 110 2x32 2x120 254-282 5,09/42,9 307

Drina Višegrad 3x105 315 3x70 3x270 330,5-336 10,0/101,0 1.108

Lištica Mostarsko blato 2x30 60 2x10 2x18 ▪ ▪ ▪ ▪

Tihaljina Peć-Mlini 2x15,3 30,6 2x4,8 2x15 249-252 0,2/0,74 72-80

Prača Ustiprača 2x3,74 6,90 2x1,2 2x7 395,9-396 0,04 35,35

Dub 2x4,7 9,4 2x1,9 2x7,5 472,9-474 0,24 44,16

Ukupno Pmax 2.104,9

*Proizvodnja generatora 2 iz HE Dubrovnik pripada ERS;

Tabela 2.2.- Termoelektrane

Objekat TE Blok

Instalirana

snaga

agregata

Snaga na

mreži

prijenosa*

Tehnički

minimum

Prividna

snaga Vrsta

uglja

Specifična

potrošnja

Prosječna

godišnja

proizvodnja

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

Tuzla G3 100 90 60 118 LM 14.396 300

Tuzla G4 200 180 125 235 LM 12.159 1.020

Tuzla G5 200 180 125 235 LM 12.169 1.030

Tuzla G6 223 200 115 270,6 M 10.703 1.150

TUZLA 723 650

858,6

3.500

Kakanj G5 110 100 60 125 M 11.600 500

Kakanj G6 110 100 55 137,5 M 11.350 500

6

Kakanj G7 230 208 140 300 M 11.850 1.200

KAKANJ 450 408

562,5

2.200

GACKO G1 300 276 180 353 L 11.520 1.149,40

UGLJEVIK G1 300 279 155 353 M 11.470 1.457,70

STANARI G 300 275 150 353 L ▪ 2.000

Ukupno 1.888

* Uzima se u obzir maksimalna vlastita potrošnja elektrane;

Tabela 2.3.- Vjetroelektrane

Naziv objekta Instalirana

snaga agregata

Nazivna

snaga

Pmax na mreži

prijenosa Priključak na mrežu SGP

VE (MW) (MW) (MW) TS (GWh)

VE Mesihovina 22x2,3 50,6 50,6 TS Gornji Brišnik 165,17

Ukupno 50,6

7

3. OSTVARENJA NA MREŽI PRIJENOSA U 2018.

3.1 Ostvarenje bilansa električne energije na mreži prijenosa

Na prijenosnoj mreži je u 2018. godini bilo raspoloživo ukupno 20.427 GWh električne

energije. Proizvedeno je ukupno 17.209 GWh, dok je iz distributivne mreže u prijenosnu

mrežu injektovano 126 GWh. Iz susjednih sistema je primljeno 3.092 GWh električne

energije.

Od ukupno raspoložive električne energije s prijenosne mreže, distributivne kompanije su

preuzele 9.665 GWh, a kupci direktno priključeni na prijenosnu mrežu 2.404 GWh, susjednim

sistemima je isporučeno 7.698 GWh, dok su prijenosni gubici iznosili 399 GWh, odnosno

1,95 % od ukupno raspoložive energije na prijenosnoj mreži. U 2018. godini PHE Čapljina je

radila u pumpnom režimu i preuzela 137.4 GWh. Vlastita potrošnja elektrana je iznosila 125

GWh.

Od ukupno proizvedenih 17.209 GWh električne energije na prijenosnoj mreži u 2018.

godini, u hidroelektranama je proizvedeno 6.256 GWh, odnosno 36 % električne energije, dok

je u termoelektranama proizvedeno 10.850 GWh, odnosno 63 % električne energije. Od marta

2018.godine u pogonu je VE Mesihovina koja je proizvela 103 GWh električne energije.

Hidrološke prilike u 2018. godini su bile znatno povoljnije nego u 2017. godini, tako da je

proizvodnja u hidroelektranama bila veća za 64,4 %. U termoelektranama je proizvodnja bila

na nivou iz 2017. godine. Veoma povoljna hidrološka situacija je rezultirala povećanom

proizvodnjom na prijenosnoj mreži, koja bila 17,66 % veća u odnosu na 2017. godinu.

Struktura proizvodnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH po mjesecima u 2018.

godini je prikazana na slici 3.1. Udio kompanija u proizvodnji električne energije u 2018.

godini je prikazan na slici 3.2.

Potrošnja električne energije u 2018. godini u BiH je manja za 1,67 % od potrošnje u 2017.

godini i iznosila je 12.330 GWh.

U tabelama 3.1, 3.2. i 3.3. prikazani su relevantni podaci o ostvarenju elektroenergetskog

bilansa na prijenosnoj mreži Bosne i Hercegovine u 2018. godini po mjesecima.

Potrošnja električne energije na prijenosnoj mreži u BiH na nivou licenciranih kompanija, te

struktura potrošnje po kategorijama potrošnje i administrativnim jedinicama u BiH, prikazani

su na slikama 3.3. i 3.4.

Vršna satna snaga konzuma na prijenosnoj mreži u 2018. godini iznosila je 1.994 MW, dana

18.12.2018. godine u 18. satu, što je smanjenje u odnosu na 2017. godinu za 195 MW.

Minimalna satna snaga od 805 MW zabilježena je 02.05.2018. godine u 4. satu. Istog dana i

sata je zabilježena minimalna potrošnja i u 2017. godini.

8

939 917 823 531

753 944 1.057 1.039 952 913 986 996

539 659 1.123

808 499 364

383 367 262 321

427 504

0 0

5

11 6 13 11 7

9 14 14 14

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

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

Mjesec

Struktura proizvodnje po mjesecima u 2018. godini Vjetro

Hidro

TermoGWh

Slika 3.1. - Struktura proizvodnje po mjesecima u 2018. godini

Slika 3.2. – Udio kompanija u proizvodnji električne energije u 2018. godini

9

Tabela 3.1.- Bilans električne energije na prijenosnoj mreži

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2018

Proizvodnja električne energije na prenosnoj mreži

(1) HE 539 659 1,123 808 499 364 383 367 262 321 427 504 6,256

(2) TE 939 917 823 531 753 944 1,057 1,039 952 913 986 996 10,850

(3) VE 0 0 5 11 6 13 11 7 9 14 14 14 103

(4) Proizvodnja UKUPNO (1+2+3) 1,478 1,575 1,951 1,350 1,258 1,320 1,451 1,413 1,223 1,248 1,427 1,513 17,209

(5) Enegija primljena iz distributivne mreže 14 10 24 27 9 9 10 4 1 3 7 10 126

Prijem električne energije od susjednih EES

(6) od EES Hrvatske 109 69 98 83 69 40 43 48 55 90 106 176 986

(7) od EES Srbije 81 52 45 101 59 67 112 86 101 151 83 65 1,003

(8) od EES Crne Gore 48 172 183 186 133 66 63 93 57 52 19 29 1,103

(9) Prijem UKUPNO (6..8) 238 292 326 370 262 174 218 227 214 293 208 270 3,092

(10) RASPOLOŽIVA ENERGIJA (3+4+8) 1,729.8 1,877.5 2,300.6 1,746.6 1,528.9 1,503.0 1,679.4 1,644.1 1,438.0 1,544.3 1,641.8 1,793.4 20,427.4

Preuzimanje električne energije sa prenosne mreže

(11) Ditsributivne kompanije 884 841 883 714 727 720 765 788 732 805 833 973 9,665

(12) Direktno priključeni potrošači 217 198 221 209 179 176 206 202 198 204 194 200 2,404

(13) Vlastita potrošnja elektrana 12 10 10 12 9 9 11 12 10 11 9 9 0

(14) Preuzimanje UKUPNO (11+12+13) 1,114 1,049 1,114 934 916 905 982 1,002 941 1,019 1,036 1,182 12,193

Isporuka električne energije za susjedne EES

(15) za EES Hrvatske 324 704 989 701 478 462 564 513 391 330 282 225 5,963

(16) za EES Srbije 55 34 74 38 47 31 12 20 21 22 53 81 489

(17) za EES Crne Gore 190 43 66 32 44 66 86 77 50 120 218 254 1,246

(18) Isporuka UKUPNO (15..17) 570 782 1,129 771 569 559 662 609 463 472 552 560 7,698

(19) Pumpni rad 17 8 3 5 17 12 4 1 6 24 24 16 137

(20) POTREBNA ENERGIJA (14+18+19) 1,700.6 1,839.1 2,245.8 1,710.1 1,502.2 1,476.0 1,647.5 1,612.2 1,409.3 1,515.2 1,612.4 1,758.3 20,028.6

Prenosni gubici

(21) Prenosni gubici (10-20) 29 38 55 36 27 27 32 32 29 29 29 35 399

(22) U odnosu na raspoloživu energiju (21)/(10) 1.69% 2.05% 2.38% 2.09% 1.74% 1.79% 1.90% 1.94% 2.00% 1.88% 1.79% 1.96% 1.95%

GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

10

Tabela 3.2.- Proizvodnja električne energije na prijenosnoj mreži


HE Jablanica 78 88 115 107 66 36 38 43 48 51 53 74 797.5

HE Grabovica 29 33 51 43 24 13 13 14 16 19 22 28 305.0

HE Salakovac 42 51 83 69 35 15 14 13 15 24 39 37 435.5

HE Višegrad 96 136 200 194 120 77 81 67 29 29 47 77 1152.9

HE Trebinje 1 37 45 117 62 40 40 48 44 18 19 22 36 526.7

HE Trebinje 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0

HE Dubrovnik (G2) 67 72 82 75 41 60 74 75 27 52 67 64 755.9

HE Bočac 32 28 48 42 23 22 19 12 10 8 13 23 279.0

HE Dub 3 3 4 6 6 6 9 5 2 2 2 4 52.6

HE Rama 44 60 68 66 67 43 50 67 71 68 61 66 730.2

HE Mostar 24 28 40 36 21 11 10 10 11 15 23 21 250.1

HE Jajce 1 32 28 42 39 26 22 17 11 7 6 12 22 264.8

HE Jajce 2 9 8 9 9 7 6 6 4 3 3 5 7 76.8

PHE Čapljina 24 45 210 36 15 10 4 2 5 23 41 23 437.5

HE Peć-Mlini 9 15 20 13 4 1 0 0 0 1 8 12 83.7

HE Mostarsko Blato 12 19 35 12 4 2 0 0 0 1 12 11 108.1

HIDROELEKTRANE 538.5 658.7 1,123.4 807.9 499.5 363.9 382.6 366.7 262.2 321.5 427.3 503.9 6256.3

TE Tuzla 259 224 120 72 222 286 325 361 267 347 302 245 3029.1

TE Kakanj 214 224 205 124 83 175 232 289 231 229 250 260 2515.1

TE Ugljevik 179 163 160 154 167 142 152 178 159 46 106 158 1764.9

TE Gacko 133 123 134 137 99 144 146 13 117 158 131 150 1484.5

TE Stanari 155 182 203 43 182 196 202 200 178 134 197 183 2056.0

TERMOELEKTRANE 939.5 916.6 822.8 530.7 752.8 943.6 1057.4 1039.4 951.9 913.1 986.2 995.6 10849.6

VE Mesihovina 0 0 5 11 6 13 11 7 9 14 14 14 103.5

VJETROELEKTRANE 0.0 0.0 5.1 11.4 5.9 12.9 10.9 7.0 9.3 13.7 13.6 13.7 103.5

PROIZVODNJA 1,478.0 1,575.2 1,951.4 1,350.0 1,258.1 1320.5 1450.9 1413.2 1223.5 1248.3 1427.2 1513.3 17209.4

GWh GWh GWh GWh GWh

PROIZVODNJA

GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

11

Tabela 3.3.- Potrošnja električne energije na prijenosnoj mreži


GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Preuzimanje sa prenosne mreže 1,130.7 1,057.3 1,116.9 939.1 933.0 916.9 985.7 1,003.1 946.6 1,043.4 1,060.2 1,197.9 12,330.8

Distribucija 387.7 364.2 381.6 324.9 328.3 316.9 326.8 340.5 326.1 360.9 367.8 424.7 4,250.5

Direktni potrošači 47.1 45.4 50.9 49.1 19.1 19.1 40.6 37.7 40.9 45.9 45.2 50.4 491.5

Elektrane - vlastita potrošnja 9.4 8.9 9.2 9.4 6.9 7.3 9.3 9.6 8.3 7.9 6.6 7.2 100.1

EPBiH 444.2 418.5 441.8 383.4 354.3 343.4 376.7 387.9 375.3 414.7 419.7 482.4 4,842.1

Distribucija 368.6 356.9 376.5 289.8 295.7 289.8 310.2 313.7 300.9 333.9 350.3 410.1 3,996.4



ERS 407.6 389.7 414.3 323.2 328.5 324.0 347.3 352.1 338.2 373.3 388.4 447.9 4,434.7

Distribucija 128.2 119.8 124.5 99.1 103.2 113.1 128.2 133.5 105.2 110.1 114.9 138.0 1,418.0



Pumpni rad - PHE Čapljina 17.1 8.4 2.7 4.9 17.4 12.2 3.5 1.0 6.0 24.4 24.2 15.6 137.4

EPHZHB 146.2 128.9 127.8 105.0 121.6 126.3 133.0 135.9 112.3 135.7 140.0 154.7 1,567.3

Distribucija 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Direktni potrošači 132.7 120.1 133.0 127.6 128.6 123.2 128.6 127.1 120.8 119.7 112.1 113.0 1,486.7


ALUMINIJ TRADE 132.7 120.1 133.0 127.6 128.6 123.2 128.6 127.1 120.8 119.7 112.1 113.0 1,486.7

POTROŠNJA

12

4.842 GWh; 39%

4.435GWh; 36%

1.567 GWh; 13%

1.487 GWh; 12%

Potrošnja električne energije na prenosnoj mreži BiH u 2018. g.

EPBiH

ERS

EPHZHB

ALUMINIJ TRADE

Slika 3.3. – Potrošnja električne energije na prijenosnoj mreži u 2018. godini

Slika 3.4. – Struktura potrošnje po kategorijama i administrativnim jedinicama

U tabeli 3.4. prikazani su podaci o mjesečnim maksimalnim i minimalnim, satnim i dnevnim

potrošnjama električne energije u 2018. godini.

13

Tabela 3.4.- Podaci o karakterističnoj dnevnoj potrošnji električne energije u 2018. godini

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

Januar 1,855 15.01.2018. 18 981 08.01.2018. 4 37,259 23.01.2018. 32,423 07.01.2018.

Februar 1,992 28.02.2018. 19 1,020 05.02.2018. 4 40,634 27.02.2018. 34,085 04.02.2018.

Mart 1,940 01.03.2018. 19 964 12.03.2018. 4 40,278 01.03.2018. 32,237 11.03.2018.

April 1,662 02.04.2018. 21 885 23.04.2018. 4 32,717 03.04.2018. 28,719 22.04.2018.

Maj 1,481 16.05.2018. 21 805 02.05.2018. 4 30,550 30.05.2018. 24,576 01.05.2018.

Juni 1,563 12.06.2018. 15 847 18.06.2018. 4 31,780 12.06.2018. 27,112 17.06.2018.

Juli 1,651 31.07.2018. 15 904 17.07.2018. 5 33,275 31.07.2018. 28,782 01.07.2018.

August 1,688 20.08.2018. 21 854 27.08.2018. 4 33,736 10.08.2018. 28,115 26.08.2018.

Septembar 1,691 26.09.2018. 20 901 10.09.2018. 4 32,818 28.09.2018. 28,753 16.09.2018.

Oktobar 1,725 24.10.2018. 20 930 29.10.2018. 4 34,275 24.10.2018. 30,284 14.10.2018.

Novembar 1,887 29.11.2018. 18 938 05.11.2018. 4 37,907 30.11.2018. 30,987 04.11.2018.

Decembar 1,994 18.12.2018. 18 1,044 10.12.2018. 4 40,557 20.12.2018. 34,830 09.12.2018.

MAX SATNA POTROŠNJA MIN SATNA POTROŠNJAMAX DNEVNA

POTROŠNJA

MIN DNEVNA

POTROŠNJA

Slika 3.5.- Minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima u 2018. godini

Na slici 3.5. data je minimalna i maksimalna satna potrošnja po mjesecima, dok je u tabeli

3.5. prikazana karakteristična potrošnja za dane u kojima je postignuta maksimalna, odnosno,

minimalna satna snaga konzuma, kao i dani sa maksimalnom i minimalnom dnevnom

potrošnjom. Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2018. godini, su pokazani na slici

3.6.

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

minimalnog opterećenja iznosio je 1,7 (1.994/1.170). U danu u kome je postignuto minimalno

opterećenje ovaj odnos je bio 1,74 (1.405/805).

14

Tabela 3.5.- Karakteristične potrošnje električne energije u 2018. godini

MWh Dan Sat MWh Dan Sat MWh Dan MWh Dan

1,994 18.12.2018. 18:00 805 02.05.2018. 4:00 40,634 27.02.2018. 24,576 01.05.2018.

Max satna potrošnja Min satna potrošnja Max dnevna Min dnevna

Slika 3.6.- Dijagrami potrošnje za karakteristične dane u 2018. godini

3.1.1 Razmjena električne energije sa susjednim sistemima

Prema deklarisanim programima razmjene, u elektroenergetski sistem BiH je u 2018. godini,

uvezeno 4.824 GWh, a iz elektroenergetskog sistema BiH izvezeno 9.431 GWh električne

energije. Od toga je u 2018. godini preko prijenosne mreže BiH tranzitirano 2.959 GWh

električne energije. Saldo od 4.606 GWh izvezene električne energije predstavlja povećanje

izvoza za 250 % u odnosu na 2017. godinu. Glavni razlog značajnog povećanja izvoza u

2018. godini je povoljna hidrološka situacija u BiH tokom 2018.godine. Saldo deklarisane

razmjene u 2018. godini prikazan je na slici 3.7.

Slika 3.7. Saldo deklarisane razmjene u 2018. godini

3.1.2 Prekogranični tokovi električne energije

Ostvareni fizički tokovi električne energije na interkonektivnim dalekovodima u 2018. godini,

daju saldo razmijenjene električne energije regulacionog područja BiH u iznosu od 4.606

GWh u smjeru izvoza. Iz susjednih elektroenergetskih sistema u sistem BiH injektovano je

3.092 GWh, a u druge sisteme isporučeno 7.698 GWh električne energije. Tokovi električne

15

energije na granici sa susjednim sistemima su bili takvi da je u 2018. godini, na granici sa

Srbijom, u elektroenergetski sistem BiH injektovano ukupno 514 GWh električne energije,

dok je na granici sa Hrvatskom isporučeno 4.977 GWh, te na granici sa Crnom Gorom 143

GWh električne energije. Tokovi električne energije na granici sa susjednim sistemima su

prikazani na slici 3.8.

Slika 3.8. Ostvarena razmjena u 2018. godini

3.1.3 Naponske prilike u EES-u BiH

Podaci o vrijednostima napona u značajnijim čvorištima 400 kV, 220 kV i 110 kV

elektroenergetskog sistema u BiH dobijaju se preko SCADA/EMS (Supervisory Control And

Data Acquisition / Energy Management System) sistema u NOSBiH, preuzimanjem podataka

iz daljinskih stanica. U periodu od 01.01. do 31.12.2018. godine (8760 sati), analizirane su

satne vrijednosti napona na sabirnicama u transformatorskim stanicama (TS) navedenim u

tabeli 3.6.

U tabeli je prikazan broj sati rada navedenih postrojenja u 2018. godini, pri naponima iznad

dozvoljenih granica definisanih Mrežnim kodeksom za naponske nivoe 400, 220 i 110 kV.

Pokazan je i procenat trajanja povišenih napona u analiziranoj godini. U tabeli su, takođe,

16

prikazani maksimalni naponi (Um) definisani Mrežnim kodeksom te maksimalne vrijednosti

izmjerenih napona (Umm) u 2018. godini.

U 2018. godini su naponske prilike bile slične onima iz 2017. godine, s tim da je u

TS 400/220/110 kV Mostar 4 zabilježen najviši 400 kV napon od razmatranih TS-a, a iznosio

je 441,06 kV i ostvaren je dana 30.10.2018. godine u 5:00 sati. Najviši 220 kV napon je

zabilježen u TS 400/220/110 kV (RP) Trebinje u vrijednosti od 253,33 kV, a ostvaren je dana

02.10.2018. godine u 4:00 h. Takođe, u ovoj TS je zabilježeno najduže trajanje povišenih

napona, i na naponskom nivou 400 kV i na 220 kV.

Tabela 3.6. Broj sati rada TS pri naponu većem od maksimalno dozvoljene vrijednosti

TS Naponski

nivo (kV)

Um

(kV)

Broj

sati

kada je

U>Um

Broj

sati u %

kada je

U>Um

Umm

(kV)

Banja

Luka 6

400 420 2259 26% 433.49

110 123 3 0% 123.28

Tuzla 4

400 420 5899 67% 437.06

220 245 780 9% 250.66

110 123 0 0% 121.35

Prijedor 2 220 245 2021 23% 253.92

110 123 2 0% 123.52

Mostar 4

400 420 7343 84% 441.06

220 245 4132 47% 253.19

110 123 7 0% 123.7

Sarajevo

10

400 420 7001 80% 439.79

110 123 419 5% 125.43

Trebinje

400 420 8012 92% 440.42

220 245 4150 47% 253.33

110 123 0 0% 121.87

17

4. PROIZVODNJA I POTROŠNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE U BIH U PROTEKLOM PERIODU

U tabeli 4.1. prikazani su podaci o proizvodnji i potrošnji električne energije, bilansi snaga za

maksimalno satno opterećenje konzuma BiH u periodu 2008.-2018. godina, prema godišnjim

izvještajima koje je pripremio NOSBiH.

U tabeli su, takođe, prikazani karakteristični godišnji pokazatelji za period 2008. – 2018.

godina, koji se koriste za određivanje godišnje krive trajanja opterećenja. Pokazatelji se

određuju na osnovu sljedećih formula.

- Faktor godišnjeg opeterećenja konzuma:

- Vrijeme korištenja maksimalnog godišnjeg opterećenja:

- Srednje godišnje opterećenje:

Ukupna proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990. – 2018. godina, na

godišnjem nivou, prema izvještajima NOSBiH-a, prikazana je na dijagramu uz sliku 4.1.

18

Tabela 4.1.Karakteristični pokazatelji za period 2008. – 2018. godina

R.b. Godina Pozicija

Ostvareno

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1 Godišnja potrošnja na prijenosnoj mreži (MWh) 11.338.800 10.786.500 11.468.900 11.879.700 11.852.941 11.731.960 11.345.564 11.719.300 12.015.388 12.273.863 12.193.404

2 Godišnji stopa rasta potrošnje (%) 4,3 -4,87 6,33 3,58 -0,23 -1,02 -3,29 3,29 2,53 2,16 -0,66

3 Enegija primljena iz distributivne mreže (MWh) 526.900 87.800 84.300 19.791 37.573 58.385 47.493 62.950 97.818 96.129 126.034

4 Proizvodnja na prijenosnoj mreži (MWh) 13.270.200 13.994.900 15.553.500 13.694.919 12.233.666 15.711.551 14.472.360 14.165.277 16.054.336 14.626.610 17.209.400

5 Ukupna proizvodnja + (3) (MWh) 13.797.100 14.082.700 15.637.800 13.714.710 12.271.239 15.769.936 14.519.853 14.228.227 16.152.154 14.722.739 17.335.434

6 Gubici na prijenosnoj mreži (MWh) 326.500 306.100 337.900 324.169 308.138 343.102 304.185 359.371 333.304 341.520 398.766

7 Gubici na prijenosnoj mreži u odnosu na (1) (%) 2,88 2,84 2,95 2,73 2,60 2,92 2,68 3,07 2,77 2,78 3,27

8 Pumpni rad 0 0 2.200 21.403 65.970 0 3 13.898 46.214 266.114 137.435

9 Ukupna potrošnja na prijenosnoj mreži (1+6+8) 11.665.300 11.092.600 11.809.000 12.203.869 12.227.048 12.075.065 11.649.752 12.092.569 12.394.906 12.881.497 12.729.605

10 Gubici na prijenosnoj mreži u odnosu na (5) (%) 2,46 2,19 2,17 2,37 2,52 2,18 2,10 2,53 2,06 2,32 2,30

11 BILANS NA PRIJENOSNOJ MREŽI (5-9) (MWh) 1.604.900 2.902.300 3.744.500 1.491.050 6.618 3.636.486 2.822.608 2.072.708 3.757.248 1.841.242 4.605.829

12 Vršna snaga konzuma na prijenosnoj mreži (MW) 2.117 2.033 2.173 2.150 2.143 2.074 2.207 2.105 2.098 2.189 1.994

13 Angažovana snaga izvora na mreži prijenosa (MW) 2.435 2.273 2.870 1.956 1.820 2.119 2.313 1.886 2.007 2.584 2.932

14 Potrebna snaga primarne rezerve (MW) 14 14 14 14 14 14 14 14 16 16 16

15 Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period vršnog opterećenja (MW)

59 57 59 59 59 59 59 55 55 50,5 50

16 Prosječna potrebna snaga sekundarne rezerve za period nevršnog opterećenja (MW)

59 57 59 59 59 59 59 55 55 32,6 32,6

17 Pozitivna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 250 250 250 250 250 250 250 250 184 196 196

18 Negativna potrebna snaga tercijerne rezerve (MW) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 66 66

19 BILANS (13-12) (MW) 318 240 697 -194 -323 45 106 -219 -91 395 938

20 Faktor godišnjeg opterećenja konzuma BiH 0,61 0,61 0,61 0,63 0,63 0,65 0,59 0,64 0,65 0,54 0,47

21 Vrijeme korištenja maks. god. opterećenja Tg(h) 5.356 5.306 5.277 5.526 5.531 5.657 5.141 5.567 5.727 4.750 4.159

22 Srednje godišnje opterećenje Pg (MW) 1.291 1.231 1.309 1.356 1.349 1.339 1.295 1.338 1.372 1.401 1.392

19

Slika 4.1.- Ukupna godišnja proizvodnja i potrošnja električne energije u BiH u periodu 1990.–2018.godina

20

5. BILANS ELEKTRIČNE ENERGIJE NA PRIJENOSNOJ MREŽI ZA 2019.

U tabelama 5.1. – 5.4. prikazane su planske vrijednosti proizvodnje i potrošnje električne

energije za 2019. godinu.

Tabela 5.1.- Proizvodnja na mreži prijenosa

(GWh) UKUPNO

HE Rama 655,0

HE Mostar 242,0

PHE Čapljina 192,0

HE Peć-Mlini 73,0

HE Jajce 1 214,0

HE Mostarsko blato 132,0

Ukupno HE 1.508,0

VE Mesihovina 140,0

Ukupno VE 140,0

Ukupno EP HZ HB 1.648,0

HE Jablanica 717,6

HE Grabovica 287,0

HE Salakovac 407,0

Ukupno HE 1.411,5

TE Tuzla 3.231,5

TE Kakanj 2.227,2

Ukupno TE 5.458,7

Ukupno EP BiH 6.870,2

HE Trebinje 1 302,5

HE Dubrovnik 505,4

HE Višegrad 742,5

HE Bočac 231,4

Ukupno HE 1.781,8

TE Gacko 1.344,0

TE Ugljevik 1.715,0

Ukupno TE 3.059,0

Ukupno ERS 4.840,8

TE Stanari 2.025,0

VE Jelovača 110,0

HE Dub i Ustiprača 52,6

Ukupno HE u BiH 4.754

Ukupno TE u BiH 10.542,7

Ukupno VE u BiH 250,0

Ukupno 15.546,6

Tabela 5.2. Bruto distributivna potrošnja

(GWh) UKUPNO

EP HZ HB 1.381,10

EP BiH 4.746,79

ERS 3.804,98

Distrikt Brčko 282,00

Ukupno bruto distr. potrošnja 10.214,87

Tabela 5.3. Direktni kupci

(GWh) UKUPNO

Aluminij Mostar 1445,40

Željeznica FBiH (EP HZ HB) 6,00

Arcelor Mittal 389,68

Cementara Kakanj 52,00

KTK Visoko 0,50

Prevent CEE 10,67

Željezara Ilijaš 23,76

Željeznice FBiH (EP BiH) 31,50

FG Birač Zvornik 104,40

Željeznica RS 18,20

RS Silicon 214,62

Rudnik Arcelor Mital 23,80

Steelmin BH 224,45

B.S.I. Jajce 227,76

Ukupno direktni kupci 2.772,74

PHE Čapljina (pumpanje) 75,40

EP HZ HB 75,40

EP BiH 0,00

Potrošnja HE, R i TE 17,26

ERS 17,26

Ukupno vlastita potrošnja

elektrana

17,26

Ukupno kupci 2.790,00

21

Tabela 5.4. Ukupna potrošnja u BiH

(GWh) UKUPNO

EP HZ HB 1.456,50

EP BiH 4.746,79

ERS 3.822,24

Distrikt Brčko 282,00

Direktni kupci 2.772,74

Ukupna potrošnja u BiH 13.080,26

22

Podaci iz prethodnih tabela preuzeti su iz Bilansa električne energije na mreži prijenosa za

2019. godinu, koji NOSBiH izrađuje na osnovu bilansa potrošnje i proizvodnje električne

energije elektroprivreda u BiH i Distrikta Brčko. Ukupne bilansne vrijednosti su date u

sljedećoj tabeli.

Tabela 5.5. Bilans električne energije za 2019. (GWh)

1. Bruto distributivna potrošnja 10.214,87

2. Vlastita potrošnja elektrana 17,26

3. Direktni kupci 2.772,74

4. Proizvodnja na mreži prijenosa 15.546,6

5. Preuzimanje iz susjednih EES na distributivnom nivou 92,37

6. Proizvodnja DHE, MHE i ITE 881,18

7. Gubici prijenosa 370,00

8. Isporuka sa mreže prijenosa 12.031,32

9. Ukupna potrošnja u BiH 13.004,86

10. Ukupna proizvodnja u BiH 16.427,78

Bilans BiH (10.+5.-9.-7.) 3.145,29

23

6. PROGNOZA POTROŠNJE 2020.-2029. GODINA

6.1 Statistički podaci relevantni za planiranje potrošnje

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

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

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

BiH, ispostava Agencije za statistiku BiH.

U tabeli 6.1. dat je pregled potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži i dostupnih

podataka o osnovnim indikatorima za Bosnu i Hercegovinu, za period 2007.-2018. godina [1],

[2], prema podacima zvaničnih statističkih organizacija (www.bhas.ba ).

Tabela 6.1.- Pregled potrošnje električne energije i osnovnih indikatora za Bosnu i Hercegovinu

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Procjena

ukupnog

prisutnog

stanovn.hilj.

3.542 3.542 3.541 3.540 3.538 3.535 3.531 3.526 3.518 3.511 3.511 3.511

BDP u mil.

KM1

22.548

25.519

24.799

25.365

25.231

26.223

26.779 27.359 28.586 29.900 31.332 -

BDP/stan. u

KM 6.366 7.205 7.003 7.165 7.414 7.418 7.584 7.759 8.126 8.516 8.941 -

BDP/stan.

(EUR2) 3.255 3.684 3.581 3.664 3.791 3.793 3.878 3.967 4.155 4.354 4.571 -

Porast BDP

(%) 12,42 13,18 -2,82 2,28 -0,53 3,93 2,12 2,17 4,48 4,60 4,8 -

Potrošnja

el.energije

GWh3

10.871 11.338 10.787 11.469 11.880 11.853 11.732 11.379 11.719 12.015 12.540 12.330

Porast

potrošnje

(%)

0,69 4,2 -4,9 6,3 3,6 -0,2 -1,02 -3,00 2,99 2,53 4,4 -1,67

1Agencija za statistiku BiH –„Bruto društveni proizvod za BiH 2017, Proizvodni pristup, prvi rezultati“, juli 2018. godine 2obračunato po prosječnom godišnjem kursu eura CB BiH 3Potrošnja električne energije na mreži prijenosa, uračunat pumpni rad (podaci NOSBiH)

Treba naglasiti da je prema popisu stanovništva iz 1991. godine, na području Bosne i

Hercegovine registrovano 4.377.033 stanovnika. Podaci koji su dati u tabeli 6.1. za period

2007.-2018. predstavljaju procjenu broja stanovnika koje su izvršile statističke organizacije.

Ukupan broj stanovnika u BiH prema podacima Agencije za statistiku BiH je 3.511.372

stanovnika (http://www.bhas.ba/tematskibilteni/DEM_00_2016_TB_0_BS.pdf ).

Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2011.-2017.

godine koju objavljuje Agencija za statistiku Bosne i Hercegovine u svojim saopćenjima

„Statistika energije“ je data u tabeli 6.2. Iznos finalne potrošnje je nešto manji (cca 10 %) od

egzaktnih podataka o potrošnji električne energije na prijenosnoj mreži koje publikuje

NOSBiH jer nisu uračunati gubici na distributivnoj mreži, međutim, ovi izvještaji su značajni

jer ukazuju na procentualnu strukturu potrošača.

http://www.bhas.ba/

http://www.bhas.ba/tematskibilteni/DEM_00_2016_TB_0_BS.pdf

24

Finalna potrošnja električne energije predstavlja finalnu potrošnju energije u industriji,

građevinarstvu, saobraćaju, poljoprivredi, domaćinstvima i ostalim sektorima.

U finalnoj potrošnji električne energije u 2017. godini domaćinstva učestvuju sa 41,7%,

industrija sa 37,6%, a ostali potrošači uključujući građevinarstvo, saobraćaj i poljoprivredu sa

20,7%.

Najveće učešće u potrošnji električne energije u 2017. godini u industrijskom sektoru ima

industrija proizvodnje metala bez željeza sa 40,4%, dok industrija željeza i čelika učestvuje sa

19,2 %.

Tabela 6.2.– Struktura finalne potrošnje električne energije u Bosni i Hercegovini u periodu 2011.-

2017. godina (Izvor: Agencija za statistiku BiH)

GWh 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Industrija željeza i čelika

Hemijska (uklj. i

petrohemijsku)

Metali bez željeza

Nemetalni mineralni

proizvodi

Transportna oprema

Mašine

Rudarstvo i kamenolomi

Prerada hrane, pića i

duhana

Celuloza, papir i

štampanje

Drvo i drveni proizvodi

Tekstil i koža

Nespecificirano

(industrija)

678

89

2.106

189

24

230

84

202

192

137

88

112

750

107

2.041

181

43

206

90

244

238

174

90

133

793

104

1.969

154

35

216

75

195

190

156

84

118

732

108

1.762

156

41

194

95

214

159

148

115

125

773

118

1.712

164

45

201

87

228

202

168

115

118

813

127

1.667

158

50

228

93

255

189

177

101

156

820

136

1.728

168

53

290

92

264

229

179

174

148

Industrija ukupno 3.692 4.131 4.297 4.089 3.849 4.014 4.281

Industrija (%) 35,9% 38,3% 38,7% 37,4% 36,4% 36,2% 37,6%

Saobraćaj 136 139 107 84 80 73 76

Saobraćaj (%) 1,3% 1,3% 0,9% 0,7% 0,8% 0,7% 0,7%

Domaćinstva 4.542 4.541 4.599 4.624 4.605 4.733 4.756

Domaćinstva (%) 43,9% 42,1% 41,4% 42,3% 43,5% 42,7% 41,7%

Građevinarstvo 127 84 86 60 61 65 63

Poljoprivreda 89 94 90 84 53 67 48

Ostali potrošači 1.761 1.799 1.918 2.027 1.939 2.136 2.174

Ostala potrošnja

ukupno 1.977 1.977 2.201 2.255 2.133 2.341 2.285

Ostala potrošnja

ukupno (%) 19,1% 18,3% 19,9% 20,3% 20,1% 21,1% 20,0%

FINALNA

POTROŠNJA 10.347 10.788 11.097 10.933 10.587 11.088 11.398

25

6.2 Prognoziranje potrošnje električne energije na bazi korelacije sa bruto društvenim

proizvodom

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

društvenim proizvodom, se bazira na linearnoj funkcionalnoj povezanosti između potrošnje

električne energije i BDP-a. To znači da je za određeni nivo BDP-a, potrebno utrošiti i

adekvatnu količinu električne energije.

Prema istraživanjima, postoji visok stepen korelacije između promjena bruto društvenog

proizvoda i promjena u potrošnji električne energije. Konstatovana je pozitivna korelacija, tj.

porast društvenog proizvoda dovodi do porasta potrošnje električne energije sa vrlo visokim

stepenom korelacije (između 0,95 i 0,99). Ovu tezu potvrđuje i vrlo visok stepen elastičnosti

između stope rasta bruto društvenog proizvoda i stope rasta potrošnje električne energije.

Koeficijent elastičnosti se obično kreće od 0,85 do 0,95, što znači da promjena bruto

društvenog proizvoda od 1% izaziva promjene u potrošnji od 0,85 % -0,95 %.

Na slici 6.1. je prikazan uporedni dijagram kretanja BDP (mil.KM) i potrošnje (GWh) u Bosni

i Hercegovini za period 2001.-2017. (2018). godina. U svim posmatranim godinama, izuzev

2009. i 2012. godine zabilježeni su porast BDP-a i potrošnje električne energije. Samo u

2013. i 2014. godini je zabilježen porast BDP-a, uz istovremeni pad potrošnje električne

energije.

Ovakva kretanja se direktno odražavaju i na koeficijent elastičnosti koji je za 2005., 2006.,

2007., 2008. i 2009. godinu iznosio 0,62; 0,54; 0,48; 0,44; 0,44, dok je u 2010., 2011., i 2012.

godini iznosio 0,45; 0,47 i 0,45, a u 2013., 2014., 2015., 2016. i 2017. godini 0,44; 0,42;

0,41; 0,40; 0,40. Proračunati srednji koeficijent elastičnosti za period 2005.-2017. godina

iznosi 0,46.

Slika 6.1. - Bruto društveni proizvod i potrošnja električne energije u BiH

U tabeli 6.3 data je procjena porasta BDP-a, i potrošnje električne energije u Bosni i

Hercegovini za period 2020.-2029. godina.

26

U 2018. godini procijenjen porast BDP-a u Bosni i Hercegovini je 3,2 %, prema najnovijim

prognozama Svjetske banke [Global Economic Prospects 2019., www.worldbank.org ], u

2019. godini 3,4%, u 2020. godini 3,9%, i u 2021. godini 4,0%. Prosječan porast BDP-a za

ove četiri godine je 3,6%, pa je to pretpostavljeni porast u periodu 2020-2029. godina.

Uz pretpostavljeni rast BDP od 3,6% i prethodno proračunati koeficijent elastičnosti 0,46

dobijemo poraste potrošnje električne energije od 1,66 % za period 2020-2029. godina.

Tabela 6.3.- Prognoza potrošnje električne energije u BiH na bazi korelacije sa BDP-om

Kod prognoziranja potrošnje električne energije na osnovu korelacije sa bruto društvenim

proizvodom u BiH ima dosta nepoznanica, zbog nepoznavanja tačnijih podataka o kretanju

BDP-a u narednom periodu, ali se gore navedene procjene, u kombinaciji sa drugim

metodama, mogu koristiti za određivanje okvirnog porasta potrošnje.

6.3 Planovi potrošnje korisnika prijenosne mreže

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

kako bi korisnicima prijenosne mreže omogućio pravovremeno informisanje o njihovim

obavezama u dostavljanju planskih podataka u skladu sa Zakonom o osnivanju Nezavisnog

operatora prijenosnog sistema u BiH i Mrežnim kodeksom.

6.3.1 Plan potrošnje direktno priključenih kupaca

U tabeli 6.4. su prikazani dostavljeni podaci o potrošnji korisnika koji su direktno priključeni

na prijenosnu mrežu, a u tabeli 6.5. maksimalne snage na prijenosnoj mreži za period

2020.-2029. godina. Podatke su do utvrđenog roka dostavili Aluminij d.d. Mostar i BSI d.o.o.

Jajce. Takođe, Elektroprivreda RS je dostavila podatke za potrošače Željeznice RS, Alumina

d.o.o. Zvornik i EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o. [3]. Za ostale direktno

priključene kupce u Plan potrošnje električne energije uključeni su podaci prema Bilansu za

2019. godinu, dok su za maksimalnu snagu prikazani podaci dostavljeni u prethodnim

indikativnim planovima. Prema podacima iz tabele 6.4 za većinu direktno priključenih kupaca

predviđena je konstantna potrošnja tokom posmatranog desetogodišnjeg perioda, kao i

konstantna maksimalna snaga (Tabela 6.5).

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

bazi podataka NOSBiH-a.

Godina Procijenjeni realni

porast BDP-a

Porast potrošnje

električne energije

2020 3,6% 1,66%

2021 3,6% 1,66%

2022 3,6% 1,66%

2023 3,6% 1,66%

2024 3,6% 1,66%

2025 3,6% 1,66%

2026 3,6% 1,66%

2027 3,6% 1,66%

2028 3,6% 1,66%

2029 3,6% 1,66%

http://www.worldbank.org/

27

Tabela 6.4. Plan potrošnje direktno priključenih kupaca (GWh) za period 2020.-2029. godina

Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Aluminij d.d. Mostar

(b.s.) 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010


(v.s.) 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211 2.211


(n.s.) 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010 2.010

B.S.I. d.o.o. Jajce

(b.s.)

225,2 225,2 236,5 225,5 236,5 236,5 236,5 236,5 225,5 225,5

Cementara Kakanj 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0 52,0

Arcelor Mital 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68 389,68

Željezara Ilijaš 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8

KTK Visoko 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Prevent CEE 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7

Željeznice FBiH 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5

Željeznice RS (b.s.) 23,6 23,9 24,1 24,3 24,6 24,6 25,1 25,4 25,7 25,9

Željeznice RS (v.s.) 23,9 24,2 24,4 24,7 24,9 25,2 25,5 25,7 26,0 26,3

Željeznice RS (n.s.) 23,3 23,5 23,7 23,9 24,2 24,4 24,6 24,9 25,1 25,3

Alumina d.o.o.

Zvornik (b.s.) 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142

Alumina d.o.o.

Zvornik (v.s.) 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1 149,1

Alumina d.o.o.

Zvornik (n.s.) 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142

EFT Rudnik i

Termoelektrana

Stanari d.o.o. (b.s.)

0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72

EFT Rudnik i

Termoelektrana

Stanari d.o.o. (v.s.)

0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864 0,864

EFT Rudnik i

Termoelektrana

Stanari d.o.o. (n.s)

0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6

Rudnik Arcelor

Mital 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8 23,8

Steelmin BH 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5 224,5

R-S Silicon d.o.o.

Mrkonjić Grad 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6

28

Tabela 6.5.- Maksimalne snage (MW) na prijenosnoj mreži za period 2020.-2029.godina-bazni

scenario

Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Aluminij d.d.

Mostar 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0 234,0

B.S.I. d.o.o. Jajce 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5 27,5

Cementara Kakanj 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3 13,3

Arcelor Mital 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0

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

Željeznice RS 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0

Alumina d.o.o.

Zvornik 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0

EFT Rudnik i

Termoelektrana

Stanari d.o.o.

30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0

R-S Silicon d.o.o.

Mrkonjić Grad 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0

Rudnik Arcelor Mital Nisu dostavljani podaci

KTK Visoko Nisu dostavljani podaci

Željeznice F BiH Nisu dostavljani podaci

Prevent CEE Nisu dostavljani podaci

Steelmin BH Nisu dostavljani podaci

6.3.2 Bruto distributivna potrošnja – planovi elektroprivrednih preduzeća

Podatke o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji TS 110/x kV od elektroprivrednih

(distributivnih) preduzeća u Bosni i Hercegovini su u predviđenom terminu dostavile

EP BiH, ERS i EP HZ HB. Podatke nije dostavilo Komunalno Brčko, pa su korišteni podaci

iz prethodnih indikativnih planova.

Podaci o planiranoj bruto distributivnoj potrošnji postojećih transformatorskih stanica

110/x kV, kao i lista prijedloga za izgradnju novih transformatorskih stanica 110/x kV koje je

za Indikativni plan dostavila EP BiH [4] su dostupni u arhivi NOSBiH-a, a detaljna

obrazloženja o predloženim objektima su data u studijama/elaboratima koji su dostavljeni

Elektroprijenosu BiH. EP BiH je za Indikativni plan dostavila podatke o potrošnji TS 110/x

kV za period 2020.-2029. godina sa prosječnim rastom do 2,2% za bazni scenario, za

optimistički (viši) scenario 4%, a za pesimistički scenario 2%, što su približno isti procenti

porasta kao u prethodnoj godini. Za svaku TS 110/x kV je dostavljena i procjena strukture

potrošnje u istom periodu, kao i maksimalne snage na mreži prijenosa. Svi gore navedeni

podaci su dio Priloga.

U podacima koje je dostavila EP HZ HB [5] za svaku postojeću TS 110/x kV je

prognozirana ukupna potrošnja – bazni scenario na osnovu ostvarene preuzete električne

energije za 2015. godinu i godišnje stope porasta od 1%, koja je uzeta kao najrealnija stopa,

budući da posljednjih godina povećanje potrošnje nije prelazilo taj iznos. Procenat stope rasta

– viši scenario je za svaku trafostanicu 110/x kV preuzet iz Integralne studije razvoja JP EP

HZ HB d.d. Mostar 2006. – 2010. godina sa projekcijom na 2020. godinu - referentni scenario

29

(S2) razvoja sa stopom od 2%. U dostavljenim podacima kao stope rasta za niži scenario

naveden je iznos od 0,5%. Podaci sistematizovani po županijama su sastavni dio Priloga.

Prema Integralnoj studiji razvoja JP EP HZ HB d.d. Mostar 2006. – 2010. godina sa

projekcijom na 2020. godinu planirano je povećanje opterećenja od 2% po svakoj prijenosnoj

trafostanici 110/x kV koje je linearno raspoređeno za period 2020-2029. godina. Što se tiče

prognoze strukture potrošnje za referentni scenario (S2) u Studiji energetskog sektora u BiH

predviđa se smanjenje udjela potrošnje domaćinstava s 49% u 2005. godini na 46% u 2020.

godini, a povećava udio kupaca na niskom (osim domaćinstava) i srednjem naponu s 32% u

2005. godini na 46% u 2020. godini. Za svaku prijenosnu trafostanicu 110/x kV navedena je

ostvarena struktura potrošnje u 2018. godini kao bazna i linearno primijenjena stopa rasta od

1% po svakoj prijenosnoj trafostanici 110/x kV za period 2020-2029. godina.

ERS je dostavila podatke o predviđenom rastu potrošnje postojećih TS 110/x kV [3] i to: za

bazni scenario sa prosječnim godišnjim rastom od približno 2,3 %, za viši scenario približno

3,2 % i niži scenario 1,5 %. U Prilogu se nalaze detaljni podaci prognoze potrošnje postojećih

TS 110/x kV za elektrodistribucije: ZP Elektrokrajina, ZP Elektrodoboj, ZEDP

Elektrobijeljina, ZP Elektrodistribucija Pale, ZP Elektrohercegovina, i novoplaniranih

transformatorskih stanica 110/x kV ZP Elektrokrajina. Prognoze rasta su različite, zavisno od

elektrodistributivnog preduzeća: ZP Elektrokrajina – bazni scenario 2,5 %, viši scenario 3,5%,

niži scenario 1,5 %, ZP Elektrodoboj - bazni scenario 3%, viši scenario 3,5 %, niži scenario

2,5%, ZEDP Elektrobijeljina - bazni scenario 2 %, viši scenario 3%, niži scenario 1 %,

ZP Elektrodistribucija Pale - bazni scenario oko 1 %, viši scenario 1,8 %, niži scenario 0,6 %,

ZP Elektrohercegovina - bazni scenario 1,5 %, viši scenario 2 %, niži scenario 0,5 %. Što se

tiče strukture potrošnje, zavisno od elektrodistribucije, za cijeli period je ostavljena ili ista

struktura potrošnje, ili je predviđeno smanjenje udjela potrošnje domaćinstava uz povećanje

udjela industrijske i ostale potrošnje.

Javno preduzeće Komunalno Brčko d.o.o. – Brčko Distrikt je dostavilo NOSBiH za

Indikativni plan 2015-2024, podatke o sumarnoj potrošnji (MWh) i sumarnoj snazi (MW) za

dvije trafostanice 110 kV (Brčko 1 i Brčko 2). Prosječna stopa rasta za bazni scenario iznosi

1,5 %. Predviđena stopa rasta potrošnje u višem scenariju je 2,25 %, dok je u nižem scenariju

predviđen porast od 1 %.

U tabeli 6.6. data je prognoza distributivne potrošnje po elektroprivrednim kompanijama.

Prognoza je urađena na osnovu Bilansa električne energije za 2019. godinu i ostvarenja u

2018. godini (EP HZ HB) i prosječnih procenata porasta za bazni, viši i niži scenario, koje su

dale elektroprivredne kompanije, s tim da je za Komunalno Brčko potrošnja data odvojeno.

Na osnovu podataka koje su dostavile elektroprivredne kompanije može se zaključiti da će

distributivna potrošnja u narednom planskom periodu imati prosječan rast od oko 2% u

baznom scenariju, 3,4% u višem scenariju i 1,6% u nižem scenariju.

U Indikativnom planu nije razmatrana opravdanost izgradnje novih transformatorskih

stanica 110/x kV, koje su elektroprivredne kompanije predložile u svojim planovima

razvoja (dostupno u arhivi NOSBiH-a), i ove TS nisu predmet Indikativnog plana

razvoja proizvodnje.

30

Elektroprijenos BiH će u skladu sa svojim obavezama i kriterijumima, u dugoročnim

planovima razvoja prijenosne mreže razmatrati izgradnju novih transformatorskih stanica

110/x kV i način njihovog priključivanja na prijenosnu mrežu.

Tabela 6.6. Plan bruto distributivne potrošnje u BiH za period 2020.-2029.godina (GWh)

Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

EP HZ HB (b.s.) 1.432,2 1.446,5 1.461,0 1.475,6 1.490,3 1.505,2 1.520,3 1.535,5 1.550,8 1.566,4

EP HZ HB (v.s.) 1.446,4 1.475,3 1.504,8 1.534,9 1.565,6 1.596,9 1.628,8 1.661,4 1.694,6 1.728,5

EP HZ HB (n.s.) 1.425,1 1.432,2 1.439,4 1.446,6 1.453,8 1.461,1 1.468,4 1.475,7 1.483,1 1.490,5

ERS (b.s.) 3.892,5 3.982,0 4.073,6 4.167,3 4.263,2 4.361,2 4.461,5 4.564,1 4.669,1 4.776,5

ERS (v.s.) 3.926,8 4.052,4 4.182,1 4.315,9 4.454,0 4.596,6 4.743,6 4.895,4 5.052,1 5.213,8

ERS (n.s.) 3.862,1 3.920,0 3.978,8 4.038,5 4.099,1 4.160,6 4.223,0 4.286,3 4.350,6 4.415,9

EP BiH (b.s.) 4.851,4 4.958,2 5.067,2 5.178,7 5.292,7 5.409,1 5.528,1 5.638,7 5.751,4 5.866,5

EP BiH (v.s.) 4.936,9 5.134,4 5.339,7 5.553,3 5.775,5 6.006,5 6.246,7 6.496,6 6.756,5 7.026,7

EP BiH (n.s.) 4.841,9 4.938,8 5.037,6 5.138,3 5.241,1 5.345,9 5.452,8 5.561,9 5.673,1 5.786,6

JP ''K. Brčko'' doo (b.s.) 286,2 290,5 294,9 299,3 303,8 308,4 313,0 317,7 322,4 327,3

JP ''K. Brčko'' doo (v.s.) 288,3 294,8 301,5 308,2 315,2 322,3 329,5 336,9 344,5 352,3

JP ''K. Brčko'' doo (n.s.) 284,8 287,7 290,5 293,5 296,4 299,3 302,3 305,4 308,4 311,5

Ukupno

bazni scenario 10.462,4 10.677,2 10.896,7 11.120,9 11.350,0 11.583,9 11.822,9 12.056,0 12.293,8 12.536,6

viši scenario 10.598,3 10.956,9 11.328,1 11.712,4 12.110,3 12.522,2 12.948,7 13.390,4 13.847,7 14.321,3

niži scenario 10.413,9 10.578,7 10.746,3 10.916,8 11.090,3 11.266,9 11.446,5 11.629,3 11.815,2 12.004,4

6.3.3 Prognoza potrošnje na prijenosnoj mreži BiH na bazi podataka koje su dostavili

korisnici prijenosne mreže

Za ovaj indikativni plan podatke su poslala sva distributivna preduzeća, osim Komunalnog

Brčko, te nekih direktnih potrošača. Na osnovu tih podataka urađena je prognoza potrošnje

na prijenosnoj mreži za period 2020.-2029. godina.

Prognoza distributivne potrošnje je preuzeta iz tabele 6.6. Što se tiče direktnih potrošača

korištena je prognoza potrošnje prema tabeli 6.4. (dostavljeni podaci za potrošače: Aluminij

d.d. Mostar, BSI d.o.o. Jajce, Željeznice RS, Alumina d.o.o. Zvornik, EFT Rudnik i

Termoelektrana Stanari d.o.o., dok su ostali direktni potrošači razmatrani sa potrošnjom

prema Bilansu za 2019. godinu). Rezultati za tri scenarija prognoze potrošnje dati su u tabeli

6.7.

31

Tabela 6.7.- Prognoza potrošnje el.en. na prijenosnoj mreži BiH u GWh za period 2020.-2029.

na bazi podataka koje su dostavili korisnici prijenosne mreže

Korisnik 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Distributivna

potrošnja u BiH

(b.s.)

10.462,4 10.677,2 10.896,7 11.120,9 11.350,0 11.583,9 11.822,9 12.056,0 12.293,8 12.536,6

Direktni potrošači

(b.s.)

3.378,6 3.378,9 3.390,4 3.379,6 3.390,9 3.390,9 3.391,4 3.391,7 3.381,0 3.381,2

Ukupna potrošnja

BiH (b.s.)

13.841,0 14.056,1 14.287,1 14.500,5 14.740,9 14.974,8 15.214,3 15.447,7 15.674,8 15.917,8

bazni scenario (%) 1,6 1,6 1,5 1,7 1,6 1,6 1,5 1,5 1,6

Distributivna

potrošnja u BiH

(v.s.)

10.598,3 10.956,9 11.328,1 11.712,4 12.110,3 12.522,2 12.948,7 13.390,4 13.847,7 14.321,3


(v.s.)

3.587,1 3.587,4 3.598,9 3.588,2 3.599,4 3.599,7 3.600,0 3.600,2 3.589,5 3.589,8

Ukupna potrošnja

BiH

(v.s.)

14.185,5 14.544,3 14.927,0 15.300,6 15.709,7 16.121,9 16.548,8 16.990,6 17.437,3 17.911,1

viši scenario (%) 2,5 2,6 2,5 2,7 2,6 2,6 2,7 2,6 2,7

Distributivna

potrošnja u BiH

(n.s.)

10.413,9 10.578,7 10.746,3 10.916,8 11.090,3 11.266,9 11.446,5 11.629,3 11.815,2 12.004,4


(n.s.)

3.378,2 3.378,4 3.389,9 3.379,1 3.390,4 3.390,6 3.390,8 3.391,1 3.380,3 3.380,5

Ukupna potrošnja

BiH

(n.s.)

13.792,1 13.957,0 14.136,2 14.295,9 14.480,7 14.657,4 14.837,3 15.020,3 15.195,5 15.384,9

niži scenario (%) 1,2 1,3 1,1 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

Prosječan porast ukupne potrošnje na prijenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina, na

osnovu podataka koje su dostavili korisnici prijenosne mreže je u baznom scenariju 1,6 %,

višem scenariju 2,6 %, i nižem scenariju 1,2 %.

6.4 Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH

Prema Mrežnom kodeksu [6], tačka 4.1(6): „Indikativni plan razvoja proizvodnje sadrži tri

scenarija rasta potrošnje u narednih 10 godina (niži, bazni i viši) na bazi informacija o

očekivanom razvoju potrošnje električne energije koje su dostavili korisnici i vlastitih

analiza.“

Prognoza potrošnje električne energije koja se bazira na predviđenom porastu BDP-a je data u

poglavlju 6.2, a prosječan godišnji porast iznosi 1,66%.

U poglavlju 6.3 je prezentovana prognoza potrošnje na bazi podataka koje su dostavili

korisnici prijenosne mreže (Tabela 6.7.), a prosječan porast ukupne potrošnje na prijenosnoj

mreži BiH za period 2020.-2029.godina u baznom scenariju je 1,6 %, višem scenariju 2,6% i

nižem scenariju 1,2%.

32

S obzirom da je dio korisnika, prema procjeni NOSBiH-a dostavio previsoko procijenjene

prognoze, što je naročito izraženo za niži scenario, urađena je i vlastita analiza, na osnovu

historijskih podataka ostvarenja potrošnje u periodu 2001.-2018. godina. Ekstrapolacijom

preko karakteristične funkcije potrošnje (kriva potencije ili stepena kriva) za razmatrani

period dobije se jednačina krive koja opisuje potrošnju u obliku:

Vrijednosti prognozirane potrošnje i godišnjih procenta porasta su date u

tabeli 6.8. (korištene su za pesimistični-niži scenario prognoze potrošnje).

Bazni scenario potrošnje urađen je utvrđivanjem srednjih vrijednosti podataka dobijenih

ekstrapolacijom i prosječnog porasta za bazni scenario, prema podacima dostavljenim od

korisnika.

Viši scenario je urađen utvrđivanjem srednjih vrijednosti podataka dobijenih prognozom

preko BDP-a i prosječnog porasta za viši scenario prema podacima koje su dostavili korisnici.

Prognozirane vrijednosti potrošnje na prijenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029. godina za

gore opisana tri scenarija i ostvarena potrošnja u periodu 2001.-2018.godina su dati u tabeli

6.8. (na ovu potrošnju treba dodati još gubitke prijenosa).

Na taj način dobiju se tri scenarija:

- Pesimistični scenario – niži scenario (prosječni godišnji porast 0,4%)

- Realistični scenario – bazni scenario (prosječni godišnji porast 1,0%)

- Optimistični scenario – viši scenario (prosječni godišnji porast 2,1%)

Tabela 6.8. Prognoza potrošnje električne energije na prijenosnoj mreži BiH

za četiri scenarija za period 2020. – 2029. godina

Godina Realistični scenario Pesimistični scenario Optimistički scenario

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

2001 9.185 3,49%

2002 9.147 -0,41%

2003 9.734 6,42%

2004 10.141 4,18%

2005 10.663 5.14%

2006 10.797 1.26%

2007 10.871 0.69%

2008 11.338 4.30%

2009 10.787 -4.86%

2010 11.469 6.32%

2011 11.880 3.58%

2012 11.853 -0.23%

2013 11.732 -1.02%

2014 11.346 -3.29%

2015 11.719 3.29%

2016 12.015 2.53%

2017 12.274 2.16%

2018 12.193 -0,66% 12.193 -0,66% 12.193 -0,66%

2019 12.295 0,84% 12203 0,08% 12.453 2,13%

2020 12.429 1,08% 12272 0,57% 12.718 2,13%

33

2021 12.562 1,07% 12339 0,54% 12.989 2,13%

2022 12.695 1,06% 12402 0,52% 13.266 2,13%

2023 12.827 1,05% 12463 0,49% 13.548 2,13%

2024 12.960 1,04% 12522 0,47% 13.837 2,13%

2025 13.093 1,03% 12579 0,45% 14.131 2,13%

2026 13.226 1,02% 12633 0,43% 14.432 2,13%

2027 13.360 1,01% 12686 0,42% 14.740 2,13%

2028 13.494 1,00% 12737 0,40% 15.054 2,13%

2029 13.628 0,99% 12787 0,39% 15.374 2,13%

Prognoza potrošnje na prijenosnoj mreži BiH za period 2019.-2029. godina, za tri scenarija, i

ostvarenje potrošnje u periodu 2001.-2018. godina dati su na slici 6.2.

Slika 6.2. Prognoza potrošnje na prijenosnoj mreži BiH za period 2019.-2029. i ostvarenje

potrošnje u periodu 2001.-2018.godina

Potrebno je napomenuti da je ostvarena potrošnja u 2018. godini u iznosu 12.193 GWh

između nižeg (12.124 GWh) i baznog (12.291 GWh) scenarija prethodnog indikativnog plana

2019-2028.

U početnoj godini prognoze za ovaj indikativni plan je uzeto ostvarenje iz 2018. godine, tako

da je prognozirana potrošnja u 2019. godini, niža od potrošnje iz Bilansa za 2019. godinu.

Bilans za 2019. godinu je urađen na osnovu podataka koje su dostavili korisnici

(elektroprivredne kompanije i direktni potrošači).

Prosječni procenti porasta potrošnje u svim scenarijima su približni procentima u prethodnom

indikativnom planu, a za bazni scenario (1%) znatno niži od prosjeka za period 2001.-

2018.godina (1,83%), što je u skladu i sa ciljevima za postizanje energetske efikasnosti.

Za planski period 2020.-2029.godina je predviđeno da na prijenosnoj mreži BiH budu sljedeći

direktni potrošači: Aluminij Mostar, BSI Jajce, Željeznice FBiH, Arcelor Mital Zenica,

Željezara Ilijaš, Cementara Kakanj, Prevent CEE, KTK Visoko, Alumina Zvornik, Željeznice

34

RS, EFT Rudnik i Termoelektrana Stanari d.o.o., Rudnik Arcelor Mital, Steelmin BH i R-S

Silicon Mrkonjić Grad.

35

7. INTEGRACIJA OBNOVLJIVIH IZVORA

7.1 Integracija vjetroelektrana i solarnih elektrana

U skladu sa odjeljkom 4.1. Mrežnog kodeksa bilansiranje novih proizvodnih objekata

vjetroelektrana i solarnih elektrana radi se na osnovu:

- važećih Uslova za priključak na prijenosnu mrežu i Izjave korisnika o prihvatanju

Uslova, te

- odgovarajuće potvrde nadležne institucije entiteta da je elektrana unutar maksimalno

moguće snage prihvata sa stanovišta mogućnosti regulacije sistema.

Navedene kriterijume pored VE Mesihovina koja je u pogonu ispunjavaju:

- VE Jelovača (36MW) – investitor FL Wind d.o.o. Tomislavgrad

- VE Podveležje (48 MW) – investitor JE EPBiH d.d. Sarajevo

- VE na području Trusine (49,5 MW) (VE Cvjetov kuk, VE Dubac, VE Džinov do,

VE Kučajnica, VE Rupari) – investitor EOL Prvi d.o.o. Nevesinje

Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva Republike Srpske je izdalo i potrebne

saglasnosti za VE Hrgud, investitora MH ERS a.d. Trebinje, međutim do dana izrade

Indikativnog plana investitor se nije obratio Elektroprijenosu BiH sa zahtjevom za izdavanje

Uslova za priključak.

U tabeli 7.1. nalazi se pregled svih potencijalnih proizvodnih objekata vjetroelektrana i

solarnih elektrana u BiH te izdati dokumenti vezani za priključak na prijenosnu mrežu.

Pregled svih podataka koje su dostavili proizvođači sa prikupljenim dozvolama nadležnih

organa je dat u prilogu 1.

Tabela 7.1. Pregled potencijalnih prozvodnih objekata VE i SE u BiH

Naziv korisnika /

Objekta

Instalirana

snaga

(MW)

Izdati dokumenti Napomena

Vran Dukić d.o.o. /

VE Gradina

41,6

(70 – 112) Uslovi za priključak

HB Wind d.o.o. /

VE Orlovača 42,9 Uslovi za priključak

Koncig d.o.o. /

VE Debelo brdo 54 Uslovi za priključak

VE Ivovik d.o.o. /

VE Ivovik 84 Uslovi za priključak

Balkan Energy Wind

d.o.o. / VE Mučevača 59,9 Uslovi za priključak

EOL Prvi d.o.o. /

VE na području

Trusine

49,5

(5 x 9,9)

Uslovi za priključak

Upisan u registar

projekata; Snaga u

okviru granične

snage prihvata iz

36

Naziv korisnika /

Objekta

Instalirana

snaga

(MW)


neupravljivih izvora

JP EPBiH /

VE Podveležje 48

Uslovi za priključak

Prethodna saglasnost (FMERI)

Tomislavgrad –

Kupres d.o.o. / VE

Baljci

48 Uslovi za priključak

Kamen-dent d.o.o. /

VP Kupres 1 48 Uslovi za priključak

Kamen-dent d.o.o. /

VP Pakline I 48 Uslovi za priključak

Kamen-dent d.o.o. /

VP Pakline II 48 Uslovi za priključak

TLG d.o.o. Travnik /

VE Vlašić 50 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

TLG d.o.o. Travnik /

VE Galica 50 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

Energy 3 d.o.o. /

VE Pločno 48 Uslovi za priključak

Energy 3 d.o.o. /

VE Podveležje 48 Uslovi za priključak

MH ERS a.d. Trebinje

/ VE Hrgud 48 -

Upisan u registar

projekata; Snaga u

okviru granične

snage prihvata iz

neupravljivih izvora

FL Wind d.o.o. /

VE Tušnica 40 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

WBL City project

d.o.o. /

VE Škadimovac

110 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

Eberkon d.o.o.

Travnik / VP Vlašić 130 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

Relaks d.o.o. /

VE Oštrc 28,2 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

Suzlon Wind Energy

BH d.o.o. Sarajevo /

VE Ivan Sedlo

25,2 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

JP EP BiH / VE Vlašić 50 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

JP EP BiH / VE

Bitovnja 60 Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

IMRES d.o.o. Livno /

VE Široka Draga

105MW

(65 – I

faza, 40 –

II faza)

Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

Vjetroelektrane d.o.o.

Glamoč / VE Dževa 46MW Načelna saglasnost za priključenje Nije izrađen elaborat

Vjetroelektrane d.o.o.

Glamoč / VE Slovinj 139,65MW

Podnijet zahtjev za izdavanje

načelne saglasnosti -

Solbus d.o.o. Livno /

SE Solbus

132,36MW

(86,65 – I

faza, 45,61

Podnijet zahtjev za izdavanje

načelne saglasnosti -

37

Naziv korisnika /

Objekta

Instalirana

snaga

(MW)


- II faza)

UKUPNO 1.682,31MW

38

8. BILANSI ENERGIJE I SNAGE NA PRIJENOSNOJ MREŽI 2020. – 2029. GODINA

8.1 Bilansi električne energije i instalirana snaga proizvodnih kapaciteta

Bilansi električne energije za planski period 2020.–2029. godina urađeni su za tri scenarija

potrošnje, opisana u poglavlju 6: „pesimistički” – niži scenario potrošnje, „realistički” – bazni

scenario potrošnje i „optimistički” – viši scenario potrošnje.

Prema Mrežnom kodeksu, tačka 4.1.(6) definiše se bilansiranje novih proizvodnih objekata:

- za vjetroelektrane i solarne elektrane: na osnovu važećih Uslova za priključak na prijenosnu

mrežu i Izjave korisnika o prihvatanju Uslova, i odgovarajuće potvrde nadležne institucije entiteta

da je elektrana unutar maksimalno moguće snage prihvata sa stanovišta mogućnosti regulacije

sistema

- za sve ostale nove proizvodne objekte, na osnovu važećih Uslova za priključak na prijenosnu

mrežu koje je korisnik prihvatio.

- Eventualni dodatni kriteriji za bilansiranje definišu se u Indikativnom planu razvoja

proizvodnje.“

Novi proizvodni objekti su bilansirani prema Mrežnom kodeksu (na osnovu važećih Uslova

za priključak koje je korisnik prihvatio), dok su kod vjetroelektrana uzete u obzir i potvrde

nadležnih institucija entiteta. Na taj način, neki objekti koji su bili bilansirani u prethodnim

indikativnim planovima (HE Mrsovo, TE Banovići, TE Ugljevik 3), a nemaju važeće Uslove

za priključak i nisu podnijeli zahtjev za izdavanje novih Uslova, nisu bilansno uvršteni u ovaj

indikativni plan.

Godine ulaska u pogon novih proizvodnih objekta u bilansima su navedene prema podacima

koje su dostavili korisnici, ili na osnovu revidovanih elaborata priključka, a za neke

proizvodne objekte prema procjeni NOSBiH-a (Tabela 8.1). Procjena NOSBiH-a je urađena

na osnovu dostavljene dokumentacije i praćenja aktivnosti korisnika na izgradnji proizvodnih

objekata, kao i podataka Elektroprijenosa BiH (Registar podnijetih zahtjeva korisnika za

priključak na prijenosnu mrežu).

Tabela 8.1. Procjena godine ulaska proizvodnih objekata u pogon

Proizvodni

objekat

Prethodni

plan

Dostavljeni

podaci

Procjena NOSBiH

HE Mrsovo 2022 - Nisu uvršteni u bilans zbog isteka Uslova za

priključak (15.06.2018.)

HE Vranduk 2022 2022 2023

HE Dabar 2022 2022 2024

TE Banovići 2024 2024 Nisu uvršteni u bilans zbog isteka Uslova za


39

TE Ugljevik

(blok 3 i 4)

2025 - Nisu uvršteni u bilans zbog isteka Uslova za


TE TO KTG

Zenica

2028 - 2029

S obzirom na zavisnost proizvodnje HE od hidroloških prilika, proizvodnja svih HE planirana

je na bazi prosječne hidrološke godine, odnosno podataka koje su dostavile elektroprivredne

kompanije (Tabela 8.2.).

Elektroprivreda Bosne i Hercegovine [4], Elektroprivreda Hrvatske zajednice Herceg Bosne

[5], i Elektroprivreda Republike Srpske [3] su za planski period dostavile podatke o svim

proizvodnim kapaciteimae, uključujući i nove bilansirane. Što se tiče izlaska iz pogona termo

blokova Elektroprivreda BiH je dostavila sljedeće podatke:

blok 3 TE Tuzla prestaje sa radom u 2023. godini,

blok 4 TE Tuzla u 2023. godini,

blok 5 TE Tuzla u 2024. godini,

blok 5 TE Kakanj u 2023. godini,

blok 6 TE Kakanj u 2026. godini.

Ulazak u pogon novog bloka 7 u TE Tuzla planiran je za 2023. godinu, a bloka 8 u TE Kakanj

za 2025. godinu.

U tabeli 8.2 data je proizvodnja postojećih proizvodnih objekata na prijenosnoj mreži BiH,

prema podacima koje su dostavili proizvođači.

Tabela 8.2.- Podaci o proizvodnji HE (GWh)

Naziv objekta

Ostvarena proizvodnja

u 2018. godini na mreži

prijenosa

Planirana proizvodnja u

2019. godini na mreži

prijenosa

Čapljina 437,50 192,00

Rama 730,20 655,00

Jablanica 797,50 717,60

Grabovica 305,00 287,00

Salakovac 435,50 407,00

Mostar 250,10 242,00

Jajce I 264,80 214,00

Peć-Mlini 83,70 73,00

M.Blato 108,10 132,00

Ukupno FBiH 3.412,4 2.919,6

Višegrad 1152,9 742,50

Bočac 279,00 231,40

Trebinje I 526,7 302,5

Dubrovnik G2 755,9 505,40

Dub i Ustiprača 52,6 35,00

Ukupno RS 2.767,1 1.834,4

UKUPNO BiH 6.179,5 4.754

40

Podaci o planiranoj proizvodnji i snazi novih (bilansiranih) proizvodnih kapaciteta pridruženi

su postojećim proizvodnim kapacitetima te je, poređenjem sa tri scenarija potrošnje, formiran

10-godišnji bilans energija i snaga na prijenosnoj mreži Bosne i Hercegovine.

Tabela 8.3.- Proizvodnja postojećih objekata na prijenosnoj mreži BiH za 2020.-2029.godinu

PROIZVODNJA

(GWh)

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

RAMA 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650

ČAPLJINA

200 200 200 200 200 200 200 200 200 200

MOSTAR 247 247 247 247 247 247 247 247 247 247

JAJCE 1 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9 232,9

JAJCE 2 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157

PEĆ-MLINI 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82

JABLANICA 717,6 717,6 716 716 716 716 716 716 716 716

GRABOVICA 287 286 286 286 286 286 286 286 286 286

SALAKOVAC 407 407 406 406 406 406 406 406 406 406

TREBINJE 1 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375

DUBROVNIK 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650

VIŠEGRAD 925 925 925 925 925 925 925 925 925 925

BOČAC 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4 278,4

MOSTARSKO BLATO 167 167 167 167 167 167 167 167 167 167

DUB I USTIPRAČA 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5 79,5

UKUPNO HE 5.455,4 5.454,4 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8 5.451,8

TUZLA G-3 184 148 335 145 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TUZLA G-4 785 636 386 285 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TUZLA G-5 882 1.179 1.104 989 449 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TUZLA G-6 1.264 834 1.238 1.210 1.210 1.153 1.153 1.153 1.153 1.153

KAKANJ G-5 265 261 254 166 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

KAKANJ G-6 615 614 608 608 608 608 299 0,0 0,0 0,0

KAKANJ G-7 1.350 1.144 1.309 1.309 1.309 1.309 1.309 952 952 952

GACKO 1.500 1.500 1.500 1.500 1.350 1.500 1.500 1.500 1.500 1.350

UGLJEVIK 1.650 1.650 1.450 1.650 1.650 1.650 1.650 1.450 1.650 1.650

STANARI 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025 2.025

UKUPNO TE 10.518,7 9.991,2 10.209,0 9.887,0 8.601,0 8.245,0 7.936,0 7.080,0 7.280,0 7.130,0

VE MESIHOVINA 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2 165,2

UKUPNO POSTOJEĆI

OBJEKTI 16.139,3 15.610,8 15.826 15.504 14.218 13.862 13.553 12.697 12.897 12.747

U tabelama 8.4. i 8.5 data je proizvodnja novih HE i TE na prijenosnoj mreži BiH prema

podacima koje su dostavili korisnici.

41

Tabela 8.4.- Proizvodnja novih HE na prijenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina

PROIZVODNJA

(GWh)

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

HE ULOG 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0 85,0

HE DABAR 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8 251,8

HE VRANDUK 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4 96,4

HS LJUTA (I faza) 30,4 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6 34,6

HE JANJIĆI 77,3 77,3 77,3 77,3 77,3 77,3

NOVE HE BILANSIRANO 0,0 115,4 119,6 216,0 545,1 545,1 545,1 545,1 545,1 545,1

Tabela 8.5.- Proizvodnja novih TE na prijenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina

PROIZVODNJA

(GWh)

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

TE TUZLA, blok 7 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0 2.740,0

TE KAKANJ, blok 8 1.814,0 1.814,0 1.814,0 1.814,0 1.814,0

KTG ZENICA 3.250,0

NOVE TE BILANSIRANO 0,0 0,0 0,0 2.740,0 2.740,0 4.554,0 4.554,0 4.554,0 4.554,0 7.804,0

Što se tiče bilansiranja novih vjetroelektrana, osim VE Mesihovina, koja je u pogonu, prema

Mrežnom kodeksu uslove za bilansiranje ispunjavaju i:

- VE Jelovača (prethodna saglasnost za priključak broj 05-17-180/18 od 30.01.2018.

godine, izdata od Federalnog ministarstva energije, rudarstva i industrije),

VE Trusina (dopis Ministarstva industrije, energetike i rudarstva RS broj 05.05/312-

146/12 od 06.03.2012. godine),

VE Podveležje (prethodna saglasnost za priključak broj 05-17-2124/14 od 11.09.2014.

godine, koju je izdalo Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije).

Tabela 8.6. - Proizvodnja novih VE na prijenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina

PROIZVODNJA (GWh)

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

VE JELOVAČA 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3 102,3

VE TRUSINA 160 160 160 160 160 160 160 160 160

VE PODVELEŽJE 120 120 120 120 120 120 120 120 120

NOVE VE BILANSIRANO 102,3 382,3 382,3 382,3 382,3 382,3 382,3 382,3 382,3 382,3

42

U tabeli 8.7 navedena su tri scenarija potrošnje te planirana proizvodnja postojećih i novih

bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2020.-2029.godina. Ubačen je i dodatni scenario

proizvodnje bez izgrađenih novih termoelektrana.

Tabela 8.7. Bilansi električne energije na prijenosnoj mreži BiH za period 2020.-2029.godina

POTROŠNJA

(GWh)

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Scenario 1. (niži scenario

potrošnje) 12.272 12.339 12.402 12.463 12.522 12.579 12.633 12.686 12.737 12.787

Scenario 2. (bazni scenario

potrošnje) 12.429 12.562 12.695 12.827 12.960 13.093 13.226 13.360 13.494 13.628

Scenario 3. (viši scenario

potrošnje) 12.718 12.989 13.266 13.548 13.837 14.131 14.432 14.740 15.054 15.374

PROIZVODNJA (GWh)

Novi izvori bilansirani 0,0 395,4 399,6 3.236,0 3.565,1 5.379,1 5.379,1 5.379,1 5.379,1 8.629,1

Proizvodnja bilansirano 16.241,6 16.108,4 16.327,9 18.842,3 17.885,4 19.343,4 19.034,4 18.178,4 18.378,4 21.478,4

Proizvodnja bez izgrađenih

novih TE

16.241,6 16.108,4 16.327,9 16.102,3 15.145,4 14.789,4 14.480,4 13.624,4 13.824,4 13.674,4

Gubici (2,2% u odnosu na

proizvodnju)*

357,3 354,4 359,2 414,5 393,5 425,6 418,8 399,9 404,3 472,5

Scenario 1 (n.s. potrošnje +

gubici)

12.629,3 12.693,4 12.761,2 12.877,5 12.915,5 13.004,6 13.051,8 13.085,9 13.141,3 13.259,5

Scenario 2 (b.s. potrošnje +

gubici)

12.786,3 12.916,4 13.054,2 13.241,5 13.353,5 13.518,6 13.644,8 13.759,9 13.898,3 14.100,5

Scenario 3 (v.s. potrošnje +

gubici)

13.075,3 13.343,4 13.625,2 13.962,5 14.230,5 14.556,6 14.850,8 15.139,9 15.458,3 15.846,5

BILANS Scenario 1 3.612,3 3.415,0 3.566,7 5.964,7 4.969,9 6.338,8 5.982,6 5.092,4 5.237,0 8.218,8

BILANS Scenario 2 3.455,3 3.192,0 3.273,7 5.600,7 4.531,9 5.824,8 5.389,6 4.418,4 4.480,0 7.377,8

BILANS Scenario 3 3.166,3 2.765,0 2.702,7 4.879,7 3.654,9 4.786,8 4.183,6 3.038,4 2.920,0 5.631,8

*gubici u iznosu 2,2% u odnosu na proizvodnju su proračunati prema ostvarenjima iz prethodnih godina i Bilansu električne energije za 2019. godinu.

Na slici 8.1 predstavljena su tri scenarija potrošnje i planirana proizvodnja postojećih i novih

bilansiranih proizvodnih kapaciteta za period 2020.-2029.godina, kao i dodatni scenario

proizvodnje bez izgrađenih novih termoelektrana.

43

Slika 8.1.– Tri scenarija potrošnje i dva scenarija proizvodnje (sa i bez izgrađenih novih TE)

postojećih i novih bilansiranih proizvodnih objekata za period 2020.-2029.godina

Bilansi za scenarije 1, 2 i 3 urađeni su tako što su upoređeni viši, bazni i niži scenariji

potrošnje (sa gubicima) sa dva scenarija proizvodnje postojećih i novih bilansiranih kapaciteta

(sa i bez izgrađenih novih termoelektrana). Provedene analize upućuju na zaključak da je za

sve scenarije potrošnje i planiranu proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih

kapaciteta sa izgrađenim novim termoelektranama, zadovoljen bilans električne energije kao i

da postoje značajni viškovi. Međutim, u slučaju da ne dođe do izgradnje novoplaniranih

termoelektrana, zbog gašenja pet postojećih blokova u TE Tuzla i TE Kakanj, bilans

električne energije za viši scenario potrošnje će biti negativan već od 2026. godine, a za bazni

scenario od 2027. godine, tj. proizvodnja neće moći zadovoljiti potrošnju električne energije u

BiH. U tom slučaju Bosna i Hercegovina bi od izvoznika postala uvoznik električne energije.

U tabeli 8.8. prikazane su instalirane snage proizvodnih kapaciteta na prijenosnoj mreži Bosne

i Hercegovine, kao i snage na pragu elektrana uvažavajući planirane godine puštanja u pogon

novih (Slika 8.2.) i izlazak iz pogona proizvodnih kapaciteta kojima ističe životni vijek.

44

Tabela 8.8.- Instalirane snage proizvodnih kapaciteta za period 2020.-2029. godina

Novi kapaciteti 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

HE ULOG 35,12

HE VRANDUK 19,6

TE TUZLA, blok 7 450

(410*)

TE KAKANJ, blok 8

300

(270*)

TE-TO KTG ZENICA

387,5

(373,1*)

VE TRUSINA

49,5

HE DABAR 159,2

VE PODVELEŽJE 48

HS LJUTA (I faza) 7,66 1,045

HE JANJIĆI 16,9

Novi bilansirano: 0,0 140,3 1,0 469,6 176,1 300,0 0,0 0,0 0,0 387,5

Kumulativno novi –inst.sn. 0,0 140,3 141,3 610,9 787,0 1.087,0 1.087,0 1.087,0 1.087,0 1.474,5

Postojeći objekti (bazna 2018.

godina- inst.snaga) 4.265,0 4.265,0 4.265,0 4.265,0 3.855,0 3.655,0 3.655,0 3.545,0 3.545,0 3.545,0

Postojeći objekti (bazna 2018.

godina- snaga na pragu) 4.080,0 4.080,0 4.080,0 4.080,0 3.710,0 3.530,0 3.530,0 3.430,0 3.430,0 3.430,0

UKUPNO BILANS- inst.snaga 4.265,0 4.405,3 4.406,3 4.875,9 4.642,0 4.742,0 4.742,0 4.632,0 4.632,0 5.019,5

UKUPNO BILANS- snaga na

pragu* 4.080,0 4.220,3 4.221,3 4.650,9 4.457,0 4.547,0 4.547,0 4.447,0 4.447,0 4.820,5

*snaga na pragu elektrane (maksimalna snaga na mreži prijenosa)

Na slici 8.2 data je dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta i izlaska iz

pogona postojećih kapaciteta prema podacima koje su dostavili proizvođači, odnosno procjeni

NOSBiH-a (TE-TO KTG Zenica, HE Vranduk, HE Dabar).

Slika 8.2.– Dinamika puštanja u pogon novih proizvodnih kapaciteta

i izlaska iz pogona postojećih kapaciteta

Blok 8 TE Kakanj TE-TO KTG

Zenica

45

U tabelama 8.9 i 8.10. te na slikama 8.3. i 8.4. prikazana je proizvodnja električne energije na

prijenosnoj mreži BiH i instalirana snaga po izvorima: termoelektrane (TE), obnovljivi izvori

(HE+VE), i PHE.

Tabela 8.9. Proizvodnja električne energije na prijenosnoj mreži BiH prema vrsti izvora

PROIZVODNJA

(GWh)

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

TE 10.518,7 9.991,2 10.209,0 12.627,0 11.341,0 12.799,0 12.490,0 11.634,0 11.834,0 14.934,0

PHE ČAPLJINA 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

OBNOVLJIVI IZVORI 5522,9 5917,2 5918,9 6015,3 6344,4 6344,4 6344,4 6344,4 6344,4 6344,4

PROIZVODNJA

UKUPNO

16.241,6 16.108,4 16.327,9 18.842,3 17.885,4 19.343,4 19.034,4 18.178,4 18.378,4 21.478,4

Slika 8.3. Proizvodnja električne energije na prijenosnoj mreži BiH po vrsti izvora za period 2020.-

2029. godina

46

Tabela 8.10. Instalirane snage proizvodnih kapaciteta po vrsti izvora u BiH

(MW) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

TE 2.073,0 2.073,0 2.073,0 2.523,0 2.113,0 2.213,0 2.213,0 2.103,0 2.103,0 2.490,5

PHE ČAPLJINA 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0 440,0

OBNOVLJIVI IZVORI 1.752 1.892 1.893 1.913 2.089 2.089 2.089 2.089 2.089 2.089

UKUPNO 4.265 4.405 4.406 4.876 4.642 4.742 4.742 4.632 4.632 5.019

Slika 8.4. Instalirana snaga bilansiranih proizvodnih kapaciteta u BiH po vrsti izvora za period

2020.-2029. godina

8.2 Procjena konzuma na prijenosnoj mreži

Sa aspekta zadovoljenja bilansa snaga, prema kriterijima ENTSO-E, kao referentni vremenski

presjeci smatraju se treća srijeda u januaru u 11:00 i 19:00 sati i treća srijeda u julu u 11:00

sati (CET).

U skladu s tim, a na bazi raspoloživih podataka iz EES-a BiH, postignuta satna opterećenja

konzuma BiH na prijenosnoj mreži za 2017. i 2018. godinu su:

(MWh/h)

Januar 2017. 11:00 1.891

19:00 1.989

Juli 2017. 11:00 1.446

Januar 2018. 11:00 1.715

19:00 1.811

Juli 2018. 11:00 1.488

47

Maksimum za 2018. godinu od 1.994 MWh/h postignut je 18. decembra u 18 sati, što je

opterećenje za 0,2% veće od satnog opterećenja za ''treću srijedu u januaru''. U tabelama 7.10.

i 7.11. prikazane su vrijednosti maksimalnih i minimalnih jednovremenih snaga konzuma BiH

na prijenosnoj mreži za posljednjih 7 godina i procentualne razlike u odnosu na prethodnu

godinu.

Tabela 8.11. Maksimalne jednovremene snage konzuma

Godina 10.02.2012.

18-ti sat

24.12.2013.

18-ti sat

31.12.2014.

18-ti sat

31.12.2015.

18-ti sat

31.12.2016.

18-ti sat

11.01.2017.

18-ti sat

18.12.2018.

18-ti sat

Pmax (MW) 2.143 2.074 2.207 2.105 2.098 2.189 1.994

% -0,33 -3,22 6,4 -4,6 -3,3 4,3 -8,9

Tabela 8.12. Minimalne jednovremene snage konzuma

Godina 21.06.2012.

5-ti sat

02.05.2013.

6-ti sat

05.08.2014.

6-ti sat

02.05.2015.

4-ti sat

23.05.2016.

4-ti sat

02.05.2017.

4-ti sat

02.05.2018.

4-ti sat

Pmin (MW) 833 866 833 858 845 847 805

% -4,47 3,96 -3,8 3,0 -1,5 0,2 -4,95

Iz gornjih tabela očigledno je da nema kontinuiteta u vrijednostima jednovremenih snaga

konzuma BiH na prijenosnoj mreži. Na osnovu scenarija rasta potrošnje, rast maksimalnih

snaga je procijenjen na 1,0 % godišnje, a rast minimalnih snaga na 2,1%. S obzirom da je u

2018. godini zabilježen pad maksimalne snage konzuma za 8,9%, kao početna vrijednost za

prognozu uzeto je ostvarenje iz 2017. godine (2.189 MW).

U tabeli 8.13. prikazana je procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na

prijenosnoj mreži za period 2020.-2029. godina.

Tabela 8.13. Procjena jednovremenih maksimalnih snaga konzuma na prijenosnoj mreži

(MW) 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Vršna snaga

konzuma na

prijenosnoj mreži

2.211 2.233 2.255 2.278 2.301 2.324 2.347 2.370 2.394 2.418

48

9. DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PRIJENOSNE MREŽE ENTSO-E (TYNDP – Ten Year Network Development Plan)

9.1 Uvodne napomene

Desetogodišnji plan razvoja ENTSO-E obuhvata scenarije koji daju detaljan pregled moguće

energetske budućnosti do 2040. godine, izgrađene na realističnim i tehničkim osnovama

baziranim na politikama budućnosti sa ambicijama smanjenja emisija štetnih materija od 80

do 95% u skladu s ciljevima EU za 2050. godinu.

Projekti koji se odnose na prijenos su po svojoj prirodi višenamjenski. Izvorno, glavni cilj

interkonekcija je bio doprinos sigurnosti snabdijevanja. Interkonektori su građeni da dozvole

međusobnu podršku u slučaju prekida snabdijevanja, čime se osigurava pouzdanost

snabdijevanja. Njihova uloga u povećanju društvene dobrobiti je povećana u zadnjih 20

godina. U skorije vrijeme, s obzirom na ciljeve EU koji se odnose na integraciju električne

energije iz obnovljivih izvora i ublažavanje emisije CO2 pojavljuju se novi motivi za

prijenosne projekte. Svaki projekat uključen u plan je procijenjen u skladu sa panevropskom

CBA (cost-benefit analysis) metodologijom.

9.2 CBA metodologija - kriteriji

Ova metodologija je razvijana oko tri godine na osnovu sugestija aktera, konsultacija s

članicama unije i nacionalnih regulatora. Regulativa (EC) 347/2013 dala je mandat ENTSO-E

da sačini nacrt evropske CBA metodologije koja će se kasnije upotrebljavati za procjenu

TYNDP planova. Prvi zvanični nacrt je objavljen 5.2.2015. godine i kasnije je korišten za

izradu TYNDP 2014 i 2016. ENTSO-E je zabilježio uticaj rezultata korištene metodologije na

projekte Evropske komisije od zajedničkog interesa (EC PCI). Iskustvo je pokazalo potrebu

za izradom nove metodologije koja dozvaljava dosljedniju i sveobuhvatniju procjenu, uz opći

pristup koji podrazumijeva selekciju i definisanje projekta, uz opis scenarija koji su unutar

okvira TYNDP. Ovaj vodič je korišten pri izradi TYNDP 2018.

U metodologiji su definisani kriterijumi za procjenu troškova i benefita projekata. Svaki

projekat je procijenjen sa osam indikatora za benefit, dva za troškove i tri za ostale uticaje.

Benefit može biti negativan, npr. povećanje emisije CO2 ili gubitaka prijenosa. Na sljedećoj

slici su prikazani kriteriji za procjenu projekata.

49

Slika 9.1. Kriteriji za procjenu projekata

Kategorije za benefit su definisane na sljedeći način:

B1. Društveno ekonomska dobrobit (Socio-economic welfare (SEW)) ili integracija tržišta

je okarakterisana kao sposobnost projekta da smanji zagušenja. To se može postići

povećanjem prijenosnih kapaciteta koji omogućuju povećanje komercijalnih razmjena, tako

da se na tržištu električne energije može trgovati na ekonomičniji i efikasniji način.

B2. Varijacija CO2 (CO2 Variaton) predstavlja promjenu u emisijama CO2 na

elektroenergetskom sistemu prouzrokovanu realizacijom novih projekta. Ona je posljedica

promjena u dispečiranju proizvodnje i ostvarivanju potencijala obnovljivih izvora. Cilj

smanjenja emisija CO2 je eksplicitno naveden kao jedan od ciljeva EU 20-20-20 i stoga je

prikazan kao poseban indikator.

B3. Integracija obnovljivih izvora (RES integration). Doprinos integraciji obnovljivih

izvora definiše se kao sposobnost sistema da na njega budu priključeni proizvodnii objekati iz

obnovljivih izvora. Integracija obnovljivih izvora je jedan od ciljeva EU 20-20-20.

B4. Varijacije u društvenoj dobrobiti (Variation in societal well-being), kao rezultat

varijacija u emisijama CO2 i RES integracije, dovode do povećanja društvene dobrobiti, mimo

ekonomskih ostvarenja, koja su obuhvaćena u proračunu SEW (indikator B1). Promjene

emisije CO2 i RES integracija u elektroenergetski sistem koji su prouzrokovani projektima

djelimično su uvršteni u proračun SEW. Varijacija emisija CO2 i RES integracija dovodi do

varijacije troškova proizvodnje i troškova emisije zbog promjena u energiji izazvanih

promjenama nenultih varijabilnih trškova konvencionalnih generatora i troškova emisija

(karbonske takse ili prava pod ETS (Emissions Trading Scheme)) i stoga utiče na sistemske

troškove. Oni ne mogu u potpunosti odraziti društvenu štetu zbog emisije CO2 tj. trošak za

sertifikat vezan za emisiju, koji proizvođači moraju da plate ne odražava obavezno štetu

izazvanu emitovanjem jedne tone CO2. Ti budući efekti su predstavljeni ovim indikatorom.

B5. Prijenosni gubici (Grid losses) predstavljaju trošak kompenzovanja toplotnih gubitaka u

sistemu zbog projekta. Ovo je indikator energetske efikasnosti i izražen je kao trošak u

EUR/god.

50

B6. Sigurnost snabdijevanja: Adekvatnost potrošnje (Adequacy) predstavlja uticaj

projekata na sposobnost elektroenergetskog sistema da obezbijedi adekvatno snabdijevanje

električnom energijom, odnosno da može pokrivati potrošnju u toku dužeg perioda. Uticaji

klimatskih promjena na potrošnju i obnovljive izvore takođe se uzimaju u obzir.

B7. Sigurnost snabdijevanja: Fleksibilnost (Flexibility) sistema podrazumijeva uticaj

projekata na sposobnost elektroenergetskog sistema da se prilagodi brzim i dubljim

promjenama potrošnje, u kontekstu veće integracije neupravljivih izvora.

B8. Sigurnost snabdijevanja: Stabilnost (Stability) predstavlja uticaj projekata na

sposobnost elektroenergetskog sistema da osigura snabdijevanje električnom energijom po

tehničkim kriterijima.

Kategorije za troškove su sljedeće:

C1. Kapitalni troškovi (CAPEX): Ovaj indikator predstavlja kapitalne troškove nekog

projekta koji uključuju elemente kao što su troškovi dobijanja dozvola, izrade studija

izvodljivosti, dobijanja dozvola za puteve, troškovi za zemljište, pripremne radove,

projektovanje, demontiranje, kupovinu i instalaciju opreme. CAPEX se određuje analognom

procjenom (bazirana na informacijama prethodnih sličnih projekata) i parametarskom

procjenom (bazirana na javnim informacijama o troškovima sličnih projekata). CAPEX se

izražava u EUR.

C2. Operativni troškovi (OPEX) Ovi troškovi se baziraju na operativnim troškovima i

troškovima održavanja. OPEX svih projekata mora biti zasnovan na stvarnim troškovima

uzimajući u obzir odgovarajuće studijske godine i izražava se u EUR.

Ostali troškovi su sljedeći:

S1. Uticaj na okolinu (Environmental) predstavlja ostale uticaje projekta koji su procijenjeni

kroz preliminarne studije, ciljano izražavajući stepen osjetljivosti okoline na projekat.

S2. Ostali uticaji na stanovništvo (Residual) su uticaji projekta na lokalnu populaciju koja

može biti pogođena projektom. Oni su procijenjeni u preliminarnim studijama, ciljano

utvrđuju stepen društvene osjetljivosti vezan za oređeni projekat.

S3. Drugi uticaji (Other) daju indikator koji obuhvata sve druge uticaje projekta.

9.3 Scenariji

TYNDP 2018 scenariji pokrivaju period od 2020. do 2040. godine. Period od 2020. i 2025.

godine je označen kao najbolje procijenjeni scenarij zbog manjeg nivoa neizvjesnosti. Pošto

se neizvjesnost povećava povećanjem vremenskog horizonta, scenariji za 2030. i 2040.

godinu su dizajnirani s evropskim ciljevima 2050. Analiza osjetljivosti koja se odnosi na

prioritet uglja i gasa u energetskom sektoru uključena je za 2025. godinu prateći podatke

zainteresovanih strana koji se odnose na neizvjesnosti cijena. Ovo je opisano kao 2025 CBG

(coal before gas) i 2025 GBC (gas before coal).

51

Slika 9.2. Scenariji za TYNDP 2018. s udjelom raspodjele potrošnje električne energije i

gasa

Scenariji za 2030. i 2040. godinu su sljedeći:

9.3.1 Održiva tranzicija (ST - Sustainable Transition)

Održiva tranzicija traži brzo i ekonomsko održivo smanjenje emisije CO2 zamjenom uglja i

lignita gasom u elektrosektoru. Takođe, gas mijenja nivo korištenja nafte u teškim

transportima i brodovima. Elektrifikacija grijanja i transporta se razvija sporijim tempom od

drugih scenarija. U ovom scenariju, dostizanje cilja EU (80-95% smanjenja CO2 do 2050)

zahtijeva brzi razvoj u toku 2040-tih.

9.3.2 Distribuirana proizvodnja (DG – Distributed Generation)

Prosumersi (istovremeno proizvođači i potrošači) su u centru pažnje – angažovani su i

osnaženi mali proizvođači, baterije i društva za preusmjeravanje vrste goriva. To predstavlja

decentraliziraniji razvoj s fokusom na tehnologije krajnjeg korisnika. Smart tehnologija i

uređaji sa dualnim gorivom kao što su hibridne toplotne pumpe omogućuju prelazak od

energetske ovisnosti na tržišne uvjete. Uočava se visok stepen upotrebe električnih vozila

zajedno sa PV ćelijama i baterijama rasprostranjenim po zgradama. Ovakav razvoj vodi do

visokog nivoa mogućnosti odaziva potrošača.

9.3.3 Globalna klimatska akcija (GCA – Global Climate Action)

Potpuna globalna dekarbonizacija podrazumijeva veću razmjeru upotrebe obnovljivih izvora u

oba sektora (električna energija i gas). Pri tome se naglašava veća upotreba obnovljivih

izvora, čak i nuklearne energije, u elektrosektoru. Zagrijavanje domaćinstava i preduzeća sve

više se bazira na električnoj energiji, dok se potrošnja gasa postojano smanjuje.

Dekarbonizacija transporta se postiže upotrebom, kako električnih vozila, tako i vozila na gas.

52

Energetska efikasnost utiče na sve sektore, pri čemu se predviđa ekspanzija proizvodnih

gasnih kapaciteta.

9.3.4 Eksterni scenario baziran na EUCO (European Council) 30

EUCO 30 je glavni scenario politike Evropske komisije. Scenario podrazumijeva dostizanje

klimatskih i energetskih ciljeva za 2030. godinu, kao što je dogovoreno s Evropskom

komisijom u 2014. godini, što uključujučuje i postizanje energetske efikasnosti od 30%.

9.4 Ulazni podaci za TYNDP

Zbog velikog obima podataka ulazni podaci za pojedine zemlje za sve scenarije mogu se

vidjeti na na web adresi https://tyndp.entsoe.eu/tyndp2018/scenario-report/.

Slika 9.3. Bilans zemalja prema scenarijima

https://tyndp.entsoe.eu/tyndp2018/scenario-report/

53

9.5 Uloga TYNDP u Evropskoj Uniji

Poziv za projekte, kao opći zadatak ENTSO-E, je usklađen s regulativom (EC) 714/2009 i

(EU) 347/2013. Pravna osnova ukazuje da bi TYNDP trebao pomoći u identifikaciji

infrastrukturnih projekata koji su ključni za dostizanje klimatskih i energetskih ciljeva u EU.

Takvi projekti, poznati kao projekti od zajedničkog interesa (PCI) se biraju iz sveobuhvatne

liste projekata u okviru TYNDP. Svake dvije godine Evropska komisija koristi informacije

poslednjeg TYNDP, posebno o pojedinim projektima koji postaju njen izbor kod usvajanja

nove dvogodišnje liste PCI projekata. Kada jedan projekat postane PCI, mogu se koristiti

povoljnosti kao što su ubrzanje planiranja i izdavanja dozvola. PCI zato ima poseban status

između svih projekata u TYNDP.

TYNDP, kroz jedinstven pristup podacima, učešćem zainteresovanih strana i analitičkim

sposobnostima, osigurava jednu transparentnu sliku evropske elektroprijenosne mreže. Na

ovaj način se podržava donošenje odluka koje vode do strateških investicija na regionalnom i

evropskom nivou. Pregled procesa procjene u sklopu TYNDP i identifikacije PCI projekata

dat je na sljedećoj slici.

Slika 9.4. Ulazni parametri PCI procesa

54

9.6 Projekti

Slika 9.5. Mapa svih projekata u TYNDP

CBA analiza je provedena s obzirom na tri klimatska faktora: osunčanost, temperaturu i

brzinu vjetra, sa obrascima za 1982, 1984 i 2007 godinu. Za svaki ovaj faktor i za svaki

scenarij prikazane su promjene za SEW, CO2 i RES.

9.6.1 Projekat 343. DV 400 kV Banja Luka - Lika

Doprinos projekta se očituje u pojačanju prijenosne mreže u Hrvatskoj na glavnom pravcu

sjever-jug u paraleli s istočnom obalom Jadrana što omogućuje dodatne prijenosne električne

energije na veće daljine, uključujući i prekogranične, iz postojećih i novih planiranih

obnovljivih izvora (vjetroparkova) i konvencionalnih elektrana (hidro i termo) u Hrvatskoj

(priobalni dio) i BiH prema većim konzumnim područjima u Italiji (preko Slovenije) i

sjeverne Hrvatske. Povećanje prijenosnih kapaciteta će ojačati integraciju tržišta (naročito

između Hrvatske i BiH) poboljšanjem sigurnosti napajanja (i za vanredne situacije),

dostizanjem veće raznolikosti snabdijevanja/proizvodnje i ruta, povećanjem fleksibilnosti

prijenosne mreže.

Projekat implicira povećanje prijenosnih kapaciteta između Hrvatske i BiH izgradnjom nove

TS 400/110 kV Lika i veze prema postojećoj TS 400/220/110 kV Melina i TS 400/220/110

55

kV Konjsko, kao i prema postojećoj TS 400/110 kV Banja Luka. Promoteri projekta su

HOPS i NOSBiH/Elektroprijenos BiH.

Slika 9.6. Projekat 343

Elemenat Trenutni

status

Očekivana

godina puštanja

u pogon

Evolucija Opis

DV 400 kV

Banja Luka (BA)

– Lika (HR)

Studija

izvodljivosti u

radu

2028*/2030

Investicija

pomjerena s

2022.

Novi

interkonektivni

vod

DV 400 kV Lika

(HR) – Melina

(HR)

Studija

izvodljivosti u

radu

2028*/2030

Investicija

pomjerena s

2022.

Zamjena

postojećeg 220 kV

voda

DV 400 kV Lika

(HR) – Konjsko

(HR)

Studija

izvodljivosti u

radu

2028*/2030

Investicija

pomjerena s

2022.

Zamjena

postojećeg 220 kV

voda

TS Lika (HR)

400/110 kV

Studija

izvodljivosti u

radu

2027/2029

Investicija

pomjerena s

2022.

Nova TS

Napomena. Vremenski obuhvat studije izvodljivosti je 2028. godina u skladu sa važećim

planskim dokumentima. Studija izvodljivosti je u završnoj fazi.

9.6.1.1 Benefiti projekta 343

Projekat ima pozitivan uticaj na povećanje SEW za sve scenarije, s rezultatima koji pokazuju

benefite u integraciji obnovljivih izvora energije, naročito za 2030 DG što je u skladu s

prirodom samog scenarija. Projekat implicira povećanje emisije CO2 u većini scenarija, usljed

56

povećanog angažmana termoelektrana u regionu koji je predviđen scenarijima. Doprinos se

ogleda i u povećanju NTC na granici u oba smjera (BA – HR 298 MW; HR – BA 644).

Razmatrajući SoS indikatore, projekat doprinosi stabilizaciji napona na prijenosnoj mreži u

obje zemlje. Takođe, važno je napomenuti da projekat pojačava prijenosnu mrežu u

Hrvatskoj, pri čemu se omogućavaju dodatni prijenosi električne energije iz postojećih i novih

planiranih (RES i konvencionalnih) elektrana u Hrvatskoj i BiH prema većim konzumnim

područjima u Italiji, preko Slovenije i sjeverne Hrvatske.

Slika 9.7. CBA indikatori za projekat 343

57

9.6.2 Projekat 227. Transbalkanski koridor

Cilj projekta je povećanje prijenosnih kapaciteta u Srbiji i olakšavanje razmjene električne

energije između sjeveroistočnog i jugozapadnog dijela Evrope. Projekat će omogućiti bolju

povezanost istočnog Balkana i Italije preko 400 kV mreže i i 500 kV podmorskog kabla.

Tokovi snaga iz 220 kV mreže će se podijeliti na 400 kV mrežu između Srbije, BiH i Crne

Gore.

Promoteri projekta su EMS, NOSBiH/Elektroprijenos BiH, CGES

Slika 9.8. Transbalkanski koridor

Elemenat Trenutni

status

Očekivana

godina

puštanja u

pogon

Evolucija Opis

TS 400 kV

Bajina Bašta

(RS)

Obezbjeđivanje

dozvole 2024

Investicija

pomjerena s

2022.

Nadogradnja

postojeće TS 220 kV

na 400 kV nivo

DV 400 kV

Višegrad (BA)–

Bajina Bašta

Obezbjeđivanje

dozvole 2024

Investicija

pomjerena s

2022.

Interkonektivni DV

(2x400kV od TS

Višegrad do Vardišta,

58

(RS) granice sa Srbijom)

DV 400 kV

Bajina Bašta

(RS) –

Obrenovac (RS)

Obezbjeđivanje

dozvole 2024

Investicija

pomjerena s

2022.

Pojačanje prijenosne

mreže u Srbiji

DV 400 kV

Bajina Bašta

(RS) – Pljevlja

(ME)

Obezbjeđivanje

dozvole 2024

Investicija

pomjerena s

2022.

Interkonektivni DV

DV 400 kV

Lastva (ME) –

Pljevlja (ME)

U fazi izgradnje 2019

Pojačanje prijenosne

mreže u Crnoj Gori

zbog izgradnje kabla

prema Italiji

DV 400 kV

Kragujevac (RS)

–Kraljevo (RS)

U fazi izgradnje 2020 Pojačanje prijenosne

mreže u Srbiji

TS 400 kV

Kraljevo U fazi izgradnje 2020

Nadogradnja

postojeće TS 220 kV

na 400 kV nivo

DV 400 kV

Kraljevo –

Kragujevac (RS)

U fazi izgradnje 2020 Pojačanje prijenosne

mreže u Srbiji

Napomena: U već završenoj studiji izvodljivosti iz 2014. godine, umjesto postojećeg 220 kV

dalekovoda izgradio bi se dvostruki 400 kV vod. Razmatrana je opcija povezivanja TS

Višegrad preko jednog voda na TS 400 kV Bajina Bašta i drugog na HE Bistrica. U

međuvremenu Elektroprivreda Srbije (EPS) je odustala od izgradnje HE Bistrica tako da

način povezivanja TS Višegrada preko drugog voda treba ponovo da se razmotri. U toku su

pripreme za izradu inovirane studije izvodljivosti koja će razmotriti način uklapanja TS

Višegrad. Takođe, studija će obuhvatiti izradu dokumentacije neophodne za dobijanje dozvola

za dalju izgradnju. Početak izrade studije je planiran za 2019. godinu.


CBA rezultati pokazuju pozitivne vrijednosti promjene SEW u svim analiziranim scenarijima.

Zbog relativno niske cijene lignita za scenarije 2030DG i 2030EUCO, proizvodnja iz

termoelektrana je veća u ovim scenarijima u poređenju s ostala dva, koji pokazuju negativne

vrijednosti za CO2 i SEW. Takođe, dok su ostali pozitivni efekti vidljiviji u ova dva scenarija,

projekat olakšava RES integraciju i uzrokuje dodatne margine adekvatnosti za svaki

59

definisani scenario. Što se tiče NTC vrijednosti, rezultati jasno pokazuju pozitivne efekte

realizacije ovog projekta, posebno na granici BA – RS u oba smjera, iako povećanja NTC-a

na granici RS – ME (naročito smjer ME -> RS) i ME – IT (oba smjera) nisu zanemarljiva.

RS-BA A -> B 950 B -> A 700

RS-ME A -> B 20 B -> A 400

IT-ME A -> B 600 B -> A 600

Pored poboljšanja tranzita, projekat ima pozitivan efekat i na naponsku stabilnost u zemljama

pod uticajem.


60

9.6.3 Projekat 241. Nadogradnja 220 kV vodova između BiH i Hrvatske na 400 kV

Cilj projekta je zamjena postojećih interkonektivnih vodova sa 220 kV na 400 kV. Projekat je,

kao novi, predložen za procijenu u TYNDP 2016 na osnovu rezultata studije urađene u

regionu CSE u toku priprema regionalnih investicionih planova za 2015. Projekt je u fazi

razmatranja i postoji potreba za izradu prefizibiliti studije. Promoteri projekta su HOPS i

NOSBiH/Elektroprijenos BiH.

Slika 9.10. Projekat 241

Elemenat Trenutni

status

Očekivana

godina

puštanja u

pogon

Razvoj od

TYNDP

2016

Opis

DV 400 kV TE

Tuzla – Đakovo

(HR)

U

razmatranju 2032

Investicija

pomjerena s

2030.

Zamjena postojećeg 220

kV interkonektivnog

voda.

DV 400 kV

Gradačac –

Đakovo (HR)

U

razmatranju 2032

Investicija

pomjerena s

2030.


kV interkonektivnog

voda.

DV 400 kV

Gradačac – TE

Tuzla

U

razmatranju 2032

Nova

investicija


kV voda.

61

TS Gradačac

400/x kV

U

razmatranju 2032

Nova

investicija

Podizanje postojeće TS

220 kV na 400 kV

TS Đakovo

400/x kV

U

razmatranju 2032

Investicija

pomjerena s

2030.

Podizanje postojeće TS

220 kV na 400 kV

DV 2 x 400 kV

Đakovo (HR) –

Razbojište (HR)

U

razmatranju 2032

Investicija

pomjerena s

2030.


Iako je povećanje NTC-a na granici BA-HR u oba smjera jednako nuli, projekat ima pozitivan

uticaj na povećanje SEW za sve scenarije, a takođe i u RES integraciji naročito za scenario

2030 DG što je u saglasnosti s prirodom scenarija. Povećanje emisije CO2 je prisutno u većini

scenarija zbog veće proizvodnje termoelektrana koje su predviđene u scenarijima.


62

9.6.4 Prekogranični prijenosni kapaciteti

Glavna svrha NTC proračuna je da se utvrde potrebe i jedan generalni pregled odnosa između

SEW i povećanja prijenosnih kapaciteta na granicama između grupa stvorenih na određenim

tržišnim područjima. Princip proračuna je da pruži niz scenarija za TYNDP 2018 s

povećanjem i smanjenjem prijenosnih kapaciteta na razmatranim granicama. Benefiti

obuhvaćeni ovim proračunom odnose se samo na dio sveukupne društveno-ekonomske koristi

od CBA. To znači da nisu prikazani svi pozitivni efekti pojedinog projekta (RES integracija,

sigurnost snabdijevanja, pomoćne usluge). Kao takva, ovo je samo parcijalna analiza, u

potpunosti zavisna od stvorenih pretpostavki i referentne mreže. Na sljedećoj slici su

prikazane glavne granice (narandžasta boja) i ostale važne granice (siva boja), koje su

analizirane u planu.

Slika 9.12. Glavne granice TYNDP 2018 (narandžasta)

Ovim granicama su dodate tri sekundarne granice koje su relevantne za izvještaj: Italija-

Balkan, Italija – Sjeverna Afrika i Turska – Južni Balkan. Proračun je urađen kao dio studije

tržišta s koracima promjene NTC-a od 1000 MW po granicama. Jedna granica i promjena

kapaciteta u oba smjera u navedenim koracima se ekvivalentno dijeli po interkonekcijama

počevši od referentnog kapaciteta (bazni slučaj). U sljedećoj tabeli je pregled vrijednosti

NTC-a po granicama.

63

Tabela 9.1.- Prekogranični prijenosni kapacitet (MW)

(MW)

Maksimalni mjesečni NTC za

2019.

Referentna mreža

(2027)

Svi projekti

izgrađeni prije 2035.

godine

Granica => <= => <= => <=

BA – HR 1000 1000 1250 1250 1894 1548

BA – RS 600 600 1100 1200 1100 1200

BA – ME 500 500 800 750 800 750

Prikazane vrijednosti NTC-a su indikativne i nisu za komercijalnu upotrebu.

64

10. ZAKLJUČCI I SUGESTIJE

Analiza podataka koje su dostavili korisnici prijenosnog sistema Bosne i Hercegovine i

rezultata Indikativnog plana razvoja proizvodnje za period 2020.-2029. godina, upućuje na

sljedeće zaključke i sugestije:

1. Prognoza potrošnje u ovom indikativnom planu urađena je na bazi podataka koje su

dostavili korisnici i vlastitih analiza (prognoza prema bruto društvenom proizvodu i

ekstrapolacija preko karakteristične funkcije potrošnje), što je detaljno opisano u

poglavlju 6.4. Prosječni godišnji porast potrošnje za niži scenario iznosi 0,4%, bazni

scenario 1,0% i viši scenario 2,1%.

U početnoj godini prognoze za ovaj indikativni plan uzeto je ostvarenje iz 2018.

godine, tako da je prognozirana potrošnja u 2019. godini, niža od potrošnje iz Bilansa

za 2019. godinu. Prosječni procenti porasta potrošnje u svim scenarijima su približni

procentima u prethodnom indikativnom planu, a za bazni scenario (1%) znatno niži od

prosjeka za period 2001.-2018.godina (1,8%).

2. Novi proizvodni objekti su, u skladu sa Mrežnim kodeksom, bilansirani na osnovu

važećih Uslova za priključak koje je određeni korisnik prihvatio, dok su kod

vjetroelektrana uzete u obzir i potvrde nadležnih institucija entiteta. Neki objekti koji

su bili bilansirani u prethodnim indikativnim planovima, a nemaju važeće Uslove za

priključak, nisu bilansno uvršteni u ovaj indikativni plan. Podaci o planiranoj

proizvodnji i snazi novih (bilansiranih) proizvodnih kapaciteta pridruženi su

postojećim proizvodnim kapacitetima te je, poređenjem sa tri scenarija potrošnje

formiran 10-godišnji bilans energija i snaga na prijenosnoj mreži Bosne i

Hercegovine.

3. Provedene analize upućuju na zaključak da je za sve scenarije potrošnje i planiranu

proizvodnju postojećih i novih bilansiranih proizvodnih kapaciteta sa novoizgrađenim

termoelektranama zadovoljen bilans električne energije kao i da postoje značajni

viškovi. Međutim, u slučaju da ne dođe do izgradnje planiranih novih termoelektrana,

zbog gašenja pet postojećih blokova u TE Tuzla i TE Kakanj, bilans električne

energije za viši scenario potrošnje će biti negativan već od 2026. godine, a za bazni

scenario od 2027. godine, tj. proizvodnja neće moći zadovoljiti potrošnju električne

energije u BiH. U tom slučaju Bosna i Hercegovina bi od izvoznika postala uvoznik

električne energije.

4. Evidentan je interes investitora za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta, u prvom

redu obnovljivih izvora kao što su hidroelektrane i vjetroelektrane. NOSBiH

procjenjuje da za najveći broj prijavljenih proizvodnih kapaciteta planiranu izgradnju i

godinu ulaska u pogon treba uzeti sa određenom dozom rezerve, što se pokazalo i kroz

65

prethone indikativne planove. Zbog toga je neophodno da se svi investitori prije

prijavljivanja za uključenje njihovih proizvodnih kapaciteta u Indikativni plan razvoja

proizvodnje sa nadležnim institucijama konsultuju u vezi sa procedurama dbijanja

odgovarajućih saglasnosti, kako bi se utvrdio realniji vremenski okvir za izgradnju

proizvodnih objekata.

5. Izradom desetogodišnjih planova razvoja evropskog i regionalnog elektroenergetskog

sistema kao jednog veoma važnog dokumenata, snažno je istaknuta uloga operatora

sistema u pripremi adekvatnih i što realnijih planova razvoja na području za koje su

nadležni. U tom cilju, Okvirna strategija energetskog razvitka BiH do 2035, koju je

usvojilo Vijeće ministara krajem avgusta 2018. godine [10], predstavlja veoma važan

dokumenat. Okvirnom energetskom strategijom utvrđena je vizija te ključni strateški

ciljevi i smjernice, uzimajući u obzir resurse i kompetencije Bosne i Hercegovine. U

narednim koracima potrebno je razraditi i usaglasiti te implementirati odgovarajuće

smjernice koje će imati implikacije na operativnom, tehničkom i legislativnom nivou.

6. Indikativni plan razvoja proizvodnje predstavlja osnovu za izradu Dugoročnog plana

razvoja prijenosne mreže. Potrebno je još jednom naglasiti da u Indikativnom planu

nije razmatrana opravdanost izgradnje novih transformatorskih stanica 110/x kV, koje

su elektroprivredne kompanije predložile u svojim planovima razvoja, i ove TS nisu

predmet Indikativnog plana razvoja proizvodnje.

7. U ovaj plan je uključen pregled projekata iz TYNDP 2018 koji se odnose na pojačanje

mreže što uključuje i interkonektivne vodove naponskog nivoa 400 i 220 kV između

BiH i susjednih operatora sistema. TYNDP 2018 ne tretira naponski nivo 110 kV, ali

je bitno napomenuti da postoji i plan za izgradnju interkonektivnog dalekovoda 110

kV Srebrenica – Ljubovija, kao rezultat međudržavnog sporazuma između BiH i

Srbije.

66

11. LITERATURA

1. Indikativni plan razvoja proizvodnje 2019-2028, NOS BiH, 2018. godina

2. „Izvještaj o tokovima električne energije u BiH u 2018. godini“ – NOSBiH, Sarajevo,

2018. godina

3. Mješoviti holding Elektroprivreda Republike Srpske Trebinje, Matično preduzeće,

akcionarsko društvo Trebinje, ''Podaci za Indikativni plan razvoja proizvodnje 2020.-

2029.'', decembar 2018.

4. Javno preduzeće Elektroprivreda Bosne i Hercegovine d.d. „Podaci za Indikativni plan

razvoja proizvodnje 2020-2029“, Sarajevo, decembar 2018.

5. Elektroprivreda Hrvatske Zajednice Herceg Bosne d.d. Mostar „Podaci za Indikativni

plan razvoja proizvodnje 2020-2029'', Mostar, prosinac 2018.

6. Akcioni plan za energetsku efikasnost BiH za period 2016-2018, decembar 2017.

7. Mrežni kodeks, NOSBiH.

8. „Bilans električne energije na mreži prijenosa za 2019. godinu“, NOSBiH, Sarajevo,

2018. godina

9. www.entsoe.eu

10. http://www.mvteo.gov.ba/data/Home/Dokumenti/Energetika/Okvirna_energetska_stra

tegija_Bosne_i_Hercegovine_do_2035._BIH_FINALNA.PDF

http://www.entsoe.eu/

http://www.mvteo.gov.ba/data/Home/Dokumenti/Energetika/Okvirna_energetska_strategija_Bosne_i_Hercegovine_do_2035._BIH_FINALNA.PDF

http://www.mvteo.gov.ba/data/Home/Dokumenti/Energetika/Okvirna_energetska_strategija_Bosne_i_Hercegovine_do_2035._BIH_FINALNA.PDF

67

12. PRILOG: SPISAK PRIJAVLJENIH PROIZVODNIH KAPACITETA

68

P1-69

*nisu obnovili prijavu za ovaj IPRP

Termoelektrane

Proizvodni kapaciteti prijavljeni za Indikativni plan proizvodnje 2020-2029

R.br. Naziv objekta Broj

agregata

Snaga agregata

(MW)

Instalirana snaga (MW)

Godišnja proizvodnja

(MWh) Investitor Godina Napomena

1 TE-TO Zenica (gas)*

3 2 x 126 + 1

x135,5 387,5 3 250 000 KTG Zenica d.o.o. 2029 - Revidovan Elaborat

3 TE Kakanj - Blok 8

1 300 300 1 814 000 EP BIH d.d. 2025 - Revidovan Elaborat

4 TE Tuzla - Blok 7 1 450 450 2 740 000 EP BIH d.d. 2023 - Revidovan Elaborat

5 TE Ugljevik 3* 2 300 600 3 371 058 Comsar Energy

Republika Srpska d.o.o.

2020 - Revidovan Elaborat

6 RiTE Kongora 2 275 550 3 000 000 EP HZ HB d.d. 2025/2035

7 TE Gacko II 2 330 660 4 620 000 MH ERS a.d. •

8 TE Ugljevik II 1 300 300 1 500 000 MH ERS a.d. •

9 TE Banovići 1 350 350 2 200 000 R i TE Banovići d.o.o. 2020

10 Ugljeninvest 2 350 700 4 817 400 Ugljeninvest d.o.o. 2024 Nova

UKUPNO 4297,50 MW

P1-70


Hidroelektrane



agregata Snaga agregata

(MW)




1 HE Ulog 2 17,6 35,12 85 000 EFT - HE Ulog

d.o.o. 2021

- Revidovan Elaborat

2 HE Ustikolina 3 20,16 60,48 236 800 EP BIH d.d. 2026 - Revidovan Elaborat

3 HE Vranduk 3 2x9,28

+1x1,07 19,63 96 380 EP BIH d.d. 2022


4 HE Dabar 3 53,3 159,9 251 800 MH ERS a.d. 2022 - Revidovan Elaborat

5 HE Mrsovo* 1 42,48 42,48 135 572 Comsar Energy

Hidro d.o.o. 2019


6 HS Ljuta (sistem MHE)

7 13,5 48 993,4 INGhydro d.o.o. 2021 - Revidovan Elaborat

7 HE Janjići 2 8,424 16,848 77 260 EP BIH d.d. 2024 - Revidovan Elaborat

8 HE Globarica 2 5,85 11,7 63 500 EP BIH d.d. 2026

9 HE Dolina 2 5,85 11,7 59 700 EP BIH d.d. 2026

P1-71

Hidroelektrane




(MW)




10 HE Komšići 2 5,85 11,7 67 700 EP BIH d.d. 2026

11 HE Babino selo • • 6,7 23 650 EP BIH d.d. 2024

12 HE na gornjem toku Neretve

• • • • EP BIH d.d. 2026

13 HE Kljajići 2 3,2 6,4 16 000 EP BIH d.d. 2025

14 HE Kovanići • • 9,1 46 200 EP BIH d.d. 2025

15 HE Kozluk • • 67,2 354 000 EP BIH d.d. 2026

16 HE Maglaj 2 5,85 11,7 68 800 EP BIH d.d. 2027

17 HE Tegare • • 248 1 025 000 EP BIH d.d. 2027

18 mHE Neretvica (sistem 15 mHE)

• • 24,5 100 EP BIH d.d. F1-2019 F2-2020 F3-2021

19 PHE Vrilo 2 33 66 196 130 EP HZ HB d.d. 2017/2023

20 PHE Kablić 1 52 52 73 442 EP HZ HB d.d. 2020/2027

21 HE Ugar Ušće 2 5,8 11,6 33 188 EP HZ HB d.d. 2020/2023

22 HE Ivik 2 5,6 11,2 21 880 EP HZ HB d.d. 2020/2026

23 HE Vrletna Kosa 2 5,6 11,2 22 538 EP HZ HB d.d. 2022/2028

P1-72

Hidroelektrane




(MW)




24 HE Han Skela (HE Bravnice)

2 6 12 52 053 EP HZ HB d.d. 2022/2028

25 HE Skakala 3 8,8 26,4 124 300 EP HZ HB d.d. 2019/2026

26 HE Nevesinje 2 30 60 100 600 MH ERS a.d. 2024

27 HE Buk Bijela 3 2 x 40,11 +1 x 13,3

93,52 332 300 MH ERS a.d. 2021

28 HE Foča 3 2 x 19,9

+ 1 x 6,3 46,1 175 900 MH ERS a.d. 2022

29 HE Dubrovnik II 2 152 304 318 000 MH ERS a.d. 2023

30 HE Bileća 2 17,8 35,6 116 400 MH ERS a.d. 2024

31 HE Sutjeska 3 (2 x 24 + 1,5)

MVA 42,25 95 620 MH ERS a.d. 2025

32 HE Paunci 3 2 x 20,27 + 1 x 5,1

45,64 161 960 MH ERS a.d. 2022

33 HE Dubravica 4 21,8 87,2 335 480 MH ERS a.d. 2024

34 HE Tegare 4 30,22 120,88 448 046 MH ERS a.d. 2024

35 HE Rogačica 4 28,3 113,2 413 422 MH ERS a.d. 2024

P1-73

Hidroelektrane




(MW)




36 HE Ćehotina (Luke, Godijeno, Falovići)

3 1 x 4,85

+ 1 x 3,649 + 1 x 9,262

17,761 69,614 AR Force

Hydropro d.o.o. 2022

37 S3, SJ2, SJ3 3

1 x 5,4

+ 1 x 3,4

+ 1 x 3,1

11,9

15 286

9 409

8 390

Hydeoenergy

2021

2020

2020

Nova

UKUPNO 1925,1 MW

P1-74


Vjetroelektrane



agregata

Snaga agregata

(MW)




1 VE Podveležje 3 16 48 120 000 EP BIH d.d. 2020 - Revidovan Elaborat

2 VE Trusina 15 3,3 49,5 115 515 EOL Prvi d.o.o. 2020 - Revidovan Elaborat

3 VE Kupres 16 3,3 52,8 135 456 Kamen dent d.o.o. 2020 - Revidovan Elaborat

4 VE Pakline 1 16 3,3 52,8 135 456 Kamen dent d.o.o. 2023 - Revidovan Elaborat

5 VE Pakline 2 16 3,3 52,8 135 456 Kamen dent d.o.o. 2022 - Revidovan Elaborat

6 VE Pločno 16 4,2 67,2 145 000 Energy 3 d.o.o. 2021/2022 - Revidovan Elaborat

7 VE Podveležje (Merdžan glava i Poljice)

14 4,2 58,8 136 000 Energy 3 d.o.o. 2023/2024 - Revidovan Elaborat

8 VE Orlovača* 20 2,1 42,9 86 360 HB Wind d.o.o. 2020 - Revidovan Elaborat

P1-75

Vjetroelektrane



agregata

Snaga agregata

(MW)




9 VE Debelo Brdo 26 2 54 150 000 Koncig d.o.o. 2020 - Revidovan Elaborat

10 VE Gradina 13 3,2 41,6 143 625 Gradina d.o.o. 2020 - Revidovan Elaborat

11 VE Baljci 16 3 48 121 000 Tomislavgrad-Kupres

d.o.o. 2020


12 VE Galica 20 2,5 50 123 700 TLG d.o.o. 2020

13 VE Vlašić 20 2,5 50 123 700 TLG d.o.o. 2020

14 VE Vlašić 20 10x3

+ 10x2 50,75 138 337 Eberkon d.o.o. 2021

15 VE Derala 29 4 115,185 371 160 G&G energija d.o.o. 2020/2021

16 VE Kamena 8 3 24 50 000 Energy 3 d.o.o. 2019/2020

17 VE Bahtijevica 15 3,3 50,4 137 000 Impro Impex d.o.o. 2023/2024

18 VE Morine 13 4 52 135 000 VE Grebak d.o.o. 2021/2022

19 VE Grebak 14 4 56 150 000 VE Grebak d.o.o. 2020/2021

20 VE Kamen 1 25 2 50 132 000 Dvokut Pro d.o.o. 2022

21 VE Bitovnja • • 60 155 000 EP BIH d.d. 2024

P1-76

Vjetroelektrane



agregata

Snaga agregata

(MW)




22 VE Borisavac • • 50 MVA 120 000 EP BIH d.d. 2030

23 VE Medveđak • • 40 MVA 96 000 EP BIH d.d. 2026

24 VE Rostovo • • 15 MVA 35 000 EP BIH d.d. 2028

25 VE Vlašić • • 50 120 000 EP BIH d.d. 2022

26 VE Hrgud 16 3 48 126 000 MH ERS a.d. 2022

27 VE Velika Vlajna 16 3 48 92 081 EP HZ HB d.d. 2023/2028

28 VE Livno (Borova Glava)

26 2 52 149 620 EP HZ HB d.d. 2026/2030

29 VE Poklečani 36 2 72 258 595 EP HZ HB d.d. 2020/2025

30 VE Oštrc 28,2 87 400 Relaks d.o.o 2020

31 VE Škadimovac* 110,88 320 000 WBL CITY PROJECT D.O.O. 2019

32 VE Dževa 46 138 920 Vjetroelektrane d.o.o

Glamoč

33 VE Slovinj 139,65 446 800 Vjetroelektrane d.o.o

Glamoč

UKUPNO cca 1 826,5 MW

P1-77

Elektrane na biomasu

Proizvodni kapaciteti prijavljeni za Indikativni plan proizvodnje 2020.-2029.



(MW) Instalirana

snaga (MW)



1 Elektrana na biomasu Livno* 3 4,33 MVA 13 MVA 99.840 ESCO ECO Energija d.o.o. 2020

TOTAL cca 13 MW

* U novoj prijavi nema naponskog nivoa za priključenje niti su potvrđene snage

78

Documents

Indikativni plan razvoja proizvodnje 2020-2029