Modeliranje dekarbonizacije u sektoru električne...

Modeliranje dekarbonizacije u sektoru električne energije

Izvještaj za Crnu goru

Podrška razvoju s niskom emisijom u jugoistočnoj evropi (SLeD)

mo

nte

neg

ro

m

nt


Izvještaj za Crnu Goru

AutorI András Mezősi, PhD

László Szabó, PhD

(Regionalni centar za istraživanje energetske politike)

Podrška razvoju s niskom emisijom u jugoistočnoj Evropi (SLED)

Decembar 2015

IMPrESSuM I ZAHVALNICEProjektni menadžment RECa: József Feiler, Vaiva Indilaite, Ágnes Kelemen, Gordana KozhuharovaDizajn: tricia Barna, Juan tornerosEditor i lektura: rachel HidegUrednik: regionalni cenatr za životnu sredinu za Centralnu i Istočnu Evropu (rEC)Fotografija: istock

REC implementira projekat „Podrška razvoju s niskom emisijom u jugoistočnoj Evropi (SLED)“ čiji je cilj dapomogne kreatorima politika u Albaniji, Bivšoj Jugoslovenskoj Republici Makedoniji, Crnoj Gori i Srbiji dapostave realistične, ali ambiciozne pravce dekarbonizacije za svoje elektroenergetske sektore do 2030.godine.

SLED projekat je finansijski podržan od strane Austrijske Razvojne Agencije (ADA) kroz program Austrijskarazvojna saradnja. Posebnu zahvalnost dugujemo g-dinu Hubertu Neuwirth i g-đi Moniki Tortschanoff izAustrijske Razvojne Agencije.

SADRŽAJ

I. IZVršNI rEZIME 6

II. uVoD 10

III. MEtoDoLoGIJA 12

Okvir kreiranja scenarija 13

Modeli 14 Evropski model tržišta električne energije 14

EKC mrežni model 15

Pretpostavke modela 16 Prekogranični kapaciteti mreže 16

Trenutni proizvodni kapaciteti 16

Cijene fosilnih goriva 16

Cijena po sistemu trgovanja emisijama Evropske unije 16

Minimalan nivo poreza za energetske proizvode Evropske unije 17

IV. PrEtPoStAVKE SCENArIJA 19

Uvođenje EU sistema za trgovanje emisijama 21

Uvođenje minimalne akcize na energetske proizvode 21

Sprovođenje ekoloških standarda 21

Primjena obnovljivih izvora energije za struju 21

Konvencionalne elektrane 21

Potražnja električne energije 23

V. rEZuLtAtI MoDELIrANJA 24

Kretanje cijena 25

Regionalna perspektiva 26

Proizvodni miks 28

Uticaji CO₂ 28

Pozicija neto uvoza 30

Investicioni troškovi 30

Budžet podrške za obnovljive izvore električne energije 32

VI. ProCJENA oSJEtLJIVoStI 36

Crna Gora MoDELIrANJE DEKArBoNIZACIJE u SEKtoru ELEKtrIčNE ENErGIJE 3

MoDELIrANJE DEKArBoNIZACIJE u SEKtoru ELEKtrIčNE ENErGIJE Crna Gora4

VII. utICAJI MrEžE 40

Planirani novi elementi mreže 42

Rezultati mrežnog modeliranja 42 Analiza stabilnog i nepredviđenog stanja 43

Balansi sistema 43

(N-1) kriterijum sigurnosti 43

Neto kapacitet prenosa 44

Gubici prenosne mreže 45

VIII. ANEKS 50

Model evropskog tržišta električne energije 51

EKC model mreže 53 Prikupljanje podataka za tok opterećenja 53

Potražnja 54

Metodologija modeliranja mreže 54 Analiza stabilnog i nepredviđenog stanja 54

Evaluacija neto kapaciteta prenosa 54

Gubici prenosne mreže 55


TABELE I SLIKETabela 1: Sadašnje vrijednosti neto kapaciteta prenosa u regionu (MW) 17

Tabela 2: Planirani interkonektori i njihov investicioni status (MW) 18

Tabela 3: Kapaciteti proizvodnje električne energije za 2014. godinu 18

Tabela 4: Cijene goriva 2015–2030. 18

Tabela 5: Glavne pretpostavke scenarija za Crnu Goru 20

Tabela 6: Primjena kapaciteta obnovljivih izvora energije za električnu energiju za scenarije (MW) 22

Tabela 7: Bruto potrošnja električne energije u Crnoj Gori (GWh) 23

Tabela 8: Zbirni investicioni troškovi za period 2015–2030. u tri scenarija 34

Tabela 9: Nepredviđeni slučajevi za 2020. . 44

Tabela 10: Nepredviđeni slučajevi u 2025. 45

Tabela 11: Gubici prenosa u 2015, 2020. i 2025. u Crnoj Gori, za sve scenarije i režime 48

Slika 1: Modelirane države 15

Slika 2: Razvoj cijene bazne energije po raznim scenarijima (EUR/MWh) 25

Slika 3: Kretanje cijena vršne energije u raznim scenarijima (EUR/MWh) 26

Slika 4: Planirani novi kapaciteti na fosilna goriva u jugoistočnoj Evropi, 2015–2030. 27

Slika 5: Planirani novi kapaciteti obnovljivih izvora u jugoistočnoj Evropi, 2015–2030. 27

Slika 6: Miks proizvodnje, neto uvoz i emisija CO₂ u tri scenarija 28

Slika 7: Nivoi CO₂ emisije po glavi stanovnika 29

Slika 8: CO₂ intenzitet potrošnje električne energije (tCO₂/GWh) 30

Slika 9: CO₂ intenzitet proizvodnje električne energije (tCO₂/GWh) 31

Slika 10: Prihodi od sistema trgovine emisijama i akciza 32

Slika 11: Promjene neto uvozne pozicije Crne Gore u tri scenarija 33

Slika 12: Godišnji budžet RES podrške (milion €) 34

Slika 13: Prosječna podrška za obnovljive izvore električne energije od strane krajnjih korisnika (EUR/MWh) 35

Slika 14: Promjena u miksu električne energije u slučaju niske hidrodostupnosti 37

Slika 15: Promjene u neto uvoznoj poziciji Crne Gore 38

Slika 16: Promjene cijena bazne energije u Crnoj Gori (EUR/MWh) 39

Slika 17: Geografska pokrivenost mrežne analize 41

Slika 18: Planirane linije interkonekcije u jugoistočnoj Evropi 42

Slika 19: Neto vrijednosti kapaciteta prenosa za 2020. (zimski režim) 46

Slika 20: Neto vrijednosti kapaciteta prenosa za 2020. (ljetnji režim) 46

Slika 21: Neto vrijednosti kapaciteta prenosa za 2025. (zimski režim) 47

Slika 22: Neto vrijednosti kapaciteta prenosa za 2025. (ljetnji režim) 47

Slika 23: Godišnji gubici prenosa u Crnoj Gori za sve scenarije 49

Slika 24: Analizirane države 51

Slika 25: Funkcionisanje modela 52

I. Izvršni rezime


Svrha projekta „Podrška razvoju s niskom emisijom ujugoistočnoj Evropi (SLED)“ je da pomogne kreatorimapolitika u Albaniji, Bivšoj Jugoslovenskoj RepubliciMakedoniji, Crnoj Gori i Srbiji da postave realistične,ali ambiciozne pravce dekarbonizacije za svoje elek-troenergetske sektore do 2030. godine. U slučajuCrne Gore, rezultati projekta su, takođe, korišćeni uprocesu procjenjivanja Predviđenih nacionalnoutvrđenih doprinosa (INDC).

Ova studija procjenjuje uticaj scenarija dekar-bonizacije na elektroenergetski sistem Crne Gore.

Scenariji (Referetni – REF, Sadašnje planirane politike –CPP i Ambiciozni – AMB) koriste različite pretpostavkekoje se odnose na ponudu i potražnju električne en-ergije. Faktori strane ponude uključuju nivoe primjeneobnovljivih izvora energije za električnu energiju (RES-E), prvu godinu rada planirane elektrane Pljevlja II injenu stopu istovremenog dvostrukog sagorijevanjabiomase, i primjenljive poreske stope za energetiku iugljenik. Na strani potražnje je nivo aktivnosti topionicealuminijuma KAP-a, glavna pokretačka snaga potrošnjeelektrične energije: postrojenje je odgovorno za više odčetvrtine potrošnje električne energije države.

Scenariji i pretpostavke su usaglašeni sa glavnim zain-teresovanim stranama u Crnoj Gori (relevantna min-istarstva, operator prenosnog sistema, regulator istručnjaci za energetiku).

Procjena je sprovedena korišćenjem Evropskog mod-ela tržišta električne energije (EEMM), koji je razvio Re-gionalni centar za istraživanje energetske politike(REKK) i mrežni model Koordinacionog centra za elek-tričnu energiju (EKC). EEMM je detaljan modelekonomske simulacije koji radi na principu odozdo nagore, koji pokriva cijeli region Evropske mreže opera-tora prenosnih sistema električne energije (ENTSO-E),dok EKC mrežni model pokriva srednje i visokon-aponske mreže regiona jugoistočne Evrope.

Iz modeliranja scenarija se mogu izvući sljedećiglavni zaključci:

Strogost obaveza klimatske politike ima ograničen

uticaj na kretanje veleprodajnih cijena. Veleproda-jna cijena zavisi od proširenja regionalnihproizvodnih kapaciteta, a ne od nivoa ambicija kli-matske politike. Kako je na regionalnom nivoupredviđeno značajno proširenje kapaciteta unarednih pet godina i u proizvodnji na fosilnagoriva i onoj sa obnovljivim izvorima, veleprodajnecijene električne energije će ići na dolje u cijelomregionu jugoistočne Evrope.

Budući proizvodni miks i nivoi proizvodnje su os-

jetljiviji na klimatsku politiku. Dok proizvodnja nabazi uglja ostaje relativno konstantna u scenari-jima, promjene u potražnji (zbog pretpostavljenognivoa funkcionisanja KAP-a) i proširenja RES ka-paciteta, rezultiraju visokofluktuirajućim uvozom inivoima hidroproizvodnje. Država može postatiznačajan izvoznik do 2025. godine ako se sman-jena potražnja upari sa intenzivnijom ekspanzijomhidrokapaciteta.

Crna Gora je trenutno neto uvoznik električne en-

ergije i nastavlja da bude zemlja uvoznik po REFscenariju. Međutim, u scenariju AMB državapostaje prilično veliki izvoznik električne energijeod 2020. godine nadalje. Ovo je zbog niže po-tražnje (zbog niže stope korišćenja KAP-a, na nivou50 procenata kapaciteta) i značajnog povećanjahidroproizvodnje. Povećana primjena RES-a ibudućnost KAP-a imaju značajan uticaj na trgovin-sku poziciju države, a posljedično i na stanje sig-urnosti snabdijevanja.

Emisije CO₂ ostaju iste u modeliranom periodu.

Jedino scenario najambicioznije politike rezultiraznačajnim smanjenjem do 2030. godine. Intenzitetugljenika u elektroenergetskom sistemu CrneGore je veći od ENTSO-E prosjeka. Ovo važi nesamo za emisije po glavi stanovnika, već i za drugeindikatore intenziteta ugljenika – mjerene uodnosu na nivoe proizvodnje i potrošnje elek-trične energije. Iako Crna Gora ima vrlo visok udiohidroproizvodnje (oko 75 posto ukupnih instali-ranih kapaciteta), visok udio proizvodnje na baziuglja (oko 40 posto) i dalje čini elektroenergetskimiks jako intenzivan po pitanju ugljenika. Inten-zitet emisija u Crnoj Gori pokazuje dinamičnoopadajući trend u svim scenarijima, ali je ovopoboljšanje i dalje nedovoljno da se stignu ENTSO-E-ove prosječne vrijednosti do 2030. godine.

Crna Gora bi još uvijek mogla da razvije značajne

kapacitete u hidroproizvodnji, koji bi mogli biti vrlovrijedna imovina za budući rad elektroenergetskogsistema. Trenutno je dalja primjena ograničenazbog razmatranja o sigurnosti snabdijevanja:država bi željela da izbjegne dodatnu zavisnost odhidroenergije, koja je jako osjetljiva na meteo-rološke uslove (nivoi i obrasci padavina). Nivoi po-drške koji su potrebni za pretpostavljenu primjenuRES-E pokazuju značajnu ekspanziju, ali bi do 2020.godine samo dostigli nivoe Republike Češke, Grčkeili Portugala iz 2012. (13.4 €/MWh). Osim toga, vri-


jednost u 2020. godini bi bila maksimalna, jer sepotrebna podrška potom smanjuje. Rezultati mod-eliranja takođe pokazuju da ukoliko država uvedecijenu za emisije ugljenika (ili preko nacionalnihšema oporezivanja ili preko EU sistema trgovanjaemisijom [ETS]), vladini prihodi bi približno moglida finansiraju potrebni budžet RES-E podrškenakon 2020. godine.

Investicije u proizvodne kapacitete su uglavnom

skoncentrisane na hidro i tehnologije zasnovanena uglju. Iako hidrotehnologija čini veći dio inves-ticionih troškova zbog relativno skupih troškovaizgradnje, iz perspektive troškova proizvodnih je-dinica (na bazi nivelisanog troška električne en-ergije [LCOE]) hidro je najjeftinija obnovljivatehnologija.

Briga za sigurnost snabdijevanja je dodatno anal-

izirana provjeravanjem uticaja sušne godine nacrnogorski elektroenergetski sistem. Procjena os-jetljivosti potvrđuje da je Crna Gora osjetljiva nameteorološke prilike: kratkoročno, ekstremnesuše – modelirane po najsuvljim godinama uposljednjih osam godina u regionu – mogu podićicijenu za 8 €/MWh, a dugoročno za 3 €/MWh.

U takvoj godini država bi i dalje zavisila o uvozu,mada u AMB scenariju – sa operativnim najvećimhidrokapacitetima i sa smanjenim radom KAP-a,uvoz je značajno smanjen sa bazne vrijednosti od 40 posto, na 8 procenata u poređenju sapotrošnjom.

Procjena na hidroosjetljivost takođe ističe jedan

važan pravac buduće politike za državu. Ako bi sesaradnja u regionu i sa državama članicama EUdalje poboljšavala, država bi mogla još više isko-ristiti svoj hidropotencijal. U ovom slučaju bidržava trebalo da pruža veću podršku strožijim EUpolitikama o obnovljivim izvorima energije, jer touvećava potražnju za njenom hidroproizvodnjom.

Procjena uticaja mreže pokazuje da bi, generalno,

crnogorski elektroenergetski sistem bio dovoljno jakda se izbori sa planiranim povećanjem RES ka-paciteta u scenarijima. Ako se izgrade planirani do-daci mreže, ne bi bilo drugih nepredviđenih slučajevau sistemu. Neto kapacitet prenosa (NTC) bi se takođepovećao prema Srbiji, sa manjim smanjenjem NTC-aprema Albaniji. Gubici u mreži bi se povećali u sce-narijima sa višim nivoima potrošnje i većom RES-Eproizvodnjom povezanom na sistem.

Izvršni rezime Slika 1: Proizvodni miks, neto uvoz i emisije CO₂ u tri scenarija


Izvršni rezime Slika 2: Prihodi zasnovani na porezu i trošak RES-E podrške

budžetRES-Epodršk

prihod odenergetskih

prihod od CO2

II. Uvod


Glavni cilj SLED projekta je pomoć Albaniji, Bivšoj Ju-goslovenskoj Republici Makedoniji, Crnoj Gori i Srbijiu uspostavljanju realističnog, ali ambicioznog putadekarbonizacije za njihove elektroenergetske sektoredo 2030. Razvoj politike treba da se zasniva na dokaz-ima, da se, koliko je moguće, nadgrađuje na kvantifi-ciranim rezultatima modeliranja koji su dobijeni izskupa mogućih budućih scenarija dekarbonizacije.SLED projekat je pomogao državama sa modeliran-jem, zajedno sa kontinuiranim procesom konsultacija,kako bi se omogućilo nacionalnim kreatorima politikeda utiču na proces razvoja scenarija u skladu sa nji-

hovim potrebama za budućim razvojem njihovog en-ergetskog sektora i klimatske strategije. Tokom vježbemodeliranja, opcije politike koje se odnose na nivoeproizvodnje i/ili miks pogonskih goriva za proizvodnjuelektrične energije – kao što su poboljšanje ener-getske efikasnosti na strani ponude, ubrzano zat-varanje starih elektrana, povećanje udjela obnovljivihizvora (RES) i potražnje za električnom energijom – suposmatrane iz perspektive emisije CO₂, investicionihtroškova u proizvodne kapacitete i potreba podrškeza obnovljive izvore.

III. Metodologija


U ovom odjeljku ćemo predstaviti okvir scenarija,uključujući diferencijaciju dimenzije, i dva modela ko-rišćena u procjeni scenarija.

Okvir kreiranja scenarijaKako bi se procijenio puni obim potencijala dekar-bonizacije u procjenjivanim zemljama, SLED projekatje napravio tri scenarija za svaku državu: Referentni(REF), Trenutno planirane politike (CPP) i Ambiciozni(AMB). Pretpostavke scenarija su se odnosile na šestdimenzija:

vrijednost ugljenika;

energetski porez/akcize;

ekološki standardi;

primjena tehnologija obnovljive energije;

primjena tehnologija konvencionalne proizvodnje i

potražnja za električnom energijom (uključujući

pretpostavke o poboljšanjima energetske efikas-nosti krajnjih korisnika).

Svi gore navedeni faktori utiču na nacionalnu emisijuCO₂, ili po količini proizvodnje električne energije, ilipo svom uticaju na miks pogonskog goriva zaproizvodnju električne energije. Što se tiče oporezi-vanja, mogu se prepoznati dva faktora. Prvo,uvođenje Sistema trgovanja emisijama Evropskeunije (ETS) kao posljedice ili članstva u EU, ili trans-pozicijama zakona Evropske unije koje se zahtijeva odčlanova Energetske zajednice, ili jednostavnouvođenjem instrumenta nacionalne politike koji ćeuvesti vrijednost emisije ugljenika, mijenjati troškoveodnosnih proizvodnih tehnologija, a time i proizvod-nih mogućnosti. Ista logika važi i za uvođenje mini-malnog poreskog nivoa za energetske proizvodezahtijevanog zakonodavstvom EU. Na miks ponudeelektrične energije utiče uvođenje evropskih propisaza zagađenje vazduha: Direktiva o velikim postrojen-jima za sagorijevanje (LCP), npr., može zatvoriti ter-moelektrane kao najveće zagađivače ili ograničitinjihovo radno vrijeme. Razvoj obnovljivih izvora en-ergije i konvencionalnih (fosilna goriva) proizvodnihkapaciteta je ishod nacionalnih političkih odluka i – uslučaju obnovljivih izvora energije – nivoa podrške.Rast potražnje za električnom energijom izaziva većuproizvodnju iz dostupnih elektrana ili uvoz.

REF scenario odražava status quo zbivanja u državi,što znači da su uključeni službeni instrumenti ener-getske politike i zakonodavstva koji su bili uspostavl-

jeni do datuma definisanja scenarija (jul 2015. godine).CPP scenario odražava one politike koje su na razma-tranju i koje mogu uticati na GHG emisije. Treći sce-nario, AMB, predstavlja najnapredniju politiku o klimi.

Opcije uključene u scenarija su procjenjivane ne samoza pojedine zemlje, već i u smislu mogućih sinergijaradi veće saradnje država jugoistočne Evrope1. Mod-eliranje različitih opcija koje su navedene gore možepomoći da se identifikuju najefikasnije opcije zasmanjenje emisije CO� u posmatranim državama. Ostali uticaji, kao što su oni koji se odnose na sig-urnost snabdijevanja i pouzdanost mreže, su, takođe,uključeni u analizu.

uSLoVI SPECIFIčNI ZA CrNu Goru

Glavni podaci i inputi politike za scenarija su dogov-oreni sa relevantnim zainteresovanim stranama udržavama (Ministarstvo ekonomije, Ministarstvoodrživog razvoja i turizma, operator prenosnog sis-tema [TSO], energetski regulator i Agencija za energiju)u dva kruga. Prvo smo se, u decembru 2014, dogovo-rili sa zainteresovanim stranama o glavnim pret-postavkama scenarija (stopa rasta tražnje, RES ikonvencionalno proširenja kapaciteta, prekograničnikapaciteti, mjere za energetsku efikasnost i stopa isko-rišćenosti KAP-ove topionice aluminijuma). Na osnovuovih pretpostavki, Model evropskog tržišta električneenergije (EEMM) je pokrenut i isporučeni su prelimi-narni rezultati. Rezultati su poslati zainteresovanimstranama i prezentovani tokom drugog sastanka zain-teresovanih strana u julu 2015. Na osnovu povratnihinformacija, scenariji su redizajnirani na osnovu dvaglavna faktora. Prvo, između dva sastanka došlo je doznačajne promjene u energetskoj strategiji Crne Gore(npr. u vezi sa budućim korišćenjem KAP-ove topionicealuminijuma). Drugo, Ministarstvo održivog razvoja iturizma je izrazilo želju da upotrijebi rezultate modeli-ranja u crnogorskoj obavezi u okviru Predviđenih na-cionalno određenih doprinosa (Intended NationallyDetermined Contributions - INDC), pa su eksperti min-istarstva redizajnirali scenarije, kako bi bolje reflekto-vali nedavne odluke energetske politike na nivoudržave. Prvobitni AMB scenario je takođe promijenjen.U početku je dizajniran da odražava veoma ambi-ciozan scenario smanjenja GHG, kako bi se testiralamaksimalna smanjenja emisije GHG i definisaleposljedice takvog scenarija na budžet podrške RES-u iinvesticione troškove. Naglasak je naknadno promi-jenjen, kako bi se napravio realniji scenario koji dajeinput procesu planiranja INDC. (Za konačne pret-postavke korišćene za tri scenarija pogledati Tabelu 5).


ModeliScenariji dekarbonizacije, za četiri države koje su proc-jenjivane i region u cjelini, su razvijani koristeći na-jsavremeniji EEMM, korišćen u tandemu sa detaljnimtehničkim mrežnim modelom Koordinacionog centraelektrične energije (EKC). EEMM je često primjenjivanu regionu u prošlosti u vezi sa procjenama Projekataod interesa Energetske zajednice (PECI), dok je mrežnimodel korišćen u mnogim projektima proširenja i un-apređenja u regionu2. EEMM je model djelimičneravnoteže fokusiran na proizvodne kapacitete, dok jeEKC mrežni model fokusiran na prenosni sistem, anaročito na razvoj prekograničnih kapaciteta. Obamodela su ukratko predstavljena u ovom odjeljku: de-taljniji opis modela se može naći u Aneksu.

Pouzdanost rezultata modela je obezbijeđenabliskom saradnjom sa zainteresovanim stranama uregionu. EKC mrežno modeliranje je radio tim iz Sr-bije, što znači da eksperti za modeliranje poznajusituaciju u regionu do detalja. Pored ovog insajder-skog znanja, tri projektna faktora su dodatno obo-gatila ovu procjenu:

Modeli su ažurirani najsvježijim podacima iz

država korisnica, uz pomoć lokalnih eksperata.

Tokom cijelog projekta, uključivanje svih zain-

teresovanih strana – uključujući predstavnike re-sornih ministarstava koja se bave pitanjimavezanim za klimu i energiju i predstavnike TSO-a –je osigurano uspostavljanjem projektne radnegrupe. Ovi stručnjaci i kreatori politike su biliuključeni u definisanje relevantnih scenarija i proc-jenu rezultata modela u ranoj fazi projekta. Oni su,takođe, obezbijedili svježe podatke o nacionalnimenergetskim politikama i kontrolisali vjerodosto-jnost informacija i podataka tokom dva sastankasa zainteresovanim stranama u novembru 2014. ijulu 2015. godine.

Distribucija rezultata projekta će se obezbijediti

preko radionica u svim državama učesnicama.

Relevantni eksperti i zainteresovane strane udržavama projekta su obezbijeđeni uz pomoć lokalnestručne konsultantske kuće (EKC iz Srbije), kao ilokalnih kancelarija Regionalnog centra za životnusredinu (REC), koji ima višegodišnju ekspertizu isolidnu mrežu u regionu.

Evropski model tržišta električne energije

EEEM je model simulacije evropskog veleprodajnogtržišta električne energije koji radi na stilizovan načinsa savršenim pretpostavkama konkurencije.

EEMM pokriva 36 država sa bogatim predstavljanjemodozdo na gore, gdje su ENTSO-E države Evropskeunije (Malta i Kipar nijesu uključeni u model) i balka-nske države modelirane do detalja.

Izdvajamo 12 tehnologija u sektoru proizvodnje elek-trične energije. Pretpostavljamo po jedan interkonek-tor po paru država, što znači modeliranje 85dalekovoda. EEMM modelira proizvodnju na je-diničnom nivou, što znači da je na širem evropskomnivou u egzekuciju modela uključeno skoro 5.000 je-dinica. Ravnoteža (cijena i količina) se simultanodostiže u segmentima proizvodnje i prenosa. Ove je-dinice karakterišu razni tehnološki faktori, kojiomogućavaju izgradnju redosljeda po zaslugama zaodređeni vremenski period. U svakoj godini imamo90 referentnih sati da predstavimo krive opterećenjasa dovoljno detalja za svaku evropsku državu.

Postoje tri vrste tržišnih učesnika u modelu:proizvođači, potrošači i trgovci. Svi oni imaju cjenovnoponašanje: uzimaju preovlađujuće tržišne cijene kaodatost i pretpostavljaju da što god da je njihova od-luka, to ima neznatan uticaj na ovu cijenu.

Proizvođači su vlasnici i operateri elektrana. Svaka elek-trana ima posebnu marginalnu cijenu proizvodnje, kojaje konstantna na nivou jedinice. Pored toga, proizvod-nja je ograničena nivoom raspoloživog kapaciteta.

Model uzima u obzir samo kratkoročne varijabilnetroškove sa sljedeće tri glavne komponente: cijenagoriva, varijabilni operativni troškovi (OPEX) i trošakCO₂ (gdje je to primjenljivo). Kao rezultat toga, pristupje najbolje posmatrati kao simulaciju kratkoročne(npr. dan unaprijed) tržišne konkurencije.

Cjenovno ponašanje proizvođača podrazumijeva dakad god je tržišna cijena iznad marginalne proizvodnecijene jedinice, jedinica radi punim kapacitetom. Ako je cijena niža od marginalnog troška, nemaproizvodnje, a ako se marginalni trošak i tržišna cijenapodudaraju, onda se nivo proizvodnje određuje naosnovu tržišnog kliringa (ponuda mora da bude jed-naka potražnji).

U modelu su kupci grupno predstavljeni cjenovno os-jetljivim krivim potražnje. U svakom periodu po-tražnje, postoji inverzan odnos između tržišne cijenei potrošene količine: što je veća cijena, manja je


potrošnja. Ovaj odnos se aproksimira opadajućomlinearnom funkcijom.

Konačno, trgovci povezuju proizvođačku i potrošačkustranu tržišta, izvoze električnu energiju skupimdržavama i uvoze od jeftinijih. Prekogranična trgovinase odvija na interkonektorima ograničenih kapacitetaizmeđu susjednih država. Razmjena električne en-ergije se uvijek odvija od jeftinije države ka skupljoj,dok se ne dogodi jedna od ove dvije stvari: ili se cijene,bez direktnih troškova prenosa ili izvoznih tarifa, iz-jednače na dva tržišta; ili se dostigne kapacitetprenosa interkonektora. U drugom slučaju se možezadržati značajna razlika u cijenama na dva tržišta.Model izračunava simultanu alokaciju ravnoteže nasvim tržištima sa sljedećim svojstvima:

Proizvođači maksimiziraju svoje kratkoročne prof-

ite s obzirom na preovlađujuće tržišne cijene.

Ukupna domaća potrošnja je data na osnovu agre-

gatne potražnje električne energije u svakoj državi.

Transakcije električnom energijom (izvoz i uvoz) se

odvijaju između susjednih država dok se tržišnecijene ne izjednače ili se ne iscrpi kapacitetprenosa.

Proizvedena i uvezena energija je u ravnoteži sa

potrošenom i izvezenom energijom.

S obzirom na naše pretpostavke u vezi potražnje iponude, uvijek postoji ravnoteža tržišta koja je jedin-stvena u modelu.

EKC mrežni model

Elektroenergetski sistemi u jugoistočnoj Evropi sumodelirani sa svojim ukupnim prenosnim mrežamaod 400 kV, 220 kV i 150 kV. Energetski sistemi Albanije,Bivše Jugoslovenske Republike Makedonije, CrneGore i Srbije su dodatno modelirani i na 110 kV-ninaponski nivo. U modelu se koriste mrežni ekvivalentTurske (tj. evropski dio) i ostatak ENTSO-E kontinen-talne Evrope (modeliran preko injektiranja X-čvorova).

Mrežni model za ovu procjenu daje sljedeće rezultate:

Nepredviđene analize, koje uključuju:

procjenu postojeće elektroenergetske mreže u•Albaniji, Bivšoj Jugoslovenskoj Republici Make-doniji, Crnoj Gori i Srbiji, zajedno sa regionalnimkontekstom i

definisanje topologija mreže i režima za 2015,•

Slika 1: Modelirane države


2020. i 2025, korišćenjem realističnih scenarijaza rast potražnje, povećanje proizvodnje, tranz-itne tokove, integraciju RES-a i veze visokognapona jednosmjerne struje (HDVC).

Evaluaciju ukupnog i neto kapaciteta prenosa

(TTC/NTC) između Albanije, Bivše JugoslovenskeRepublike Makedonije, Crne Gore i Srbije u svimpravcima, za sve scenarije topologije.

Procjenu gubitaka prenosne mreže sa i bez nivoa

proizvodnje energije od RES-a.

ANALIZE StABILNoG I NEPrEDVIđENIH StANJA

Za definisane scenarije su računati tokovi opterećenjastabilnog stanja i sprovedene analize nepredviđenihsituacija (n-1). Kriterijumi sigurnosti se zasnivaju naopterećenju dalekovoda i profilu napona, i provjerićese za svaki analizirani scenario.

Procjena toka opterećenja je osnovni korak pri proc-jeni NTC-a, i sastoji se od sljedećih analiza:

analiza stabilnog stanja AC toka opterećenja;1

procjena sigurnosti (n-1), gdje se simulira2iskakanje dalekovoda. Ovo podrazumijeva da seza jedan dalekovod smatra da je van upotrebe dokse proračunava tok operećenja i procjenjuje sig-urnost sistema (preopterećenja strujnog kola inarušenja napona);

analiza profila napona.3

U analizi profila napona, naponska ograničenja su uskladu sa nacionalnim mrežnim kodovima.

ProCJENA NEto KAPACItEtA PrENoSA

Procjenjivani su ukupan i neto kapacitet prenosa(TTC/NTC) između Albanije, Bivše Jugoslovenske Re-publike Makedonije, Crne Gore i Srbije, kao i izmeđuovih država i njihovih susjeda, u svim pravcima, za svescenarije topologije, sa referencom na svaku ciljnugodinu i režim, a završna procjena dodatnih vrijed-nosti TTC/NTC-a je urađena kao rezultat novih in-terkonekcija i jačanja glavnih internih energetskihtranzitnih ruta.

Opštu definiciju prenosnih kapaciteta (TTC i NTC) iprocedure za njihovu procjenu daje ENTSO-E, kao ipraksa i iskustvo regionalnih radnih grupa TSO-adržava jugoistočne Evrope.

Metodologija upotrijebljena za izradu ove studije jedata u daljem tekstu.

GuBICI PrENoSNE MrEžE

Procjena gubitaka električne energije se zasniva nagubicima tokom ekvivalentnog vremena trajanja u pe-riodima zimskog i ljetnjeg maksimuma. Ovaj pristupuzima u obzir da efekti gubitaka mogu biti različiti zaova dva režima, a rezultat toga je da se gubici nagodišnjem nivou mogu tačnije odrediti.

Pretpostavke modelaU ovom dijelu predstavljamo one pretpostavke kojeostaju konstantne u različitim scenarijima svih pos-matranih država, kao i u regionalnoj procjeni.

Prekogranični kapaciteti mreže

Iako su države u regionu jugoistočne Evrope dobropovezane sa svojim susjedima, predviđa se daljeproširenje kapaciteta u budućnosti. Ovaj model koristiNTC vrijednosti ENTSO-E-a da prikaže mogućnosti tr-govanja između država. Tabele 1 i 2 pokazujutrenutne NTC vrijednosti u regionu, uključujući sus-jedne države, i planirane nove konekcije u vremen-skom okviru modela.

Planirano je da crnogorsko-italijanski podmorskikabal od 1.000 MW počne sa radom u 2018. godini.Izgradnja je već počela i odvija se u skladu sa investi-cionim planom. Drugi podmorski kabal koji povezujeItaliju sa Albanijom je veoma neizvjestan i možda se neće realizovati po planu, ili, čak, može biti otkazan. Modeliranje razmatra ENTSO-E-ove kate-gorije „odobren“ i „u izradi“ u sva tri scenarija.

Trenutni proizvodni kapaciteti

Tabela 3 pokazuje podatke o kapacitetima proizvod-nje električne energije za 2014. kao baznu godinu.

Cijene fosilnih goriva

Tabela 4 pokazuje cijenе fosilnih goriva koje su prim-ijenjene u modeliranju za period 2015.–2030.

Cijena po sistemu trgovanja emisijamaEvropske unije

Što se tiče pretpostavki za cijene ugljenika, pratili smovrijednosnu stazu ugljenika najnovije procjene uticajaEU (GHG40EE scenario3) i pretpostavili ETS cijenuugljenika od 22 €/tCO₂ za Evropu do 2030. ETS cijena


ide linearno od svoje vrijednosti u 2014. od 6 €/t do22 €/t u 2030. u svim scenarijima.

Minimalan nivo poreza za energetskeproizvode Evropske unije

Akciza se razlikuje prema korišćenom gorivu (ugalj,prirodni gas i mazut [HFO]). Minimalan nivo akcize kojise primjenjuje je jednak nivou iz 2014. koji je prim-jenljiv po EU zakonu:

0.3 €/GJ za prirodni gas;

0.15 €/GJ ugalj;

0.38 €/GJ HFO.

Tabela 1: Sadašnje vrijednosti neto kapaciteta prenosa u regionu (MW)

Država porijekla i odredišta Vrijednost NTC-a

Iz U P-O O-P

AL MK 0 0

BA RS 488 403

BA ME 483 440

GR MK 329 151

GR AL 250 250

HR RS 507 429

HU RS 689 758

ME AL 400 400

MK BG 96 215

RO RS 570 347

RS ME 540 583

RS MK 491 253

RS AL 223 223

RS BG 162 250

Izvor: ENTSO-E


NAPoMENE

Pogledati regionalnu procjenu.1

Na primjer, u procjeni 400 kV-nog dalekovoda između Crne Gore, Srbije i Bosne i Hercegovine.2

Radni dokument Komisije „Procjena uticaja: politički okvir za klimu i energiju u periodu od 2020. do 2030.“ SWD(2014) 15 konačno.3

Tabela 2: Planirani interkonektori i njihov investicioni status (MW)

Država 1 Država 2 Godina puštanja u rad Investicioni status P-O O-P

RS RO 2017 Odobren 800 800

BA ME 2023 Planiran 600 600

IT AL 2020 Planiran 500 500

RS MK 2015 U izradi 400 1,000

MK AL 2019 Odobren 600 600

AL RS 2016 U izradi 500 500

IT ME 2018 U izradi 1,000 1,000

RS BA 2022 Planiran 600 600

RS ME 2022 Planiran 600 600

Izvor: ENTSO-E

Tabela 3: Kapaciteti proizvodnje električne energije za 2014. godinu

Ugalj i lignit Prirodni gas HFO/LFO Hidro Vjetar Biomasa PV Ukupno

AL 0 0 0 1,801 0 5 2 1,807

ME 210 0 0 661 0 7 3 881

MK 824 290 210 644 37 0 15 2,020

RS 4,672 0 0 2,357 331 1 7 7,368

Izvor: baze podataka REKK i PLATTS

Tabela 4: Cijene goriva 2015.–2030.

Cijena uglja (EUR/GJ) Cijena lignita (EUR/GJ) zapadnoevropska cijenaprirodnog gasa (EUR/GJ)

istočnoevropska cijenaprirodnog gasa (EUR/GJ)S

2015 2.0 1.2 5.5 8.3

2020 2.2 1.3 5.9 8.0

2025 2.2 1.3 6.0 8.1

2030 2.2 1.3 6.2 8.3

Izvor: IEA i EIA projekcije

IV. Pretpostavke scenarija


Tabela 5 sumira pretpostavke scenarija grupisane podstavkama porez, mjere ponude i mjere potražnje.

Ove pretpostavke se zasnivaju na postojećimcrnogorskim strateškim dokumentima iz energetike irezultatima dva sastanka sa zainteresovanimstranama koji su održani u Podgorici u decembru2014. i julu 2015. Dokumenti energetske politike kojisu korišćeni su:

Akcioni plan za energetsku efikasnost Crne Gore

za period 2013–2015, Ministarstvo ekonomije, no-vembar 2013.;Nacionalni akcioni plan za obnovljivu energiju

(NREAP) Crne Gore, Ministarstvo ekonomije,2014.;Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2030.,

(Bijela knjiga), 2014;

Tabela 5: Glavne pretpostavke scenarija za Crnu Goru

Pretpostavke scenarija Referentni GHG scenario Scenario trenutno planiranihpolitika GHG (CPP)

Scenario ambiciozne politike GHG (AMB)

Oporezivanje

Uvođenje EU ETS-a ETS se uvode 2025. godineCijena CO₂ u 2020. je 40%

cijene ETS; od 2025. se uvodiETS

ETS se uvodi 2020.

Uvođenje minimalnegodine akcize Godina uvođenja: 2020. Godina uvođenja: 2020. Godina uvođenja: 2018.

Ponuda električneenergije

Primjena standardazaštite životne sredine

Zbog zahtjeva LCP Direktive,Pljevlja I se zatvara 2023.



Primjena RES-E

NREAPs: 826 MW hidro; 151MW vjetar; 10 MW PV i 29MW biomasa do 2020. Do2030: 826 MW hidro; 190MW vjetar; 32 PV i 39 MW

biomasa.

NREAPs: 826 MW hidro; 151MW vjetar; 10 MW PV i 29MW biomasa do 2020. Do2030: 826 MW hidro; 190MW vjetar; 32 PV i 39 MW

biomasa.

NREAPs: 826 MW hidro; 151MW vjetar; 19 MW PV i 29MW biomasa do 2020. Do

2030.: 1,267 MW hidro; 229MW vjetar; 32 PV i 64 MW

biomasa.

Razvoj konvencionalnihkapaciteta

Pljevlja II se uključuje umrežu 2023. (254 MW) iPljevlja I se zatvara 2023.

Maoče TPP se ne gradi. ZaLCP Direktivu: Pljevlja I radi

do 2023. (20.000 sati između2018. i 2023.)



do 2023. (20.000 sati između2018. i 2023.)



do 2023. (20.000 sati između2018. i 2023.) Za Pljevlja II se

pretpostavlja stopakorišćenja biomase od 10%.

Potražnja električneenergije

Potražnja električneenergije: funkcionisanje

KAP-ove topionicealuminijuma

Prema strategiji iz maja 2014.KAP radi sa dvije linije u

kapacitetu od 100% od 2019.Znači 100% ukupno trenutnoinstalisanog kapaciteta (linije

A i B).

50% ukupnog instalisanogkapaciteta, prema dogovorusa sastanka zainteresovanih

strana iz jula 2015. Samojedna linija funkcioniše sa

kapacitetom od 100%.

50% ukupnog instalisanogkapaciteta, prema dogovorusa sastanka zainteresovanih

strana iz jula 2015. Samojedna linija funkcioniše sa

kapacitetom od 100%.


Ažurirana/obnovljena Strategija za razvoj ener-

getike Crne Gore do 2030. (Zelena knjiga i nacrt Bi-jele knjige), Ministarstvo ekonomije, 2012.

Uvođenje EU sistemaza trgovanje emisijama Koristili smo razne pretpostavke u vezi s pridruženjemCrne Gore EU ETS-u. U REF scenariju, Crna Gora sepridružuje ETS-u 2025. godine, dok se u scenariju CPPsektor energetike već suočava sa vrijednošću ugljenaod 40 procenata cijene EU ETS-a u 2020. U scenarijuAMB, sektor energetike Crne Gore se pridružuje ETS-u već 2020. godine. „Pridruživanje ETS-u“ nužno ne po-drazumijeva i članstvo u EU: samo pretpostavljamo daće kreatori nacionalne politike primijeniti neke instru-mente sa sličnim efektima na energetski sektor kaoEU ETS (npr. dobrovoljno ili po zakonskoj obavezi, kroznacionalne ili obaveze prema Energetskoj zajednici).

Uvođenje minimalne akcize na energetske proizvodeŠto se tiče drugih poreza u energetskom sektoru, ko-ristili smo pretpostavku da država uvodi minimalannivo akcize u 2020. godini u REF i CPP scenarijima, dokje u AMB scenariju uvedena već 2018. godine.

Sprovođenje ekoloških standardaPretpostavljamo da država ispunjava zahtjeve EU LCPDirektive, što znači da će se Termoelektrana Pljevlja Izatvoriti najkasnije 2023. godine i može raditi samo20.000 sati između 2018. i 2023.

Primjena obnovljivih izvora energije za strujuCrna Gora je finalizovala svoj NREAP za sekretarijatEnergetske zajednice u decembru 2014. Ovaj doku-menat je osnova za naše modeliranje i daje vrijed-nosti planiranih kapaciteta do 2020. Cifre nakon 2020.su bazirane na Strategiji razvoja energetike iz 2012,koja sadrži predviđanja do 2030. godine.

Do 2020. godine svi scenariji koriste NREAP cifre. Od2020. nadalje, u REF i CPP scenarijima kapacitetihidroproizvodnje su konstantni. Razlog za ovuograničavajuću pretpostavku je da je rast hidroka-paciteta u periodu 2015–2020. već prilično velik idostiže značajno povećanje do 2020. godine. U AMBscenariju dozvoljavamo dalji rast, koji dostiže nivohidrokapaciteta prema Zelenoj knjizi Strategije razvojaenergetike iz 2012. godine, što znači dupliranjesadašnjeg nivoa hidrokapaciteta do 2030. Ostali ka-paciteti obnovljivih izvora u REF i CPP scenarijima su uskladu sa podacima Zelene knjige za godine između2020. i 2030. Relativno su mali, naročito ako pret-postavimo i da će se u međuvremenu država pridružitiEU. Iz ovog razloga su u AMB scenariju stope rasta ne-hidroobnovljivih kapaciteta dodatno povećane, kakobi se analizirao uticaj jače primjene RES-E-a u sektoru.Ovi scenariji podrazumijevaju normalne uslove ko-rišćenja tehnologija koje zavise od vremenskih prilika(solarno, vjetar), u smislu prosječnog radnog vremenai efikasnosti. Što se tiče hidroproizvodnje u ovim sce-narijima, podrazumijevaju se prosječne hidrološke pri-like. Ova pretpostavka će biti ublažena u procjeniosjetljivosti, gdje je procjenjivano i stanje sa niskim pa-davinama. EEMM tretira RES-E kapacitete kao „morajuraditi“ režim rada, kako bi odražavali prioritetnuegzekuciju obnovljivih tehnologija.

Konvencionalne elektraneCrna Gora trenutno ima samo jednu elektranu na fos-ilna goriva, Pljevlja I, sa kapacitetom od 210 MW, sadomaćim ugljem kao gorivom. Postrojenje korististaru tehnologiju kondenzacije koja ne ispunjava za-htjeve EU LCP Direktive. Shodno tome, elektranatreba da bude zatvorena tokom 2023. godine i imadozvoljen samo ograničen broj radnih sati (20.000 satiizmeđu 2018. i 2023). Prema nacionalnoj energetskojpolitici, elekranu će zamijeniti novi blok sa kapacite-tom od 254 MW (Pljevlja II). Škoda (CZ) je odabrana dagradi i konstruiše, a Vlada je u naprednoj fazi pregov-ora za izgradnju elektrane. Iako je posljednji zvaničnidatum za početak funkcionisanja elektrane 2020. go-dina, ovo nije realistično, jer za licenciranje, izgradnjui testiranje ovakve elektrane na ugalj treba više vre-mena. U sporazumu sa zainteresovanim stranama,najraniji datum početka rada je 2023. i ovo je upotri-jebljeno u modelu. Ranija Strategija razvoja ener-getike Crne Gore (2012) je takođe računala naizgradnju dodatne termoelektrane (TPP Maoče), iako


Tabela 6: Primjena kapaciteta obnovljivih izvora energije za električnu energiju za scenarije (MW)

REF scenario 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

Hydro* 661 744 753 821 826 826 826 826

Reverzibilne 0 0 0 0 0 0 0 0

Geotermalne 0 0 0 0 0 0 0 0

Solarne 3 6 7 8 9 10 22 32

Vjetar 0 118 126 126 151 151 172 190

Biomasa 7 9 14 18 19 29 33 39

CPP scenario 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

Hydro* 661 744 753 821 826 826 826 826



Solarne 3 6 7 8 9 10 22 32

Vjetar 0 118 126 126 151 151 172 190

Biomasa 7 9 14 18 19 29 33 39

AMBscenario 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

Hydro* 661 744 753 821 826 826 1 047 1 267



Solarne 3 6 7 8 9 10 22 32

Vjetar 0 118 126 126 151 151 172 190

Biomasa 7 9 14 18 19 29 57 64

* Isključujući reverzibilne


njena izgradnja više nije predviđena. Izgradnja PljevljaII je predviđena u svim scenarijima. U AMB scenariju,pretpostavlja se da će Pljevlja II koristiti 10 procenatabiomase (istovremeno dvostruko sagorijevanje).

Potražnja električne energijePotrošnja električne energije obično blisko slijedirazvoj GDP-a države. Mi nijesmo pripremili sopstvenapredviđanja zasnovana na GDP pretpostavkama,nego smo koristili najnovija energetska predviđanja(Strategija energetike iz 2014) za crnogorski sistem(Tabela 7).

Osnovna razlika između scenarija je pretpostavljenastopa korišćenja KAP-ove topionice aluminijuma. Akoradi sa 100% instalisanih kapaciteta, na KAP odlaziviše od jedne trećine nacionalne potrošnje električneenergije. Međutim, postoje velike nedoumice okobudućeg rada topionice. On se sastoji od dvijeproizvodne linije (linije A i B), ali trenutno samo jedna

funkcioniše, sa nivoom opterećenja od 84 MW. Ovoograničenje je uspostavljeno u ugovoru o sniženoj ci-jeni električne energije između kompanije i na-cionalnog snabdjevača električne energije. Premadogovoru postignutom na drugom sastanku sa zain-teresovanim stranama, u REF scenariju se pret-postavlja 100 procentna stopa korišćenja, dok se udruga dva scenarija predviđa rad jedne proizvodnelinije. Vrijednosti u Tabeli 7 ilustruju značajnu ulogukoju KAP ima na tržištu električne energije Crna Gore.Kako je KAP-ova osnovna tehnologija prilično stara, ci-jena električne energije za kompaniju i dešavanja naglobalnom tržištu aluminijuma mogu značajno dautiču na budući rad kompanije.

Što se tiče poboljšanja energetske efikasnosti, ni-jesmo pravili razliku između scenarija. Koristili smopoboljšanja od 4 procenta i 7 procenata uštede elek-trične energije u odnosu na „bez primjene mjera“ en-ergetsku efikasnost, izračunata na osnovu strateškogdokumenta o energetici Crne Gore (Zelena knjiga2012). Ova pretpostavka se već nalazi u gore nave-denim podacima.

Tabela 7: Bruto potrošnja električne energije u Crnoj Gori (GWh)

GWh 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

REF 3,518 3,629 3,743 3,861 5,173 5,298 5,838 6,449

CPP 3,518 3,629 3,743 3,861 3,925 4,050 4,590 5,201

AMB 3,518 3,629 3,743 3,861 3,925 4,050 4,590 5,201

V. Rezultati modeliranja


U ovom odjeljku raspravljamo o rezultatima modeli-ranja koji se odnose na kretanje veleprodajne cijene,miks proizvodnje električne energije, emisije CO₂, po-dršku obnovljivim izvorima energije i potrebe investi-ranja u proizvodne kapacitete koji su uključeni uodnosne scenarije.

Kretanje cijenaJedan od najvažnijih indikatora funkcionisanja tržištaelektrične energije je kretanje veleprodajne cijene. Iz-nenadne i značajne promjene cijene su znak slabogfunkcionisanja tržišta električne energije, jer običnoukazuju na nedostatke određenih proizvodnih ka-paciteta ili probleme sa prekograničnom trgovinom.Kako su hidrokapaciteti važan izvor proizvodnje elek-trične energije u Crnoj Gori, promjene u padavinamamogu takođe uticati na promjenu cijena u sektoruelektrične energije. Ovo pitanje je obrađeno u dijeluVI (Procjena osjetljivosti).

Slika 2 pokazuje formiranje cijene osnovnog opterećenjau Crnoj Gori po raznim scenarijima. Cifra pokazujegodišnju cijenu bazne energije kao izračunati prosjekmodeliranih sati bazne energije u toku godine. Na ovajnačin je moguće izravnati ciklično ponašanje cijena elek-trične energije tokom godine, kako bi se ilustrovali glavni trendovi.

Jedna od najvažnijih stvari koje pokazuje slika je malarazlika između scenarija. Dok postoje velike promjenepo pitanju cijena između godina, nema značajne vari-jacije između scenarija. Ovo pokazuje da su, iz uglaveleprodajnih cijena, ambicioznije GHG politikeizvodljive u elektroenergetskom sistemu Crne Gore,tako da bi sektor energetike (zajedno sa uvoznimmogućnostima) mogao da se nosi sa pretpostavljenomGHG instrumentima politike bez značajnih povećanjacijene. Uticaj na uvoz električne energije i budžet RESpodrške će biti razmotreni kasnije. Ono što se da prim-ijetiti kao opšti trend kod projekcije je opadajući nivocijene bazne energije u narednih pet godina, koji slijeditrend blagog povećanja do 2030. Razlog za značajanpad cijena u bliskoj budućnosti je dinamičan rast ka-

Slika 2: Razvoj cijene bazne energije po raznim scenarijima (EUR/MWh)

vele

prod

ajna

cije

na, €

/MW

h


paciteta u regionu, koji će biti analiziran u odjeljku V.2.

Još jedan interesantan trend je smanjenje cijena vršneenergije, koje se približavaju cijeni bazne energije do2030. Povećanje povezanosti Crne Gore i sve više dos-tupnih kapaciteta čini da su nestašice na strani ponudesve rjeđe, što, za uzvrat, rezultira približavanjem cijenabazne i vršne energije, kao što pokazuje Slika 3. Isto semože zaključiti za cijene vršne energije, kao i za cijenebazne energije: scenariji ne pokazuju neke značajne ra-zlike u veleprodajnim tržišnim cijenama.

Regionalna perspektivaTrend brzog pada cijena u prvih pet godina zahtijevadetaljnija objašnjenja. Glavna pokretačka snaga ovogkretanja je dinamična ekspanzija kapaciteta u re-gionu4. Kako je država dobro povezana sa susjedima,bilo koje povećanje kapaciteta proizvodnje u susjed-nim zemljama povećava ponudu u Crnoj Gori, i na tajnačin smanjuje cijene u cijelom regionu. Kao što jepokazano na Slikama 4 i 5, postoji značajno povećanje

(maksimum) u izgradnji novih elektrana u regionu uperiodu između 2015. i 2020.

Kao što pokazuju Slike 4 i 5, većina nove proizvodnjena bazi fosilnih goriva treba da bude izgrađena unarednih pet godina, što znači značajno i prilično brzopovećanje na strani proizvodnje. Ovo povećanjeproizvodnje je dopunjeno još većim povećanjem ka-paciteta obnovljivih izvora, uglavnom vjetra i hidro. Sveove nove elektrane predstavljaju značajan pritisak nastranu ponude, i, ako se realizuju, to može dovesti doznačajnih smanjenja cijena u narednim godinama.Kako su mnoge od ovih elektrana u izgradnji ili imajukonačne investicione odluke (FID), vjerovatno će biti iz-građene, čak i ako padaju cijene električne energije.Pod ovakvim investicionim uslovima, promoteri pro-jekta pokušavaju da završe svoje projekte što je ranijemoguće, jer će novi učesnici odvratiti druge investitoreda uđu na tržište. Ipak, ovo može da dovede dosituacije u kojoj svi novi učesnici gube novac, jer bitrend padajućih cijena potkopavao dugoročnu prof-itabilnost elektrana na fosilno gorivo (uglavnomproizvodnja na bazi uglja), naročito ako je propraćentrendom povećane cijene ugljenika.

Slika 3: Kretanje cijena vršne energije u raznim scenarijima (EUR/MWh)

Vele

prod

ajna

cije

na, €

/MW

h


Slika 4: Planirani novi kapaciteti na fosilna goriva u jugoistočnoj Evropi, 2015–2030.

Slika 5: Planirani novi kapaciteti obnovljivih izvora u jugoistočnoj Evropi, 2015–2030.

Izvor: EEMM model baza podataka

Izvor: EEMM model baza podataka, Platts

Nov

i kap

acit

eti z

asno

vani

na

fosi

lnim

gor

ivim

a, M

W


Proizvodni miksIako možemo posmatrati manje uočljive promjene uveleprodajnim cijenama električne energije, raznepolitike imaju veliki uticaj na miks proizvodnje elek-trične energije, na izvozno-uvoznu poziciju države, itime i na emisiju CO₂. Slika 6 sumira gore navedeneuticaje tri scenarija procjene.

U pogledu proizvodnog miksa u scenarijima, naj-važnije promjene se mogu uočiti u hidroproizvodnji:AMB scenario podrazumijeva dinamičnije investicijeu hidrokapacitete. Proizvodnja na osnovu vjetraznačajno doprinosi budućem miksu proizvodnje uCrnoj Gori u REF i CPP scenarijima, dok u AMB scenar-iju biomasa takođe značajno doprinosi. Proizvodnjana osnovu uglja takođe raste zbog većeg kapacitetanove elektrane Pljevlja II u poređenju sa postojećom,koja će biti zatvorena do 2023. godine, jer nije umogućnosti da ispuni zahtjeve LCP Direktive. Stopaiskorišćenosti nove elektrane na ugalj će biti oko 75procenata do 2030., što dovodi do sumnje u njenusposobnost da bude rentabilna na duži rok. EmisijaCO₂ je oko 1.700 Mt u većini scenarija, spuštajući se

do 1.540 Mt u scenariju AMB do 2030. Ovo je zbogveće penetracije RES-a, niže stope iskorišćenja elek-trane na ugalj i zbog 10 procenata istovremenogdvostrukog sagorijevanja biomase koja će se primi-jeniti u novoj elektrani na ugalj Pljevlja II.

Uticaji CO₂U ovom pododjeljku procjenjujemo uticaje različitihscenarija na emisije CO₂ pomoću četiri indikatora:

CO₂ po glavi stanovnika;

CO₂ GWh proizvodnje;

CO₂ GWh potrošnje;

fiskalni uticaj uvedenih poreza.

Pogledaćemo prva tri indikatora u odnosu na ENTSO-E prosjek, kako bi izmjerili relativni učinak države.

Uprkos vrlo visokom nivou raspoloživog hidroka-paciteta, Crna Gora ima veću emisiju CO₂ postanovniku od ENTSO-E prosjeka. Ovo nije toliko izne-nađenje s obzirom na činjenicu da ostatak proizve-

Slika 6: Miks proizvodnje, neto uvoz i emisija CO₂ u tri scenarija


dene energije potiče iz elektrane na ugalj Pljevlja I.Pljevlja I predstavlja oko 40 posto ukupne proizvodnje,dok se u Evropi manje od 25 posto ukupne proizvod-nje električne energije zasniva na čvrstim gorivima(ugalj i lignit). Pored toga, emisija po glavi stanovnikau Crnoj Gori je i dalje visoka, sa izuzetkom AMB sce-narija gdje su predviđena značajna smanjenja zbogveće primjene RES-a, manje upotrebe KAP-ove topi-onice, više cijene ugljenika. Ipak, u scenariju AMB,emisije CO₂ u sektoru su još uvijek veće od prosjekaENTSO-E. Pad u emisijama u scenariju je zbog čin-jenice da, sa uvođenjem poreza na ugljenik, proizvod-nja na bazi uglja postaje manje konkurentna, pa se taproizvodnja smanjuje. Treba naglasiti da je ovaj efekatnaglašeniji u pojedinačnom slučaju Crne Gore nego uregionalnoj procjeni, gdje sve države uvode oporezi-vanje ugljenika u isto vrijeme i u istoj razmjeri.

Indikator CO₂ intenziteta potrošnje električne en-ergije pokazuje povoljniju sliku. Iako je u 2015. godinidržava i dalje znatno iznad prosjeka ENTSO-E, u peri-odu 2020–2030. smanjenje je strmije od ENTSO-E re-giona, tako da do 2030, u mnogim scenarijima su CO₂emisije blizu ENTSO-E prosjeka. Činjenica da REF sce-

nario rezultira najnižom emisijom do 2030. je uslovl-jena time što se viši nivo potrošnje zadovoljava go-tovo isključivo uvozom. Regionalni uticaj ovog uvozaje procjenjivan u regionalnoj studiji.

Indikator koji se zasniva na proizvodnji pokazujesličan trend kao indikator koji se zasniva na potrošnji:intenzitet CO₂ koji je veći od ENTSO-E prosjeka, ali sabrzim trendom smanjenja. U ovom slučaju scenarijipokazuju konsolidovaniju sliku: AMB scenario rezul-tira najnižom vrijednošću, vrlo blizu ENTSO-E pros-jeku, dok su REF vrijednosti znatno više. Opet, ovosmanjenje je uglavnom zbog pretpostavljene unilat-eralne vrijednosti ugljenika i većih stopa penetracijeobnovljivih izvora, uglavnom hidro.

Akciza i porez na ugljenik su vladini prihodi od ener-getskog sektora. Kako pokazuje Slika 10, prihodi odugljenika su značajno važniji izvor od akcize na ener-getske proizvode. Zbog postepenog uvođenja ETS ci-jene ugljenika, prihodi imaju trend povećanja i dostižuoko 35 do 40 miliona eura do 2030. Ovi prihodi semogu upotrijebiti da se finansiraju važni segmenti en-ergetskog sektora, kao, na primjer, politike koje se tiču

Slika 7: Nivoi CO₂ emisije po glavi stanovnika

CO2

emis

ija/b

roj s

tano

vnik

a, k

g/gl

avi s

tano

vnik

a

ENTSO-E prosjek Crna Gora


obnovljivih izvora i energetske efikasnosti. Nivo pri-hoda bi bio dovoljan da kompenzuje budžet RES po-drške u REF i CPP scenarijima, a bio bi malo ispod uslučaju AMB-a. Logično, AMB scenario pokazuje na-jniži nivo prihoda od ugljenika zbog nižih emisija,mada svi scenariji pokazuju pouzdan nivo dotoka pri-hoda za centralni budžet.

Pozicija neto uvozaNajznačajnija varijacija između scenarija se odnosi nanivoe uvoza. Država je trenutno blizu samoodrživosti:domaća potražnja se uglavnom pokriva domaćomproizvodnjom. U ovom kontekstu budući scenariji suprimjetno različiti. Dok REF scenario pokazuje str-morastući uvozni balans, u AMB scenariju se dešavasuprotni efekat: zemlja postaje izvoznik električne en-ergije (Slika 11).

Slika 11 ilustruje jednu važnu zajedničku korist većeprimjene RES-a u Crnoj Gori: zavisnost od uvoza seznačajno smanjuje. U poređenju sa neto uvozom u

rasponu od 25 posto u REF scenariju, u AMB scenarijubi Crna Gora izvozila više od 20 posto proizvedene elek-trične energije. Postoje dva glavna pokretača ovakvograzvoja događaja. Prvi je niža potražnja zbog manjestope korišćenja KAP-ove topionice aluminijuma.Drugo, veći RES-E kapaciteti će omogućiti veće stopeproizvodnje i veći izvoz susjednim zemljama, uključujućiItaliju, koja će biti povezana sa regionom preko pod-morskog kabla od 1.000 MW između Italije i Crne Gore.

Ovi rezultati će se dalje analizirati u odjeljku VI (Procjena osjetljivosti), gdje će pretpostavka u vezi sprosječnim stepenom korišćenja hidropotencijala biti ublažena i proizvodni obrazac provjeren novompretpostavkom koja se odnosi na raspoloživosthidroproizvodnje.

Investicioni troškoviPrethodni odjeljci prezentuju višestruke koristi koje sejavljuju u AMB scenariju, koji karakterišu snažni in-strumenti politike za smanjenje GHG. Međutim, važno

Slika 8: CO₂ intenzitet potrošnje električne energije (tCO₂/GWh)

CO2

emis

ija/p

otro

šnja

ele

ktri

čne

ener

gije

, t/G

Wh



je procijeniti finansijske posljedice strožije klimatskepolitike usmjerene na sektor električne energije. To ćebiti urađeno uzimajući u obzir dvije vrste troškova:troškove investicija u proizvodne kapacitete i budžetRES-E podrške.

Troškovi investicija potrebnih da se izgrade novi ka-paciteti u elektroenergetskom sektoru su prikazani uTabeli 8.

Izvori informacija koje se odnose na jediničnetroškove investicija (prikazani u drugoj koloni,EUR/kW) su iz publikacije koju je 2013. godine objavilaistraživačka organizacija Fraunhofer5 i Strategijerazvoja energetike Srbije, koja daje vrijednosti inves-ticionih troškova prilagođenih regionu. Dok je većinaprocjena za obnovljive izvore i one zasnovane naprirodnom gasu u sličnom opsegu, procjene koje setiču investicionih troškova za hidro i proizvodnju zas-novanu na uglju značajno odstupaju. Mi koristimo ref-erentne vrijednosti investicionih troškova, jernacionalne procjene obično potcjenjuju troškove6.

Kao što je prikazano u Tabeli 8, AMB scenario duplirazbirne investicione troškove u poređenju sa REF iliCPP scenarijima, zbog veće primjene RES kapaciteta(uglavnom hidroproizvodnja). Dok su jedinične inves-ticione cijene veće za hidro nego za solarne itehnologije vjetra, nivelisani trošak električne energije(LCOE) u slučaju hidrotehnologije je niži nego za so-larnu i vjetrotehnologiju (pogledati kasnije). Poredtoga, veće stope iskorišćenosti i regulabilnost činehidrotehnologiju atraktivnijom za region. Sa drugestrane, hidroproizvodnja stvara veću zabrinutost zaživotnu sredinu, jer je sada izgradnja novih brana iakumulacija uglavnom teža uz puno nove regulativeza zaštitu okoline, a mnogo novoplaniranih hidroelek-trana se nalaze u ekološki osjetljivim oblastima. Važnoje istaći da su elektrana Pljevlja II i nove hidroelek-trane odgovorne za većinu investicionih troškova (oko80 posto), dok je doprinos vjetra, biomase i PV u sce-narijima ograničen.

Slika 9: CO₂ intenzitet proizvodnje električne energije (tCO₂/GWh)


CO2

emis

ija/p

roiz

vodn

ja e

lekt

ričn

e en

ergi

je, t

/GW

h


Budžet podrške za obnovljive izvoreelektrične energijeSljedeći procjenjivani elemenat troškova je budžet po-drške RES-a, koji pokazuje ukupan finansijski teretprimjene RES-E-a. Računamo sa referentnom potre-bom za podrškom, jer sadašnji nivoi nacionalne po-drške možda ne odražavaju LCOE tehnologija.

Potreba podrške za 1 MWh RES-E se obračunava uz-imajuci LCOE različitih tehnologija proizvodnje, štoodražava pun prosječni trošak obnovljive proizvod-nje, uključujuci ne samo marginalne proizvodnetroškove, već i finansijske povraćaje koji su potrebniza pokrivanje investicije7. Da bi RES proizvodnja bilaisplativa, razlika između vrijednosti LCOE i tržišne ci-jene (P) mora biti data proizvođačima za svakiproizvedeni MWh obnovljive električne energije, štoje potrebna podrška za RES-E proizvodnju. Cijenebazne i vršne energije se koriste iz EEMM-a, štoomogućava izračunavanje potrebne podrške za svakiproizvedeni RES-E MWh. Mi pretpostavljamo da je

ova potreba za podrškom nezavisna od vrste podrškekoja se primjenjuje (feed-in tarifa [FIT] ili feed-in pre-mija). Ako se potreba za podrškom pomnoži sa pro-jektovanom količinom proizvedenog RES–E-a,dolazimo do budžeta podrške. Proračun je prikazansljedecom jednačinom:

Budžet podrške = (LCOEt-P)* proizvedena električnaenergija

LCOEt; nivelisani troškovi proizvodnje električne•energije za tenologiju t ~ prosječna cijenaproizvodnje električne energije

P: modelirana cijena bazne električne energije•(osim PV, gdje se uzimaju cijene vršne energije)

Koristili smo diferencirane LCOE za sve RES-Etehnologije, na osnovu podataka iz literature. Jednaod najskorijih pouzdanih računica (ECOfys, 2014) namdaje sljedeće referentne podatke LCOE, koji su ko-rišćeni u ovoj studiji:

55 €/MWh za hidro;

90 €/MWh za vjetar;

Slika 10: Prihodi od sistema trgovine emisijama i akciza

Prihod odakcize

CO2

emis

ija/p

roiz

vodn

ja e

lekt

ričn

e en

ergi

je, t

/GW

h

Prihod od ETS


110 €/MWh za biomasu;

105 €/MWh za PV;

80 €/MWh za geotermalnu.

Sadašnja FIT podrška u državi za nove hidrokapaciteteje između 50 i 100 €/MWh za kapacitete do 15 GWhproizvodnje; za PV je 150 €/MWh; za vjetar 96 €/MWhi za biomasu 120 €/MWh. Referentne LCOE vrijednostipokazuju da će sadašnji nivo podrške u Crnoj Goritakođe biti dovoljan da pokrije sve vrste RES-a ubudućnosti, tako da nema pritiska da se dodatnopoveća podrška za tehnologije.

Ako se budžet podrške RES-E podijeli na ukupnupotrošnju električne energije — pod pretpostavkomda svi potrošači električne energije moraju platiti zapodršku RES električne energije — možemo i daizračunamo prosječnu nadoknadu za RES podrškukoju svaki krajnji korisnik mora platiti prema svojojpotrošnji. Ove vrijednosti — ukupan godišnji budžetRES-E podrške i prosječna nadoknada za RES podršku— su prikazane na Slikama 12 i 13.

Slika 12 prikazuje strmopovećavajući budžet po-drške između 2015. i 2020. (uglavnom zbog fluk-tuacija veleprodajnih cijena), ali i smanjenje budžetanakon 2020., uprkos kontinuiranom povećanju RES-E kapaciteta. Može se primijetiti maksimum ubudžetu podrške oko 2020, nakon čega finansiranjeukupno gledano postaje jeftinije. U scenarijima REFi CPP, smanjenje budžeta je značajno, dok po AMBscenariju, sa većim prodorom RES-E (uglavnomhidrokapaciteta), smanjenje je uočljivo, ali manjenaglašeno.

Slika 13 ilustruje što ova podrška znači krajnjim koris-nicima u smislu rasta cijene sa kojom će se suočitizbog veće primjene RES-E-a.

Prosječna RES-E nadoknada za utrošenu električnu en-ergiju prati sličan trend kao i ukupni budžet RES-E. Do-datna nadoknada je najveća u CPP scenariju 2020.godine i dostiže maksimum u iznosu od 15.5 €/ MWh(ili 0.0155 €/kWh). Ova nadoknada je značajna: do 2020.godine nivo podrške u REF i CPP scenarijima dostiženivo na kome su stajale mnoge članice Evropske unije

Slika 11: Promjene neto uvozne pozicije Crne Gore u tri scenarija

neto

uvo

z, G

Wh

neto

uvo

z/br

uto

potr

ošnj

a, %


Slika 12: Godišnji budžet RES podrške (milion €)

Tabela 8: Zbirni investicioni troškovi za period 2015–2030. u tri scenarija

Investicionitrošak

(EUR/kW)

Novi kapacitet (MW) Investicioni trošak (EUR milion)

REF CPP AMB REF CPP AMB*

Prirodni gas 1,000 0 0 0 0 0 0

Ugalj 2,000 254 254 229 508 508 457

Hidro 2,500 166 166 607 414 414 1,516

Geotermalni 4,000 0 0 0 0 0 0

Solarno 1,100 29 29 29 32 32 32

Vjetar 1,000 190 190 190 190 190 190

Biomasa 3,000 32 32 57 96 96 172

Ukupno – 670 670 1,111 1,239 1,239 2,367

* Zbog 10 posto istovremenog dvostrukog sagorijevanja biomase u Pljevljima II, dodatni troškovi su uračunati u kapacitete biomase.

RES-

E po

dršk

a, m

€/go

dina


Slika 13: Prosječna podrška za obnovljive izvore električne energije od strane krajnjih korisnika (EUR/MWh)

NAPoMENE„Region“ uključuje Albaniju, Bosnu i Hercegovinu, Hrvatsku, Bugarsku, Grčku, Mađarsku, Bivšu Jugoslovensku Republiku Makedoniju, 4

Crnu Goru, Rumuniju i Srbiju.

Nivelisani trošak energetskih tehnologija obnovljivih izvora električne energije, Fraunhofer institut za sisteme solarne ergije ISE, 5

novembar 2013.

Nedavni primjer iz regiona je Termoelektrana Sosanj TPP u Sloveniji. Inicijalna procjena investicionog troška je bila 700 miliona € za ter-6

moelektranu od bruto 600 MW (neto na izlazu 545 MW), a konačni investicioni trošak je bio 1.400 miliona €, što je jednako 2.500€/kW. Izvor:Balkan Energy News, jun 2015.

Najuobičajeniji način da se računa LCOE je: 7

gdje je 1 = troškovi investicije, M = troškovi održavanja, F = troškovi goriva, E = električna energija proizvedena vremenu t, r = diskontnastopa i t = vremenski period.

Pregled statusa šema podrške obnovljivim izvorima energije i energetskoj efikasnosti u Evropi u 2012. i 2013. godini, Savjet evropskih en-8

ergetskih regulatora 2015. Ref: C14-SDE-44-03

2012. godine. Prema izvještaju Savjeta evropskih ener-getskih regulatora (CEER) o EU šemama podrške za ob-novljive izvore energije iz 2015. godine, države članiceEU su podržavale RES-E u prosjeku sa 13.68 €/MWh u2012. godini8. Samo u CPP i AMB scenarijima u 2020.godini prosječna podrška prelazi EU prosjek iz 2012.

Dakle, uprkos značajnom povecanju, finansijski teretprojektovane podrške u 2020. godini je uporediv sanivoom podrške u Češkoj Republici, Grčkoj ili Portugaluu 2012. godini. Projektovana prosječna nadoknadadostiže maksimum 2020. godine, a potom prati opada-jući trend.

Nad

okna

da z

a RE

S-E

podr

šku,

€/M

Wh

VI. Procjena osjetljivosti


Hidroenergija igra važnu ulogu u regionu, jer u skorosvakoj ocjenjivanoj zemlji postoji visok nivo hidroka-paciteta. Albanija predvodi i skoro isključivo se oslanjana hidroenergiju, mada je i u Crnoj Gori udiohidroproizvodnih kapaciteta visok (trenutno preko75%). Ovo predstavlja izazov, jer u sušnim godinamauvoz električne energije može ubrzano rasti. S drugestrane, kako ovo podiže zabrinutost oko sigurnostisnabdijevanja zemlje, ovaj aspekt mora biti detaljnijerazmotren. Treba naglasiti da je ovo još jedan razlogzašto je većina zemalja jugoistočne Evrope opreznakada se radi o daljem povećanju udjela hidroka-paciteta, jer bi ih to još više izložilo meteorološkim pri-likama (tj. količini i sezonama padavina).

Da bi se istražilo ovo pitanje, sprovedena je procjenaosjetljivosti koja je pretpostavila niže nivoe padavinanego u prethodna tri scenarija. U REF, CPP i AMB sce-narijima su hidrostope iskorišćenja modelirane poprosječnom nivou u prethodnih osam godina, doksmo kod osjetljivosti provjeravali te scenarije upotre-bom najniže stope korišćenja tokom prošlih osam go-dina, oponašajući stanje tokom sušne godine. Kakose suša obično događa u istoj godini u cijelom re-

gionu, modelirali smo osjetljivost u skladu s tim: svezemlje imaju niže nivoe padavina. Ovo je važna pret-postavka, jer suše utiču na ove zemlje na sličan načini podižu uvozne i izvozne cijene po sličnom obrascu.

U ovoj procjeni osjetljivosti smo se fokusirali na dvaaspekta: mogućnosti supstitucije unutar zemlje, da bise kompenzovali gubici hidroproizvodnje, i uticaj naizvozno-uvozne pozicije. Slika 14 pokazuje efekte sup-stitucije u slučaju hidroproizvodnje koja je niža negošto je uobičajeno.

Kako je pokazano Slikom 14, smanjenje hidroproizvod-nje se uglavnom supstituiše uvozom u većini godina ivećini scenarija. Povećanje proizvodnje koja se zasnivana uglju je značajno samo u jednom slučaju – u 2020.godini u scenariju AMB – dok je u svim ostalim sluča-jevima supstitucija proizvodnjom koja se zasniva nauglju manja od tri procenta. Ovo pokazuje da je plje-valjsko postrojenje na ugalj visokoiskorišćeno, ali akoje potražnja na vrhuncu, potreban je uvoz da bi sezadovoljila dodatna potražnja. Ovaj rezultat podupirezabrinutost za sigurnost snabdijevanja, jer uvoz znača-jno raste. S druge strane, prekogranični kapaciteti su

Slika 14: Promjena u miksu električne energije u slučaju niske hidrodostupnosti


dovoljni da obezbijede potrebnu energiju. Uticaj je jačiu AMB scenariju, zbog većeg udjela hidroproizvodnje.

Slika 14 takođe pokazuje uticaj emisije CO₂. Kada sehidroproizvodnja supstituiše ugljem, dolazi i dopovećanja emisije. Ipak, uvoz se ne uračunava u na-cionalnu GHG emisiju u Crnoj Gori, dok bi emisija CO₂definitivno rasla u susjednim zemljama (curenjeugljenika).

Slika 15 detaljnije prikazuje uticaj na izvozno/uvoznupoziciju Crne Gore.

Nivoi padavina koji su niži od uobičajenih imajuznačajan uticaj na uvoznu poziciju zemlje. Netouvozna pozicija se smanjuje za oko 750 GWh, ili oko15% bruto potrošnje Crne Gore. Dok bi u AMB scenar-iju zemlja postala značajan izvoznik u „običnoj“ godini,ovaj izvoz bi bio poništen sušom.

Opšti zaključak procjene osjetljivosti je da postojiutemeljenje za zabrinutost za sigurnost snabdije-vanja zbog izloženosti višim nivoima hidroproizvod-nje. Ipak, ova tvrdnja je osnovana samo ako se

sagledava sa čisto nacionalnog stanovišta. Ako sesagledava sa regionalnog aspekta (pogledati region-alnu procjenu za više detalja), možemo reći da, zbogvisokog nivoa povezanosti između zemalja jugois-točne Evrope, ne nedostaje kapaciteta za zadovol-jenje ukupne regionalne potražnje, čak i u sušnimgodinama, ako se izgrade planirani kapaciteti koji suobuhvaćeni scenarijom. Tržišni operativni modelnordijskih zemalja može, takođe, poslužiti ovom re-gionu. Kad su povoljne hidrološke prilike, regionmože prodavati električnu energiju iz hidroizvora svo-jim susjedima, dok bi se uvoz povećao u sušnim go-dinama. Ovaj tržišni model bi, takođe, omogućioizgradnju više hidrokapaciteta u regionu beznametanja dodatnih troškova potrošačima, a i sman-jio bi zabrinutost za sigurnost snabdijevanja. Visoke(i rastuće) stope interkonekcije u regionu biomogućile takvu saradnju i zemlje bi bile u win-winsituaciji. U ovom slučaju region ne bi bio hendikepi-ran strožijom evropskom politikom o klimi i ob-novljivim izvorima, koja bi stvarala veću potražnju zanjihove rastuće hidrokapacitete.

Slika 15: Promjene u neto uvoznoj poziciji Crne Gore


Slika 16 pokazuje promjene veleprodajnih cijenatokom scenarija.

Iako je u 2015. godini uticaj cijene značajan, uglavnomzbog ograničene nabavne strane, poslije 2020. je uti-caj ograničen na oko 3€/MWh u svim scenarijima.Ovakvo kretanje je vjerovatno rezultat razvoja ka-paciteta u regionu, a to je obrađeno u Odjeljku V.2(Regionalna perspektiva).

Slika 16: Promjene cijena bazne energije u Crnoj Gori (EUR/MWh)

Vele

prod

ajna

cije

na, €

/MW

h

VII. Uticaji mreže


Prenosni sistem električne energije u jugoistočnojEvropi je relativno dobro razvijen za trenutni nivo razm-jene energije u regionu. Ipak, mogućnosti razmjene suograničene uskim grlima, i u internim mrežama i u in-terkonekcijama. Poboljšanje ravnoteže između ponudei tražnje energije je ključno za rast i održavanjeekonomskog razvoja u jugoistočnoj Evropi. Ovo,takođe, znači da operateri prenosnog sistema treba dabudu pripravni da podrže trgovinu električnom energi-jom između oblasti koje kontrolišu i svojih susjedaadekvatnim razvojem svojih prenosnih mreža.

Analiza mreže u ovom odjeljku se fokusira na četirizemlje projekta: Albaniju, Bivšu Jugoslovensku Repub-liku Makedoniju, Crnu Goru i Srbiju. Ipak, u procjenusu uključeni i reprezentativni tokovi trgovine sa sus-jednim zemljama (npr. Rumunija i Bugarska). Glavnimrežni elementi u regionu su predstavljeni na Slici 17.

Komercijalno zagušenje je stalno prisutno u smjeru izRumunije ka Srbiji i iz Bugarske ka Srbiji, zbog toga štoRumunija i Bugarska imaju višak električne energije,a Srbija se koristi kao tranzitna oblast prema CrnojGori, Bivšoj Jugoslovenskoj Republici Makedoniji iGrčkoj (zemlje sa deficitom električne energije).

Prije oktobra 2004. sistem jugoistočne Evrope nije biopovezan za ujedinjeno paralelno funkcionisanje.Poslije ponovnog povezivanja sa prvom sinhronomzonom Unije za koordinaciju prenosa električne en-ergije (UCTE) u oktobru 2004, stanje sistema u jugois-točnoj Evropi se dramatično promijenilo. Energetskapreduzeća u regionu su započela proces deregulacijei privatizacije. Zbog postsocijalističkog kolapsa indus-trijske potrošnje, region jugoistočne Evrope je upočetku karakterisao višak instalisanih kapacitetaproizvodnje. Relativno jeftina električna energija iz ju-

Slika 17: Geografska pokrivenost mrežne analize


goistočne Evrope je postala velika tržišna prilika.Zemlje regiona su se složile da naprave stabilan za-jednički regulatorni i tržišni okvir koji će biti sposobanda privuče investicije u proizvodnju električne en-ergije i prenosne mreže.

Svi ovi faktori su imali suštinski uticaj na funkcionisanjei razvoj regionalne prenosne mreže. U poređenju sadrugim regionima Evrope, jugoistočnu Evropu karak-teriše veliki kapacitet interkonekcije na nivou od 220kV na više.

Planirani novi elementi mrežePostoje sveobuhvatni, realistični planovi za razvojprenosne mreže u jugoistočnoj Evropi, a trenutnapraksa pokazuje da se ovi razvojni planovi manje-višeimplementiraju. Pored činjenice da se zemlje regionamogu smatrati dobro povezanim, očekuju se nove in-vesticije, posebno za prekogranične elemente ili in-terne konekcije koje će imati značajan uticaj naprekogranične kapacitete.

Slika 18 pokazuje planirane nove prenosne linije, izlis-

tane u skladu sa Desetogodišnjim planom razvojamreže ENTSO-E-a, kao i strateške razvojne i investi-cione projekte za svaku zemlju.

U trima SLED scenarijima (REF, CP i AMB) proizvodnikapaciteti – i distribuirana RES proizvodnja i konven-cionalna proizvodnja – i pretpostavljena ukupnapotrošnja električne energije se mijenjaju prema do-govorenim definicijama scenarija. Uvođenje ovihpromjena u mrežni model ima mnogo uticaja, koji seprocjenjuju u sljedećim kategorijama:

analiza stabilnog i nepredviđenog stanja;

evaluacija NTC-a;

proračun gubitaka na prenosnoj mreži.

Detaljna metodologija mrežnog modeliranja za ove trioblasti je predstavljena u Aneksu poslije opisamrežnog modeliranja.

Rezultati mrežnog modeliranjaZimski i ljetnji režim rada za razvojnu fazu 2015., 2020.i 2025. godine je procjenjivan u svim scenarijima u fazi

Slika 18: Planirane linije interkonekcije u jugoistočnoj Evropi


mrežnog modeliranja. Godina 2015. je uzeta za refer-entnu godinu tokom procjene, tako da odražavasadašnju mrežnu topologiju i trenutno raspoložive ka-pacitete proizvodnje.

Analiza stabilnog i nepredviđenog stanja

Proračuni u sistemskim studijama su sprovođeni naregionalnim mrežnim modelima za jugoistočnuEvropu, za 2020. i 2025. godinu. Energetski sistemi če-tiri zemlje koje su procjenjivane su modelirani uskladu sa prikupljenim podacima i regionalnim mod-elom 2020/2025. Inicijative za saradnju jugoistočneEvrope (SECI), dostupnim nacionalnim razvojnimplanovima i razvojem prenosnog sistema uspostavl-jenog TYNDP 2012-2020 ENTSO-E-a.

Balansi sistema

U daljem tekstu su prezentovani balansi sistema (uMW) zemalja koje su procjenjivane, analizirani za sverežime (zimski i ljetnji) i scenarije.

2020:

Crna Gora uvozi tokom ljetnjeg režima, dok tokom

zimskog režima izvozi, zbog značajnog broja RES-ova.

Srbija izvozi 1.000 MW u oba režima.

Albanija je izvoznik.

Zbog novih kapaciteta (konvencionalnih, posebnoTPP), u 2025.:

Srbija postaje veliki izvoznik.

Crna Gora je izvoznik tokom zimskog maksimuma

(zbog određenog broja RES-ova), ali tokom ljetnjegmaksimuma još uvijek uvozi malu količinu elek-trične energije.

Albanija samo izvozi tokom zimskog maksimuma

(AM Bi REF) 150 MW, a tokom ostalih režima jeuravnotežena.

Bivša Jugoslovenska Republika Makedonija je uvoznikza sve režime i scenarije.

(N-1) kriterijum sigurnosti9

Tokom 2015. godine nema visokoopterećenih eleme-nata na nivoima 220 kV i 400 kV u procjenjivanimzemljama.

Rezultati procjena sigurnosti za 2020. i 2025. suprikazani u Tabelama 9 i 10 za cijeli procjenjivani re-

gion, jer se nepredviđene situacije pojavljuju na re-gionalnom, ali ne i na nivou država.

U 2020. godini neophodna je sljedeća strategija:

U svim scenarijima iskakanje 220 kV-og

dalekovoda OHL Fierza (AL) – Titan (AL) dovodi dopreopterećenja 220 kV-og dalekovoda OHLVauDejes (AL) – Komani (AL). Novi 220 kV-nidalekovod Komani (AL) – Titan (AL) rješava prob-lem (70 km). Neke vjetroelektrane koje treba da se grade un-

utar srpske energetske kompanije EPS će bitipovezane na 220 kV-ni dalekovod Zrenjanin (RS) –Pančevo (RS). Kao posljedicu preopterećenja u tojoblasti, u CPP scenariju provodnik na 220 kV-nomdalekovodu Pančevo (RS) – Zrenjanin (RS) treba dabude zamijenjen provodnikom većeg kapaciteta(dužina otprilike 22+44 km).Po AMB scenariju potrebna je samo zamjena

jednog kilometra dužine provodnika na 220 kV-omdalekovodu HIP (RS) – Pančevo (RS) (uz 220 kV-nidalekovod VauDejes [AL] – Komani [AL]).

Generalno, scenario CPP zahtijeva veće dodatne in-vesticije nego ostala dva (kao posljedicu više novih el-emenata). REF i AMB scenariji zahtijevaju isti nivoinvesticija, ali manje od CPP scenarija.

Sljedeće ojačavanje je neophodno 2025. godine:

Po svim scenarijima iskakanje 220 kV-nog

dalekovoda OHL 220 kV Fierza (AL) – Titan (AL)vodi preopterećenju 220 kV-nog dalekovoda OHLVauDejes (AL) – Komani (AL). Novi 220 kV-nidalekovod OHL 220 kV Komani (AL) – Titan (AL)rješava ovaj problem (70 km). Neke vjetroelektrane koje treba da se grade unutar

srpske energetske kompanije EPS će biti povezanena 220 kV-ni dalekovod Zrenjanin (RS) – Pančevo(RS). Kao posljedica se javlja preopterećenje u tojoblasti, u CPP i AMB scenarijima provodnik na 220kV-nom dalekovodu OHL HIP (RS) – Beograd 8 (RS)treba da bude zamijenjen provodnikom sa većimkapacitetom (dužina otprilike 14.5 km).

REF scenario zahtijeva manje dodatnih investicija oddruga dva (zbog manje novih elemenata). CPP i AMBscenariji zahtijevaju isti nivo investicija.

Iz rezultata možemo zaključiti da povezivanje novihRES-ova uzrokuje nova preopterećenja u Srbiji i Alban-iji, dok u Crnoj Gori i Bivšoj Jugoslovenskoj RepubliciMakedoniji razvoj kapaciteta RES-a nema uticaja na400 kV-nu i 220 kV-nu prenosnu mrežu. Stoga za Crnu


Goru novoinstalirani RES kapaciteti proizvodnje, kojepredviđaju scenariji, ne predstavljaju problem za elek-troenergetsku mrežu. Postojeći sistem, sa planiranimproširenjem dalekovoda, će biti sposoban da se izborisa modeliranim protokom električne energije.

Neto kapacitet prenosa

Po metodologiji ENTSO-E, rezultati proračuna brutoprenosnog kapaciteta (GTC) treba da se koriste za anal-izu tržišta. Ipak, kako se u trenutnom funkcionisanjuenergetskog sistema koriste NTC vrijednosti za opisi-vanje ograničenja u kapacitetima prenosa između ze-malja, računati su NTC na granicama analiziranihzemalja. Ovi kapaciteti su korišćeni kao inputi zatržišnu analizu.

Proračun kapaciteta se uvijek odnosi na zadati sce-nario energetskog sistema – tj. raspored i obrazacproizvodnje, obrazac potrošnje i dostupno stanjemreže. Ovo sačinjava podatke koji čine mogućim iz-gradnju matematičkog modela energetskog sistema(jednačine toka opterećenja). Rješenje ovog modelaobezbjeđuje znanje o naponu u mrežnim čvorovima itok električne energije u mrežnim elementima, a tosu parametri koje nadgleda TSO da bi procjenjivaosigurnost sistema.

Prije prezentovanja rezultata važno je naglasiti da vri-jednosti NTC, pored mrežnih topologija, zavise odproizvodnog obrasca regiona, kao i angažovanjaproizvodnih jedinica u jednom posebnom sistemu.

Vrijednosti NTC-a za tri ocjenjivana scenarija za

Tabela 9: Nepredviđeni slučajevi za 2020.

Scenario2020 ISKAKANJE PREOPTEREĆENJE RJEŠENJE

REF

Zimski maks. OHL 220 kV Fierza (AL) – Titan (AL) OHL 220 kV VauDejes (AL) – Komani (AL) Novi OHL 220 kV Komani (AL) – Titan (AL)

Ljetnji maks.

OHL 400 kV Podgorica (ME) – Tirana (AL) OHL 220 kV Podgorica (ME) – Koplic (AL) Korektivna akcija: isključenje OHL 220 kVPodgorica (ME) – Koplic (AL)

OHL 220 kV Zrenjanin (RS) – WPP (RS) OHL 220 kV HIP (RS) – Beograd 8 (RS) Zamjena provodnika i uzemljenja i OPGWpreko Dunava većim kapacitetom (1 km)

CPP

Zimski maks. OHL 220 kV Komani (AL) – Kolace (AL) OHL 220 kV VauDejes (AL) – Komani (AL) Novi OHL 220 kV Komani (AL) – Titan (AL)

Ljetnji maks.

OHL 220 kV Komani (AL) – Kolace (AL) OHL 220 kV VauDejes (AL) – Komani (AL) Novi OHL 220 kV Komani (AL) – Titan (AL)

OHL 400 kV Pančevo (RS) – Beograd 20(RS) OHL 220 kV HIP (RS) – Beograd 8 (RS) Izmjena provodnika i uzemljenja i OPGW

većim kapacitetom (14.5 km)

OHL 400 kV Drmno – Smederevo

OHL 220 kV WPPs (RS) – Zrenjanin (RS)Izmjena provodnika (na WPP Zrenjanin) iuzemljenja i OPGW većim kapacitetom

(44 km)

OHL 400 kV RP Mladost (RS) – TENT B

TR 400/220 SS Pančevo

OHL 220 kV WPPs (RS) – Pančevo (RS)

OHL 220 kV WPPs (RS) – Zrenjanin (RS) OHL 220 kV WPPs (RS)–Pancevo (RS)Changing of the conductors (on

WPPs–Pancevo) and earth wires andOPGW with higher capacity (22 km)

AMB

Zimski maks. OHL 220 kV Komani (AL) – Kolace (AL) OHL 220 kV VauDejes (AL)–Komani (AL) New OHL 220 kV Komani (AL)–Titan (AL)

Ljetnji maks. OHL 220 kV HIP (RS)–Beograd8 (RS)Changing of the conductors and earth

wires and OPGW across the Danube Riverwith higher capacity (1 km)


2020. i 2025. godinu su predstavljene na Slikama od19 do 22.

NTC vrijednosti za AMB i CPP scenarije su više negoza REF scenario na većini granica i za zimski i za ljetnjirežim. Ukupni zaključak za 2020. je da zamjena kon-vencionalnih izvora RES-ovima povećava vrijednostiNTC na većini granica, osim na pravcu Crna Gora – Al-banija, gdje postoji blago smanjenje.

Slično kao i za 2020, u 2025. godini primjena ob-novljivih izvora povećava vrijednosti NTC na većinigranica i u zimskom i u ljetnjem režimu. U slučajupravca Albanija – Crna Gora, postoji blago smanjenjevrijednosti NTC u AMB scenariju u poređenju sa REFscenarijom i za zimski i za ljetnji režim. U oba režimanajveće povećanje je na pravcima Srbija – Crna Gorai Srbija – Albanija.

Modeliranjem scenarija možemo primijetiti da se ucrnogorskom elektroenergetskom sistemu dešavadvosmjerna promjena. U pravcu Srbije CPP i AMB sce-nariji bi povećali vrijednosti NTC, dok bi se u pravcuAlbanije dešavalo suprotno do 2025. godine. Ipak,pravac Srbija – Crna Gora je jača konekcija, pa bi AMBscenario koji predstavlja veću RES penetracijupovećao ukupni NTC zemlje.

Gubici prenosne mreže

Gubici prenosa su izračunati za sve četiri analiziranezemlje. Analize su sprovedene za tri scenarija sa ra-zličitim nivoima RES-a, dva režima (zimski maksimum iljetnji maksimum) i tri ciljne godine (2015., 2020. i 2025).

Ukupni gubici crnogorskog energetskog sistema suprikazani u Tabeli 11.

Tabela 10: Nepredviđeni slučajevi u 2025.

Scenario2025 ISKAKANJE PREOPTEREĆENJE RJEŠENJE

REF

Zimski maks. OHL 220 kV Fierza (AL) – Titan (AL) OHL 220 kV VauDejes (AL) – Komani (AL) Novi OHL 220 kV Komani (AL) – Titan (AL)

Ljetnji maks.

OHL 220 kV WPPs (RS) – Zrenjanin (RS) OHL 220 kV HIP (RS) – Beograd 8 (RS)Zamjena provodnika (na OHL 220 kV HIP-BG8) i uzemljenja i OPGW preko Dunava

većim kapacitetom (1 km)

OHL 400 kV Drmno (RS) – Smederevo (RS) OHL 400 kV Pančevo (RS) – Beograd 20(RS)

Zamjena provodnika i uzemljenja i OPGWpreko Dunava većim kapacitetom (1 km)

CPP

Zimski maks.

OHL 220 kV Komani (AL) –Kolace (AL) OHL 220 kV VauDejes (AL) – Komani (AL) Novi OHL 220 kV Komani (AL) – Titan (AL)

Nekoliko nepredviđenih slučajeva OHL 220 kV HIP (RS) – Beograd 8 (RS)Zamjena provodnika (na OHL 220 kV HIP-

BG8) i uzemljenja i OPGW većimkapacitetom (14.5 km)

Ljetnji maks.

OHL 400 kV Pančevo (RS) – Beograd 20(RS)

OHL 220 kV HIP (RS) – Beograd 8 (RS)Zamjena provodnika (na OHL 220 kV HIP-

BG8) i uzemljenja i OPGW većimkapacitetom (14.5 km)OHL 220 kV WPPs (RS) – Zrenjanin (RS)

AMB

Zimski maks.

OHL 220 kV Komani (AL) –Kolace (AL) OHL 220 kV VauDejes (AL) – Komani (AL) Novi OHL 220 kV Komani (AL) – Titan (AL)

Nekoliko nepredviđenih slučajeva OHL 220 kV HIP (RS) – Beograd 8 (RS)Zamjena provodnika (na OHL 220 kV HIP-


Ljetnji maks.

OHL 400 kV Pančevo (RS) – Beograd 20(RS) OHL 220 kV HIP (RS) – Beograd 8 (RS)

Zamjena provodnika (na OHL 220 kV HIP-BG8) i uzemljenja i OPGW većim

kapacitetom (14.5 km)

OHL 220 kV WPPs (RS) – Zrenjanin (RS) OHL 220 kV HIP (RS) – Beograd 8 (RS)Zamjena provodnika (na OHL 220 kV HIP-



Slika 20: Neto vrijednosti kapaciteta prenosa za 2020. (ljetnji režim)

Slika 19: Neto vrijednosti kapaciteta prenosa za 2020. (zimski režim)


Slika 21: Neto vrijednosti kapaciteta prenosa za 2025. (zimski režim)

Slika 22: Neto vrijednosti kapaciteta prenosa za 2025. (ljetnji režim)


Gubici su visokozavisni o razmjenama električne en-ergije, ojačanjima prenosa, nivoima proizvodnje ipotrošnje, kao i tačkama konekcije elektrana ipotrošača. Gubici energije su viši tokom zimskogrežima, a niži tokom ljetnjeg, zbog velike razmjeneizmeđu zemalja tokom zimskog režima u periodu od2015. do 2030.

Povećanje RES-a u ukupno instalisanim kapacitetima,predstavljeno kroz tri scenarija, proizvodi veće gu-bitke prenosa u bruto potrošnji Crne Gore 2020. go-dine. Regionalno upoređenje gubitaka se može vidjetiu regionalnoj studiji.

Ukupni godišnji gubici u crnogorskom energetskomsistemu su prikazani na Slici 23.

Tabela 11: Gubici prenosa u 2015, 2020. i 2025 u Crnoj Gori, za sve scenarije i režime

2015 2020 2025

Zima Ljeto Zima Zima Ljeto Zima

Ekvivalentno vrijeme trajanja maksimalnihgubitaka [h] 3,133 2,171 3,133 2,171 3,133 2,171

Gubici prenosa [MW]

REF 19.3 16.5 38.4 38.7 39.1 34.4

CPP - - 35.4 32.6 34.9 30.8

AMB - - 35.7 38.5 34.1 29

Godišnji gubici prenosa[GWh]

REF 96.3 204.3 197.2

CPP - - 181.7 176.2

AMB - - 195.4 169.8


NAPoMENE(N-1) kriterijum sigurnosti se odnosi na procjenu elektroenergetskog sistema kada se najveći kapacitet (bilo mreže ili proizvodnje) odstrani9

iz sistema da simulira stanje sistema bez elementa sa najvećim kapacitetom. U ovom slučaju, modelira se prekid rada mrežnog elementa.

Slika 23: Godišnji gubici prenosa u Crnoj Gori za sve scenarije

Gub

itak

pre

nosa

, GW

h/go

dina

VIII. ANEKS


Dva primijenjena modela – EEMM i EKC mrežni model– su detaljno opisani u ovom Aneksu.

Model evropskog tržišta električne energije EEMM simulira funkcionisanje evropskog veleproda-jnog tržišta električne energije. Radi se o modelu dje-limične ravnoteže.

GEoGrAFSKI oPSEG

Slika 24 pokazuje geografsku pokrivenost modela. Udržavama obojenim narandžasto, cijene električne en-ergije se izvode iz ravnoteže potražnje/ponude. U os-talim državama, obojenim plavo, cijene su egzogene.

učESNICI NA tržIštu

Postoje tri vrste učesnika na tržištu u modelu:proizvođači, potrošači i trgovci. Za tržišta je pret-postavljeno da su savršeno konkurentna – tj. igrači ko-riste cijene.

Proizvođači su vlasnici i operateri elektrana. Svakaelektrana ima posebni marginalni trošak proizvod-

nje, koji je konstantan na nivou jedinice, a proizvod-nja je ograničena kapacitetom na nivou instalisanogkapaciteta.

EEMM radi sa elektranama na jediničnom nivou, apostoji blizu 5.000 elektrana u modelu. Za pojedi-načne elektrane, model sadrži sljedeće suštinske in-formacije: instalisani kapacitet, godina izgradnje,tehnologija i glavna vrsta goriva.

Unutar sektora električne energije možemo razliko-vati 12 različitih tehnologija: elektrane na bio masu,elektrane na ugalj, elektrane na lignit, geotermalneelektrane, elektrane na mazut, elektrane na lož ulje,hidroelektrane, vjetroelektrane, solarne elektrane,nuklearne elektrane, elektrane na prirodni gas i elek-trane na talase, plimu i osjeku.

Model uzima u obzir kratkoročne varijabilne troškovesa sljedeće četiri glavne komponente: troškovi goriva,varijabilni troškovi rada, akciza i troškovi CO₂ (gdje jeprimjenljivo). Troškovi goriva u svakoj proizvodnoj je-dinici zavise o vrsti i cijeni goriva i ukupnoj efikasnostiproizvodnje električne energije. Ovo drugo se uzimaiz literature i empirijskih posmatranja raznih vrstaelektrana i datuma puštanja u pogon. Kada je tržišnacijena iznad marginalnog troška proizvodnje jedinice,jedinica radi punim dostupnim kapacitetom, a ako je

Slika 24: Analizirane države


cijena ispod marginalnog troška, proizvodnje nema.

Potrošači su u modelu predstavljeni na agregatannačin cjenovno osjetljivom krivom potražnje. Nagibkrive potražnje je isti za sve države. Kada se određujebuduća potrošnja, razmatramo odnose izmeđuprošlog BDP-a i cifara potrošnje električne energijeposebno za svaku državu. Na osnovu ovog odnosa ipredviđanja BDP-a, određujemo očekivanu godišnjupotrošnju električne energije.

Konačno, trgovci povezuju proizvodnu i potrošnustranu tržišta, izvoze električnu energiju u skupljedržave i uvoze iz jeftinijih. Unutar modela se državapojavljuje kao čvor – tj. ne postoje mrežna ograničenjaunutar države, već samo između država. Preko-granična trgovina se odvija na interkonektorima kojisu ograničenih kapaciteta između susjednih država.Razmjene električne energije se dešavaju dok se ili ci-jene, neto, bez direktnih troškova prenosa ili eksport-nih tarifa, ne izjednače na tržištima, ili dok se nedostigne kapacitet prenosa interkonektora.

rAVNotEžA

Model predstavlja djelimičnu ravnotežu i izračunavaalokaciju ravnoteže na svim domaćim tržištima elek-trične energije, pod sljedećim ograničenjima:

Proizvođači maksimiziraju svoje kratkoročne prof-

ite, po datim tržišnim cijenama.

Ukupna domaća potrošnja je zadata funkcijom

agregatne potražnje za električnom energijom usvakoj zemlji.

Transakcije električnom energijom (izvoz i uvoz) se

dešavaju između susjednih država dok se tržišnecijene ne izjednače ili se iscrpi kapacitet prenosa.

Proizvodena i uvezena energija je u ravnoteži sa

potrošenom i izvezenom energijom.

Tržišna ravnoteža uvijek postoji i jedinstvena je umodelu.

Izračunata tržišna ravnoteža je statična: ona opisujesamo situacije sa istim karakteristikama potražnje,ponude i prenosa. Da bismo simulirali obrazovanje ci-jene kompleksnijih proizvoda električne energije, kaošto su one sa isporukom bazne ili vršne energije,sprovodimo nekoliko iteracija modela sa tipičnimtržišnim parametrima i uzimamo ponderisani prosjekrezultirajućih cijena.

Pri modeliranju se simuliraju časovna tržišta i te sim-ulacije su nezavisne jedna od druge – tj. uvećanitroškovi su isključeni. Unutar modela se ravnoteža zazadati sat (što se tiče količina i cijena) dostiže simul-tano segmentima proizvođača i prenosa. Slika 25opisuje funkcionisanje modela.

Određivanjem kratkoročnih marginalnih troškova idostupnog kapaciteta za svaku elektranu, možemokonstruisati krivu ponude za svaku državu – drugim ri-ječima, krivu poretka zasluga. Uzimajući u obzirograničenja prekograničnih kapaciteta i krive po-

Slika 25: Funkcionisanje modela

Izlaz

Ulaz

marginalni trošak proizvodnje raspoloživi kapacitet proizvodnje

prekogranični kapacitet prenosakrive potražnje po državikrive ponude po državi

Model

ravnotežna cijena po državi trgovina električnom energijomizmeđu zemalja proizvodnja po elektrani


tražnje koje karakterišu svaku državu, dolazimo doulaznih parametara modela. Model primjenjuje ovepodatke da bi maksimizirao evropsko blagostanje,koje je zbir viškova proizvođača i potrošača. Kao rezul-tat proračuna modela dobijamo časovnu ravnotežnucijenu za svaku državu, časovni komercijalni prenosizmeđu država i proizvodnju svake jedinične elektrane.

Simuliramo kratkoročno tržište predstavljeno iz-abranim časom. Obično ciljamo da modeliramo pe-riod od godinu dana, a ne jedan čas, pa se na stranipotražnje nužno odlučiti za dati broj referentnihčasova preko kojih se aproksimiraju godišnje prosječne cijene. U modelu se ustanovi 90 referent-nih časova.

PrEDStAVLJANJE MrEžE

EEMM polazi od pretpostavke da je svaka država čvor– drugim riječima, da ograničenja mreže ne postoje niu jednoj državi. Prekogranični kapaciteti, s drugestrane, mogu predstavljati ozbiljno ograničenje za tr-govinu električnom energijom. Nestašica je izraženapreko NTC-a.

EKC model daje modelirane NTC vrijednosti za četiriciljne države SLED projekta i susjedne regione (direk-tno povezane sa ciljnim državama), dok se za pre-ostale države modelirane EEMM-om koriste podaciENTSO-E-a.

EKC model mreže Regionalni tok opterećenja koji se analizira je razvijenna osnovu SECI regionalnih modela prenosa za 2015.(takođe korišćen kao trenutni model), 2020. i 2025.,ažuriran u skladu sa pretpostavkama TOR-a.

Sve analize su sprovedene za 2015., 2020. i 2025. god-inu, sa dva tipična režima: zimski maksimum (trećasrijeda u januaru u 19:30) i ljetnji maksimum (trećasrijeda u julu u 19:30).

Topologija prenosnih mreža u državama jugoistočneEvrope (Albanija, Bosna i Hercegovina, Bugarska,Hrvatska, Grčka, Bivša Jugoslovenska Republika Make-donija, Rumunija i Srbija) se uzima po regionalnomSECI modelu, ažurirana u skladu sa projekcijama viškaproizvodnje u regionu jugoistočne Evrope. Ostale sus-jedne zemlje (Francuska, Švajcarska, Njemačka, Ukra-jina i Slovačka) su modelirane kao ubrizgavanje (prekointerkonektivnih dalekovoda); dok su Austrija iMađarska predstavljene punim modelom usvojenim

u skladu sa predviđanjem adekvatnosti sistema UCTE-a za period 2014–2024.

Studija sistema je sprovedena na postojećim studi-jama korišćenjem regionalnih modela sistema koje jeuradio SECI, provjerili i ažurirali TSO-i. Studije i plani-ranje sistema će se raditi na regionalnoj osnovi, kao idefinisanje tačaka prelaza granica.

Elektroenergetski sistemi u jugoistočnoj Evropi sumodelirani sa svojim ukupnim prenosnim mrežama(400 kV, 220 kV, 150 kV). Energetski sistemi u četiriprocjenjivane države su modelirani i na napon od 110kV. Mrežni ekvivalent Turske (tj. evropski dio) i ostatakENTSO-E kontinentalne Evrope (modeliran po X-čvoruubrizgavanja) su, takođe, korišćeni u modelu.

Sljedeće procjene su sprovedene u studiji mreže:

Prikupljanje podataka za tok opterećenja uključuje:

Procjenu postojeće situacije elektroenergetske•mreže u Albaniji, Bivšoj Jugoslovenskoj RepubliciMakedoniji, Crnoj Gori i Srbiji, zajedno sa region-alnim kontekstom.

Definisanje mrežne topologije i režima za 2015.,•2020. i 2025. godinu, korišćenjem realističnihscenarija rasta potražnje, proširenja proizvodnje,tranzitnih tokova, integracije RES i HDVC veza.

TTC/NTC evaluacija između Albanije, Bivše Ju-

goslovenske Republike Makedonije, Crne Gore iSrbije u svim pravcima, za sve scenarije topologije,sa referencama za svaku ciljnu godinu i režim.

Procjena gubitaka u prenosnoj mreži sa i bez nivoa

proizvodnje energije iz RES-a.

Prikupljanje podataka za tok opterećenja

Tokom procesa prikupljanja podataka koji su potrebniza studiju toka opterećenja, predstavnici četiri zemljesu revidirali i ažurirali predložene skupove podataka,koji uključuju:

Nivo potražnje u dogovorenim režimima i razmje-

nama energije u 2015, 2020. i 2025. godini za dvakarakteristična režima:

•

treća srijeda u julu u 19:30 (ljetnji maksimum).•

Spisak novih proizvodnih kapaciteta i jedinica koje

će biti puštene u rad 2015, 2020. i 2025.

Spisak novih elemenata u prenosnoj mreži.

Nivo margine pouzdanosti prenosa korišćen u

evaluaciji NTC-a.


Ovi podaci će se koristiti za pripremu mrežnih

modela za 2015., 2020. i 2025. godinu, koji će bitikorišćeni za analizu toka opterećenja.

Potražnja

Razvoj potražnje u dva karakteristična režima (trećasrijeda u januaru u 19:30 (zimski maksimum) i trećasrijeda u julu u 19:30 (ljetnji maksimum) u 2015.,2020. i 2025. godini će se analizirati na osnovu:

online podataka ENTSO-E-a;

ENTSO-E izgleda scenarija i predviđanja adekvat-

nosti;

nacionalnih projekcija potražnje i

podataka konsultanata iz relevantnih projekata u

regionu jugoistočne Evrope.

Kako se u našoj analizi koriste modeli predviđanjamreže, potražnja isključuje gubitke prenosa i dis-tribucije, kao i sopstvenu potrošnju i upumpavanjeelektrana.

U crnogorskom energetskom sistemu rad topionicealuminijuma KAP-a (sa instalisanim kapacitetom od220 MW) ima veliki uticaj na sistemsku potražnju (upunom kapacitetu predstavlja 20 procenata maksi-malne potrošnje električne energije, ili 50 procenataminimalne potrošnje električne energije).

Metodologija modeliranja mrežeMetodologija modeliranja mreže se sastoji od tri dijela:

analiza stabilnog i nepredviđenog stanja;

evaluacija NTC-a;

proračun gubitaka na prenosnoj mreži.

Ovi djelovi su detaljno objašnjeni u sljedećimodjeljcima.

Analiza stabilnog i nepredviđenog stanja

Za definisane scenarije se proračunava tok opterećenjau stabilnom stanju i sprovodi analiza nepredviđenogstanja (n-1). Kriterijum sigurnosti se zasniva naopterećenjima dalekovoda i profilu napona, i provjer-ava se za svaki analizirani scenario.

Analiza toka opterećenja pruža uvid u adekvatnostprenosne mreže za posmatrane scenarije razmjene iupoređenje posmatranih konfiguracija, pod radnimuslovima stabilnog i (n-1) stanja.

Procjena toka opterećenja je osnovni korak u NTCevaluaciji i sastoji se od sljedećih analiza:

AC tok opterećenja stabilnog stanja;

procjena sigurnosti (n-1);

analiza profila napona.

U analizi profila napona se uzimaju granični naponi uskladu sa odnosnim nacionalnim mrežnim kodovima.

Treba naglasiti da su samo 400 kV-ne i 220 kV-nemreže procjenjivane sa stanovišta sigurnosti. Imamnogo novih RES-ova koji će se povezati sa mrežamanižeg napona, koji mogu izazvati probleme u 110 kV-nim mrežama i nižim, iako ovo treba da bude razri-ješeno kroz nacionalne planove prenosnih mreža.

Evaluacija neto kapaciteta prenosa

TTC i NTC su evaluirani između Albanije, Bivše Ju-goslovenske Republike Makedonije, Crne Gore i Srbije,kao i između ovih država i njihovih susjeda, u svimpravcima, za sve scenarije topologije, i sa referencamana sve ciljne godine i režime. Konačna procjena je,takođe, napravljena za dodatne vrijednosti TTC/NTC-a, kao rezultata novih interkonekcija i ojačanja glavnihtranzitnih ruta električne energije.

Takođe je važno primijetiti da su TTC, NTC, razmjenaosnovnog slučaja (BCE), već alocirani kapacitet (AAC) iraspoloživi kapacitet prenosa (ATC) vrijednosti pro-grama razmjene. Ovo nijesu fizički tokovi i generalnose razlikuju od fizičkih tokova na dalekovodima in-terkonekcije (osim u posebnim slučajevima radijalnogfunkcionisanja).

Rješenje ovog modela je takozvani osnovni slučaj kojije početna tačka za izračunavanje. Ovaj osnovni slučajmože već sadržati programe razmjene između TSO-ai kontrolnih oblasti. Ovo su razne transakcije za kojeje vjerovatno da postoje u prognoziranim situacijamau skladu sa onim što je primijećeno u prošlosti.

Vrijednost TTC-a stoga može varirati (povećavati se ilismanjivati) kada se približi vrijeme izvršenja pro-grama, kao rezultat tačnijeg znanja o rasporedimaproizvodne jedinice, obrascu opterećenja, topologijimreže i dostupnosti vodova.

Opšte definicije kapaciteta prenosa (TTC, NTC) i pro-cedure za njihovu procjenu su u skladu sa ENTSO-E ipraksi i iskustvu regionalnih radnih grupa TSO-a jugo-istočne Evrope.


rAZMJENA oSNoVNoG SLučAJA

U osnovnom slučaju, za dati par susjednih kontrolnihoblasti A i B, za koje se izračunavaju kapaciteti, postojiglobalni program razmjene koji je poznat kao razm-jena osnovnog slučaja (BCE). BCE su programske(ugovorne) vrijednosti koje se odnose na model os-novnog slučaja.

MAKSIMALNA DoDAtNA rAZMJENA (ΔEMAx)

Maksimalna dodatna programska razmjena (prekoBCE) koja zadovoljava sigurnosne standarde se oz-načava Δemax. Dodatna programska razmjena sesprovodi smanjivanjem proizvodnje u oblasti A, uz si-multano povećanje proizvodnje u oblasti B.

uKuPNI KAPACItEt PrENoSA

TTC je maksimalni program razmjene između dvijeoblasti, kompatibilan sa operativnim sigurnosnimstandardima primjenljivim za oba sistema, ako se un-aprijed precizno zna buduće stanje mreže, proizvod-nje i obrazaca opterećenja.

TTC = BCE + ΔEmax

MArGINA PouZDANoStI PrENoSA

TRM je sigurnosna margina koja se bavi neizvjesnošćuu sračunatim TTC vrijednostima koje nastaju zbog:

nenamjeravanih devijacija u fizičkim tokovima

tokom rada, zbog fizičkog funkcionisanja kontrolefrekvencije opterećenja (LFC);vanredne razmjene između TSO-a da bi se razri-

ješila neočekivana stanja neravnoteže u realnomvremenu inetačnosti, na primjer, prilikom prikupljanja po-

dataka i mjerenja.

U postojećoj studiji korišćena vrijednost TRM-a će bitiu saglasna sa podacima o toku opterećenja kojeprikupi TSO.

NEto KAPACItEt PrENoSA

NTC je maksimalni program razmjene između dvijeoblasti koje su kompatibilne sa sigurnosnim stan-dardima koji su primjenljivi u obje oblasti, uzimajućiu obzir tehničke neizvjesnosti budućeg stanja mreže.

NTC = TTC-TRM

Gubici prenosne mreže

Procjena gubitaka električne energije se zasniva naekvivalentnim vremenima trajanja gubitaka u peri-odima zimskog i ljetnjeg maksimum. Ovaj pristupuzima u obzir da uticaj na gubitke može biti drugačijiu ova dva režima, što znači da godišnji gubici mogubiti preciznije određeni.

Procjena gubitaka električne energije se zasniva naekvivalentnom vremenu trajanja maksimalnih gu-bitaka. Metoda koja se koristi da se odredi ovo ekvi-valentno vrijeme trajanja zahtijeva dva ulaznaparametra: maksimalnu potražnju i faktoropterećenja. Ova dva parametra se dobijaju analizomdijagrama trajanja opterećenja analizirane godine zaodnosni energetski sistem.

Godišnji gubici se računaju na osnovu gubitaka mrežeu MW sračunatim za dva analizirana režima – zimski iljetnji maksimum – i ekvivalentnog vremena trajanjaodnosnih opterećenja u ovim režimima. Sa sračuna-tim ekvivalentnim vremenom trajanja maksimalnihgubitaka za odnosni period, obračunavaju se godišnjigubici prenosne mreže (GWh) množenjem ove vrijed-nosti sa gubicima energije (MW):

– Gubici aktivne energije u MW u određenomrežimu i

– Ekvivalentno vrijeme trajanja u satima za odnosnoopterećenje u režimu i


Izvještaj za Crnu goru

Podrška razvoju s niskom emisijom u jugoistočnoj evropi (SLeD)

mo

nte

neg

ro

m

ne

Modeliranje dekarbonizacije u sektoru električne...

Documents

Transcript of Modeliranje dekarbonizacije u sektoru električne...