procjena potrebne snage za integraciju …...detaljno modelovanje šireg obuhvata vjetroelektrane...

Procjena potrebne snage za integraciju vjetroelektrana u prenosni sistem BiH

Juli 2017. godine

1

Procjena potrebne snage za integraciju vjetroelektrana u prenosni sistem BiH

2

SADRŽAJ

1 Metodologija za procjenu rezervi ............................................................................................ 4

2 Prognoziranje proizvodnje vjetroelektrana ............................................................................. 5

3 Ostvarenje 2016. godine .......................................................................................................... 7

3.1 Proizvodnja i potrošnja električne energije ...................................................................... 7

4 Odstupanje sistema .................................................................................................................. 8

4.1 Statistika odstupanja sistema ............................................................................................ 9

4.2 Odstupanja konzuma ...................................................................................................... 11

5 Iznosi kapaciteta tercijarne i sekundarne regulacije .............................................................. 13

5.1 Kapaciteti za tercijarnu regulaciju (mFRR) za 2016. godinu ......................................... 13

5.2 Kapaciteti za sekundarnu regulaciju (aFRR) za 2016. ................................................... 14

5.3 Iznosi mFRR i aFRR u 2017. ......................................................................................... 18

5.4 Troškovi aFRR, mFRR, balansne energije i debalansa u 2016. godini .......................... 21

5.4.1 aFRR ........................................................................................................................ 21

5.4.2 mFRR ...................................................................................................................... 21

5.4.3 Balansna energija .................................................................................................... 22

5.4.4 Debalans .................................................................................................................. 22

5.5 Troškovi kapaciteta rezervi u 2017. godini .................................................................... 22

6 Iskustva u integraciji VE u EES Hrvatske ............................................................................ 24

6.1 Osnovni parametri vjetroelektrana u Hrvatskoj .............................................................. 24

6.2 Proizvodnja vjetroelektrana ............................................................................................ 24

6.3 Prognoza proizvodnje vjetroelektrana ............................................................................ 25

6.4 Uticaj VE na P/f regulacionu rezervu ............................................................................. 26

7 Rezultati studije „Integracija vjetroelektrana u elektroenergetski sistem i tržišna pravila“ . 28

8 Postojeća legislativa i planovi integracije VE u EES BiH .................................................... 29

8.1 Postojeća legislativa koja se odnosi na integraciju vjetroelektrana ................................ 29

8.2 Planovi za integraciju vjetroelektrana u BiH .................................................................. 29

8.2.1 Akcioni plan za korištenje obnovljive energije u BiH ............................................ 29

8.2.2 Indikativni plan razvoja proizvodnje 2018-2027 .................................................... 29

9 Potreban iznos aFRR za VE u EES BIH ............................................................................... 31

9.1 Procjena regulacione rezerve .......................................................................................... 31

9.2 Procjena aFRR ................................................................................................................ 33

9.3 Potencijalni iznosi aFRR ................................................................................................ 36

9.4 Procjena troškova kapaciteta aFRR ................................................................................ 37

9.5 Procjena troškova dodatnih kapaciteta mFRR ................................................................ 38

3

9.6 Procjena troškova ukupne balansne energije .................................................................. 40

9.7 Procjena ukupnih troškova balansiranja ......................................................................... 40

10 Zaključak ............................................................................................................................... 42

11 Izvještaj revidenta ................................................................................................................. 45

11.1 Uvod ............................................................................................................................ 45

11.2 Moguća snaga integracije VE ..................................................................................... 45

11.3 Troškovi priključenja i vlasničko razgraničenje ......................................................... 45

11.4 Povećanje potrebne rezerve snage za balansiranje i dodatni troškovi ........................ 46

11.5 Poticajna cijena za VE, obaveza otkupa, naknada za VE koju plaćaju kupci ............ 48

4

1 METODOLOGIJA ZA PROCJENU REZERVI

Metodologija korištena za ove analize ima za cilj da pokaže način procjene potrebne regulacione

rezerve snage za integraciju planiranih vjetroelektrana (VE) u elektroenergetski sistem BiH (EES

BiH), sa posebnim osvrtom na potrebne kapacitete sekundarne regulacije (aFRR).

Prognoza proizvodnje VE svakako predstavlja najveći izazov pri većoj integraciji VE u

elektroenergetski sistem. Veća greška u prognozi VE podrazumijeva veću potrebnu regulacionu

snagu i energiju balansiranja, odnosno veće troškove za ove potrebe.

Zbog toga je jedan od ciljeva ove analize da se na osnovu iskustva operatora sistema sa

instalisanim kapacitetima VE, konkretno Hrvatskog operatora sustava (HOPS), prikaže način

planiranja proizvodnje i određivanja iznosa regulacionih rezervi.

Za procjenu regulacionih rezervi potrebnih za integraciju vjetroelektrana korišten je

probabilistički model koji je i preporučen, kao jedan od metoda, Mrežnim kodeksom ENTSO-E

„Upravljanje frekvencijom i rezervama“ (LFCR Load-Frequency Control and Reserves), a bazira

se na istorijski snimljenim vrijednostima odstupanja sistema. Razmatrani period snimljenih

podataka treba da obuhvati najmanje jednu godinu i to da krajnji podaci ne budu stariji od 6

mjeseci realnog vremena. LFCR preporučuje da 99% snimljenih podataka odstupanja

razmatranog perioda, bude pokriveno sa regulacionim rezervama.

Za proračun su uzeti satni podaci (od 01.05.2016. do 30.04.2017. godine) odstupanja

regulacionog područja BIH i odstupanja proizvodnje VE iz Hrvatske i na osnovu toga je urađena

analiza potrebnog iznosa regulacione rezerve. Vrijednosti rezerve sekundarne regulacije (aFRR)

su određene za 98% i 99% vjerovatnoće pokrivanja odstupanja u razmatranom periodu za

različite scenarije integracije VE u EES BiH. Dobijeni rezultati o potrebnim rezervama su

upoređeni sa podacima o rezervama u Studiji „Analiza integracije vjetroelektrana u

elektroenergetski sistem i tržišna pravila“ iz 2011. godine.

Kao pokazatelj kvaliteta prognoze proizvodnje VE, korišten je korijen srednje kvadratne greške

prognoze (RMSE) prema sljedećoj formuli:

Gdje je:

RMSE – korijen srednje kvadratne greške prognoze proizvodnje VE

Pprognozirano – prognozirana proizvodnja VE (MWh/h)

Postvareno – ostvarena proizvodnja VE (MWh/h)

n – ukupni broj posmatranih sati

i – posmatrani sat

Iznosi aFRR su određeni na osnovu standardne devijacije odstupanja sistema BiH i odstupanja

proizvodnje VE u Hrvatskoj.

U analizi je urađena procjena troškova kapaciteta aFRR, mFRR i balansne energije prema

ostvarenim troškovima i prosječnim cijenama iz 2016. godine.

5

2 PROGNOZIRANJE PROIZVODNJE VJETROELEKTRANA

Glavni aspekti kod integracije vjetroelektrana velikih snaga u elektroenergetski sistem se odnose

na njihov uticaj na planiranje i pogon elektroenergetskog sistema, priključak na prenosnu mrežu,

kao i njihov uticaj na adekvatnost sistema i sigurnost napajanja.

Prilikom planiranja rada elektroenergetskog sistema bitno je uvažiti varijacije u proizvodnji

vjetroelektrana, naročito u slučaju sistema sa značajnim udjelom VE, pri čemu su za EES bitne

varijacije koje se dešavaju na dnevnom, satnom i unutar satnom nivou. Razumijevanje takvih

promjena i mogućnost njihovog predviđanja je ključno za integraciju i optimalno iskorištavanje

VE u elektroenergetskom sistemu.

Prognoza moguće proizvodnje električne energije iz vjetroelektrane omogućava Operatoru

sistema da se u procesu planiranja proizvodnje i rezervi značajno ublaže efekti varijabilnosti

električne energije dobijene iz VE. Primarni efekat prognoze vezan je za potrebnu rezervu

sekundarne i tercijarne regulacije odnosno energije balansiranja.

Metode i modeli za prognoziranje proizvodnje električne energije iz VE posljednjih nekoliko

godina se intenzivno razvijaju i usavršavaju, a koriste sofisticirane meteorološke numeričke

prognoze, modele proizvodnje VE i statističke (probabilističke) metode u cilju što kvalitetnije

prognoze i njenog približavanja okvirima realnog vremena. Također, razvijaju se i metode za

dugoročnije prognoze, koje se primarno svode na statističke analize moguće proizvodnje.

Metode i modeli za prognoziranje proizvodnje električne energije iz VE (Slika 2.1) u principu se

svode na metode zasnovane na:

Fizikalnom pristupu prognoze koji uz sofisticirane meteorološke numeričke prognoze

(temperaturni gradijenti, pritisak, brzina i smjer vjetra na različitim visinama) uključuje

detaljno modelovanje šireg obuhvata vjetroelektrane (brdovitost, hrapavost, šumovitost).

Ovakvi modeli prognoze proizvodnje VE pokazali su se dobrim za duže vremenske

raspone pri čemu je prognoza proizvodnje VE ograničena dostupnom meteorološkom

prognozom (48-72h).

Statističkom (probabilističkom) pristupu prognoze koji uvažava funkcionalnu zavisnost

prethodne proizvodnje VE s prethodnim i novim rezultatima numeričke prognoze.

Ovakav pristup ne razmatra orografske karakteristike lokacije (osobine reljefa) i pokazao

se dobrim kod kratkoročnih prognoza. Poznati softver je WPPT (IMM, Technical

University of Denmark), koji se koristi i u Hrvatskoj, itd.

Hibridnom pristupu prognoze koji predstavlja kombinaciju prethodna dva pristupa.

Različiti pristupi prognoze ( u skladu sa slikom 2.1.) mogu biti klasifikovani na osnovu tipa

ulaznih podataka (SCADA označava podatke dostupne u realnom vremenu).

(1) Kratkoročni statistički pristupi koriste samo SCADA podatke (vremenski period: <6 sati)

(2) Fizikalni ili statistički pristup. Dobre karakteristike za period >3 sata

(2) + (3) Fizikalni pristup. Dobre karakteristike za vremenski period >3 sata

(1) + (2) Statistički pristup

(1) + (2) + (3) Hibridni (kombinovani) pristup

Sve različite tehnike prognoziranja imaju zajedničko da su podaci o vjetru obezbjeđeni preko

vremenske prognoze, a podaci o prozvodnji od strane vjetroelektrana. Dva seta podataka se

kombinuju da bi se dobilo predviđanje za buduću proizvodnju.

6

Slika 2.1. Metode za prognoziranje proizvodnje el. energije iz VE1

1 Izvor:EWEA

7

3 OSTVARENJE 2016. GODINE

3.1 Proizvodnja i potrošnja električne energije

Za analizu koja se traži projektnim zadatkom, za neophodna razmatranja uzeta je 2016. godina

(prestupna godina, 8784 sata). Na slici je prikazan dijagram ostvarene proizvodnje, potrošnje i

planirane razmjene, dok su u tabeli 3.1. dati statistički podaci za veličine sa slike.

Slika 3.1. Ostvarenje proizvodnje, potrošnje i planirana razmjena u 2016. godini.

Tabela 3.1 – Statistički podaci ostvarene proizvodnje, potrošnje i planirane razmjene

Planirana razmjena

(MW)

Ostvarena proizvodnja

(MW)

Ostvarena potrošnja

(MW)

Srednja vrijednost 422 1839 1373

Standardna devijacija 292 410 252

Minimalna vrijednost -521 752 853

Maksimalna vrijednost 1454 3280 2113

Maksimalna vrijednost proizvodnje je bila 16.11.2016. godine u 18:00 kada je bila planirana

razmjena sa snagom od 1454 MW. Odstupanje sistema je bilo -7 MW, pri čemu je kapacitet

aFRR iznosio 49 MW sa angažovanom regulacijom od -27 MW. Ostvareni gubici na prenosnoj

mreži su iznosili 66 MW.

Sa slike se vidi da je izvoz planiran skoro cijelu godinu, pri čemu su najveće vrijednosti

zabilježene u proljeće i jesen.

8

4 ODSTUPANJE SISTEMA

Dijagram odstupanja za 2016. godinu i kriva trajanja odstupanja prikazani su na slici 4.1.

Slika 4.1. Odstupanje sistema i kriva trajanja odstupanja

Slika 4.2. Frekvencija ponavljanja odstupanja sistema

9

Tabela 4.1 – Frekvencija ponavljanja odstupanja sistema

Opseg Broj sati %

-100 41 0,47

-90 2 0,02

-80 4 0,05

-70 1 0,01

-60 6 0,07

-50 13 0,15

-40 13 0,15

-30 46 0,52

-20 163 1,86

-10 622 7,08

0 2200 25,05

10 3025 34,44

20 1431 16,29

30 549 6,25

40 283 3,22

50 149 1,70

60 79 0,90

70 57 0,65

80 32 0,36

90 28 0,32

100 17 0,19

Iz priloženih slika i tabele može se uočiti da se većina odstupanja kreće u prihvatljivim

granicama, gdje ukupan broj odstupanja od ±30MW iznosi 91,5%, a za odstupanja od ±20MW

iznosi 85%. Ovo ide u prilog činjenici da je sistem balansiranja regulacionog područja BiH, sa

obezbjeđenim resursima rezerve za sekundarnu i tercijarnu regulaciju, zadovoljavajući.

4.1 Statistika odstupanja sistema

Osnovni statistički podaci za odstupanje u 2016. godini su dati u sljedećoj tabeli.

Tabela 4.2 – Statistički podaci odstupanja

Maks. vrijednost (MW) 238,7

Min. vrijednost (MW) -313,5

Srednja vrijednost (μ) (MW) 5,6

Standardna devijacija (σ) (MW) 21,8

Broj sati 8784

10

Slika 4.3. Kriva normalne raspodjele

Slika 4.4. Kriva standardizovane normalne raspodjele

Na slici 4.3. prikazana je kriva normalne raspodjele za stvarne vrijednosti odstupanja.

Maksimum funkcije je u tački koja je jednaka srednjoj vrijednosti (μ).

Da bi se pronašle vrijednosti X za određeni procenat vjerovatnoće koristi se kriva koja je

prikazana na slici 4.4. Srednja vrijednosti je svedena na nulu, tako da proračunate vrijednosti X

predstavljaju potreban kapacitet. Na osnovu tabelarnih vrijednosti za standardizovanu normalnu

raspodjelu vrijednosti X, kao proizvod vrijednosti z ((X - σ)/σ) i σ za 98% i 99% vjerovatnoće, su

sljedeć:

Tabela 4.3 – Vrijednosti X za 98% i 99% vjerovatnoće

Vjerovatnoća z X (MW)

98% (ne pokriva 175 h) 2,33 51

99% (ne pokriva 88 h) 2,57 56

Na osnovu vrijednosti iz tabele 4.3. može se zaključiti da vrijednosti aFRR određene na ovaj

način ne odstupaju puno od planiranih vrijednosti za 2016. godinu (tačka 5.2.).

11

4.2 Odstupanja konzuma

Odstupanja ostvarenog u odnosu na planirani konzum, kao i odstupanja sistema su prikazani na

sljedećoj slici. Razmatrani period je od 1.5.2016. do 30.4.2017. godine, i prilagođen je periodu

koji se kasnije koristi za analizu uticaja VE na odstupanje sistema.

Slika 4.5. Dijagram odstupanja konzuma i odstupanja sistema

Sa slike se može vidjeti da su odstupanja EES BiH manja od odstupanja konzuma, što ima za

posljedicu veće angažovanje pomoćnih usluga, u prvom redu sekundarne regulacije, a time i

veće troškove balansiranja. Analizom se dolazi do zaključka da su odstupanja konzuma od

planiranih vrijednosti veća u dane vikenda, kada elektroprivrede dostavljaju svoje programe za

tri dana unaprijed te usljed promjene vremenskih uslova dolazi do značajnih grešaka u

planiranim iznosima. Ovakve greške mogu imati značajan uticaj na angažovanje pomoćnih

usluga, jer dio regulacionih rezervi se troši na pokrivanje ovih odstupanja. Olakšavajuća

okolnost jeste da ja planiranje konzuma (snabdjevanje krajnjih kupaca) na distributivnom nivou

u nadležnosti elektroprivreda u BiH i da u realnom vremenu one same pokrivaju svojom

proizvodnjom najveći dio tih odstupanja.

Statistički pokazatelji odstupanja konzuma su dati u sljedećoj tabeli.

Tabela 4.4 – Statistički pokazatelji odstupanja konzuma

Maks. Vrijednost (MW) 252

Min. vrijednost (MW) -516

Srednja vrijednost (μ) (MW) 23,2

Standardna devijacija (σ) (MW) 49,1

RMSE (MW) 54,3

Ukoliko elektroprivrede ne bi pokrivale odstupanja nastala kao posljedica greške u planiranju

konzuma, odstupanja do ±50MW bi mogla biti pokrivena potrebnom rezervom aFRR samo 65%

12

od ukupnog broja sati u godini , dok bi ostatak bio pokriven angažovanjem mFRR. Kriva

normalne raspodjele odstupanja konzuma je prikazana na slici.

Slika 4.6. Kriva normalne raspodjele odstupanja konzuma

13

5 IZNOSI KAPACITETA TERCIJARNE I SEKUNDARNE REGULACIJE

U tabeli 5.1. dat je izvod iz Registra objekata za pružanje pomoćnih usluga2 u EES BiH:

Tabela 5.1. Proizvodne jedinice kvalifikovaneza pružanje pomoćnih usluga u EES BiH

5.1 Kapaciteti za tercijarnu regulaciju (mFRR)3 za 2016. godinu

Za tercijarnu regulaciju obezbjeđuje se kapacitet nagore i nadole. Planirane vrijednosti mFRR

nagore se određuju na osnovu zajedničke raspodjele kapaciteta na nivou bloka SHB. Potrebni

iznosi regulacione rezerve se obezbjeđuju putem javnih nabavki. Kako se vidi iz sljedećih tabela,

realizacija nije pratila planirane vrijednosti na mjesečnom nivou, a samim tim i na godišnjem. U

tabeli 5.2. i 5.3. su date planirane i srednje vrijednosti realizovanih iznosa mFRR nagore i

nadole, respektivno.

Tabela 5.2. Vrijednosti mFRR nagore u 2016.

(MW) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII

Plan 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184

Real. 123 125 130 144 160 142 147 135 132 171 159 151

2

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Registri/Registar%20objekata%20za%20pruzanje%20pomocnih%20usluga.p

df 3

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Izvje%C5%A1taj%20o%20radu%20balansno/Godi%C5%A1nji/BOS/Izvje%

C5%A1taj%20o%20pomo%C4%87nim%20uslugama%20i%20radu%20balansnog%20tr%C5%BEi%C5%A1ta%2

0u%20BiH%20za%202016.godinu.pdf

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Registri/Registar%20objekata%20za%20pruzanje%20pomocnih%20usluga.pdf

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Registri/Registar%20objekata%20za%20pruzanje%20pomocnih%20usluga.pdf

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Izvje%C5%A1taj%20o%20radu%20balansno/Godi%C5%A1nji/BOS/Izvje%C5%A1taj%20o%20pomo%C4%87nim%20uslugama%20i%20radu%20balansnog%20tr%C5%BEi%C5%A1ta%20u%20BiH%20za%202016.godinu.pdf



14

Tabela 5.3. Vrijednosti mFRR nadole u 2016.


Plan 0 0 0 93 93 93 93 93 93 93 93 93

Real. 0 0 0 82 57 77 74 63 59 69 76 66

U prva tri mjeseca 2016. godine nije bilo kapaciteta mFRR nadole, jer pružanje pomoćne usluge

tercijarne regulacije nadole nije bilo odobreno odgovarajućom odlukom DERK-a.

Slika 5.1. Planirani i realizovani mFRR nagore i nadole u 2016. godini

5.2 Kapaciteti za sekundarnu regulaciju (aFRR)4 za 2016.

Proračun potrebnog iznosa aFRR je definisan sljedećom formulom (Mrežni kodeks LFCR)

𝑅 = √𝑎 ∙ 𝐿𝑚𝑎𝑥 + 𝑏2 − 𝑏

gdje je:

𝑎, 𝑏 - empirijski određene konstante čije su vrijednosti a = 10 MW i b = 150 MW,

𝐿𝑚𝑎𝑥 - najveće prognozirano opterećenje regulacionog područja BiH, uzimajući u obzir i gubitke.

Tabela 5.4. Potrebni kapacitet za sekundarnu regulaciju (aFRR) u toku vršnog (06-24) i

nevršnog opterećenja (00-06)


Vršno

opt. 54 54 52 50 45 46 49 48 48 49 53 55

Nevršno

opt. 35 36 33 31 29 30 32 31 30 31 32 34

Planirane i ostvarene vrijednosti aFRR za 2016. godinu su prikazane na sljedećoj slici.

4

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Trziste/Dokumenti/Procedure%20za%20PU/BOS/Procedure%20za%20pomo

cne%20uslSQRT(uge%20za%202017%20BOS.pdf

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Trziste/Dokumenti/Procedure%20za%20PU/BOS/Procedure%20za%20pomocne%20uslSQRT(uge%20za%202017%20BOS.pdf

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Trziste/Dokumenti/Procedure%20za%20PU/BOS/Procedure%20za%20pomocne%20uslSQRT(uge%20za%202017%20BOS.pdf

15

Slika 5.2. Planirani i realizovani aFRR u 2016. godini

Sa slike se uočava da je realizovani aFRR bio manji u odnosu na planirani, a veoma često u

nevršnim satima je bio jednak nuli (ukupno 698 sati). Karakteristično za ove sate, zbog

proizvodnje termoelektrana u BiH i malog konzuma, je da su odstupanja sistema pozitivna, pa

time ni aFRR nije mogao biti realizovan. U tabeli ispod su prikazani sati realizacije aFRR po

koracima, npr. ukupno 227 sati je realizovano za korak od 5MW do 10MW, odnosno

procentualno 2,6% od ukupnog broja sati u godini.

Tabela 5.5.Broj sati realizovanog aFRR

Koraci aFRR

(MW) Broj sati (%)

0 698 7,9

5 163 1,9

10 227 2,6

15 616 7,0

20 604 6,9

25 850 9,7

30 971 11,1

35 841 9,6

40 1249 14,2

45 778 8,9

50 1787 20,3

55 0 0,0

Realizacija aFRR po pružaocima usluga je prikazana na sljedećoj slici. U 2016. godini pružaoci

aFRR su bili samo ERS i EPBiH.

16

Slika 5.3. Realizovani aFRR u 2016. godini po pružaocima usluga

Na sljedećim slikama, radi bolje preglednosti, izdvojena su četiri karakteristična mjeseca koja

prikazuju plan i realizaciju aFRR.

Slika 5.4. Planirani i realizovani aFRR u januaru 2016.

17

Slika 5.5. Planirani i realizovani aFRR u martu 2016.

Slika 5.6. Planirani i realizovani aFRR u avgustu 2016.

18

Slika 5.7. Planirani i realizovani aFRR u decembru 2016.

5.3 Iznosi mFRR i aFRR u 2017.

U sljedećim tabelama i slikama su prikazane planirane vrijednosti i realizovane srednje

vrijednosti mFRR nagore i nadole, kao i vrijednosti aFRR za prva četiri mjeseca u 2017. godini.

Tabela 5.6. Vrijednosti mFRR nagore u 2017.


Plan 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196

Real. 170 194 193 194

Tabela 5.7. Vrijednosti mFRR nadole u 2017.


Plan 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66

Real. 45 53 51 50

Primjeri realizovanog iznosa mFRR nagore i nadole za period januar - april 2017. godine dati su

na sljedećim slikama

19

Slika 5.8. Realizovani mFRR nagore u periodu januar-april 2017.

Slika 5.9. Realizovani mFRR nadole u periodu januar-april 2017.

Evidentno je sa prethodnih tabela i slika da je realizacija mFRR nagore bolja za razliku od

mFRR nadole, gdje se uočavaju smanjeni iznosi kapaciteta.

Stanje planiranih i realizovanih vrijednosti aFRR je lošije nego u 2016. godini. Ukupan broj sati

u kojima je vrijednost realizovane aFRR bio jednak nuli iznosi 551 sat, što u odnosu na 2016.

godinu za ukupan broj sati (698) iznosi 79%.

20

Slika 5.10. Planirani i realizovani aFRR u periodu januar-april 2017.

Slika 5.11. Realizovani aFRR u 2017. godini po pružaocima usluga

21

5.4 Troškovi aFRR, mFRR, balansne energije i debalansa u 2016. godini

5.4.1 aFRR

U toku 2016. godine NOSBiH je raspolagao u prosjeku sa 12 MW kapaciteta sekundarne

regulacije u periodu nevršnog opterećenja (00:00 – 06:00), odnosno sa 36 MW u periodu vršnog

opterećenja (06:00–24:00), što čini 38,23 %, odnosno 71,34 % potrebnog aFRR. Trošak

realizovanog kapaciteta aFRR u 2016. godini iznosio je 8.709.830,36 KM.

Prosječna cijena kapaciteta sekundarne regulacije u periodu nevršnog opterećenja na godišnjem

nivou po MW je bila 79.219,7 KM/MW.

Prosječna cijena kapaciteta sekundarne regulacije u periodu vršnog opterećenja na godišnjem

nivou po MW je bila 217.998,3 KM/MW.

U sljedećim tabelama su prikazane potrebne i realizovane prosječne vrijednosti kapaciteta na

mjesečnom i godišnjem nivou sa troškovima (cijene svedene na jedan (1) sat).5

Tabela 5.8. aFRR - nevršno opterećenje

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 2016

Potrebni kapacitet MW 35 34 33 31 29 30 32 31 30 31 32 34 31,8

Realizovani

kapacitet MW 12 14 10 16 16 7 2 4 6 16 16 21 11,8

Realizovani

kapacitet % 34 40 32 68 55 25 8 14 21 51 51 61 38,2

Trošak kapaciteta x1000 KM 70 80 61 95 93 44 14 33 47 118 122 155 934

Tabela 5.9. aFRR - vršno opterećenje



Realizovani

kapacitet MW 37 39 25 42 34 30 28 32 30 43 43 43 35,7

Realizovani

kapacitet % 69 73 49 90 75 65 57 67 62 88 82 78 71,3

Trošak kapaciteta x1000

KM 660 695 445 745 596 525 493 638 558 804 810 809 7.776

5.4.2 mFRR

U toku 2016. godine NOSBiH je raspolagao u prosjeku sa 143 MW mFRR nagore, odnosno sa

69 MW mFRR nadole, što čini 79,13 %, i 74,37 % potrebnog kapaciteta mFRR nagore i nadole,

respektivno. Trošak realizovanog mFRR u 2016. godini iznosio je 11.112.481,89 KM za mFRR

nagore i 933.772,58 KM za mFRR nadole. Rezervacija kapaciteta tercijarne regulacije nadole

vršena je od 01.04.2016. godine.

5 Prikazane vrijednosti kapaciteta u tabelama su prosječne, što znači da je u pojedinim satima kapacitet FRR bio

jednak nuli.

22

Cijena mFRR nagore na godišnjem nivou po MW je bila 77.511,2 KM/MW.

Cijena mFRR nadole na godišnjem nivou po MW je bila 13.499,6 KM/MW.

Tabela 5.10. mFRR nagore


Potrebni

kapacitet MW 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184 184,0

Realizovani

kapacitet MW 123 125 130 144 160 142 147 135 132 171 159 151 143,4

Realizovani

kapacitet % 67 68 71 93 87 77 80 74 72 93 87 82 79,1

Trošak

kapaciteta

x1000

KM 794 805 841 932 1.035 916 950 875 853 1.108 1.029 975 11.112

Tabela 5.11. mFRR nadole


Potrebni

kapacitet MW

93 93 93 93 93 93 93 93 93 93

Realizovani

kapacitet MW

82 57 77 74 63 59 69 76 66 69,17

Realizovani

kapacitet %

89% 62% 83% 79% 68% 63% 74% 81% 71% 74,4%

Trošak

kapaciteta x1000KM

124 86 115 111 94 88 104 113 99 933,77

5.4.3 Balansna energija

U toku 2016. godine angažovano je 39.088MWh balansne energije nagore (injektovana

električna energija u sistem) po prosječnoj cijeni od 123,01 KM/MWh.

Angažovana balansna energija nadole (preuzimanje električne energije iz sistema) u 2016. godini

iznosila je 64.599MWh. Prosječna cijena ove energije iznosila je 28,86 KM/MWh, uzimajući u

obzir i energiju sa negativnom cijenom.

5.4.4 Debalans

Prosječne cijene debalansa za 2016. godinu iznosile su 76,17 KM/MWh za ostvareni manjak i

24,00 KM/MWh za ostvareni višak električne energije.

5.5 Troškovi kapaciteta rezervi u 2017. godini

U tabelama 5.12. – 5.15. su prikazane planirane u realizovane prosječne vrijednosti kapaciteta

aFRR (vršni/nevršni) i mFRR (nagore/nadole) sa pripadajućim ostvarenim troškovima.

23

Tabela 5.12. aFRR - nevršno opterećenje



Realizovani

kapacitet MW 6 3 12 1 0 0 0 0 0 0 0 0 5,6

Realizovani

kapacitet % 19 8 37 4

16,9


Tabela 5.13. aFRR - vršno opterećenje



Realizovani

kapacitet MW 44 42 45 37 0 0 0 0 0 0 0 0 42

Realizovani

kapacitet % 76 82 88 81

81,6

Trošak kapaciteta x1000KM 992 909 1.008 839 0 0 0 0 0 0 0 0 3.747

Tabela 5.14. mFRR nagore


Potrebni

kapacitet MW 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196 196,0

Realizovani

kapacitet MW 170 194 193 194 0 0 0 0 0 0 0 0 187,8

Realizovani

kapacitet % 87 99 99 99

96

Trošak

kapaciteta x1000KM 746 850 767 746 0 0 0 0 0 0 0 0 3.109

Tabela 5.15. mFRR nadole



Realizovani kapacitet MW 45 53 51 50 0 0 0 0 0 0 0 0 49,5

Realizovani kapacitet % 68 80 77 75 75,0


24

6 ISKUSTVA U INTEGRACIJI VE U EES HRVATSKE6

6.1 Osnovni parametri vjetroelektrana u Hrvatskoj

U 2016. godini je u Hrvatskoj u redovnom pogonu bilo 16 vjetroelektrana, sa ukupno

instalisanom snagom od 428,15MW i odobrenom snagom priključenja u iznosu od 420,35MW.

Sve elektrane u pogonu su povlašteni proizvođači sa sklopljenim ugovorom o otkupu električne

energije sa Hrvatskim operatorom tržišta električne energije (HROTE). Pored elektrana u

pogonu, HROTE je sklopio ugovore o otkupu električne energije sa nosiocima projekata čija

postrojenja još uvijek nisu puštena u pogon, u ukupnom iznosu od oko 303MW.

Slika 6.1. Vremenska dinamika izgradnje vjetrolektrana u Hrvatskoj

Prema izvještaju HERA za 2015. godinu kvota za VE je prema sklopljenim ugovorima o otkupu

podignuta na 744MW, zanemarujući time HOPS-ovu granicu mogućnosti priključenja VE u EES

od okvirno 400MW.

6.2 Proizvodnja vjetroelektrana

Ukupna proizvodnja svih VE u Hrvatskoj u 2016. godini bila je 1012,51GWh. Na slici 6.2.

prikazana je ukupna mjesečna proizvodnja svih VE, i u posljednjih 12 mjeseci kreće se u

rasponu 51,79GWh (juni) – 113,39GWh (februar). Prosječna mjesečna proizvodnja svih VE u

cijelom prikazanom razdoblju iznosila je 84,38GWh.

Prosječna godišnja satna proizvodnja (MWh/h) uobičajeno iznosi oko 20 % ukupne instalisane

snage VE.

Iz navedenih podataka vidi se da su vjetroelektrane u dužem vremenskom razdoblju relativno

stabilan izvor energije (godišnje proizvodnje predvidljivije od hidroelektrana), ali s značajnim

6 1. Davor Bajs, Goran Majstrović, Energetski Institut Hrvoje Požar „Iskustva u intergaciji vjetroelektrana u

elektroenergetski sustav Hrvatske“, CIGRE Srbija, Zlatibor 2015.

2. Godišnji izvještaj o proizvodnji vjetroelektrana u Hrvatskoj, HOPS, 2016

25

varijacijama proizvodnje u unutardnevnom, odnosno satnom vremenskom domenu, zbog čega

uzrokuju potrebu za dodatnom sekundarnom i tercijarnom P/f regulacionom rezervom.

Slika 6.2. Mjesečna proizvodnja svih vjetroelektrana u 2016.godini

6.3 Prognoza proizvodnje vjetroelektrana

Sistem predviđanja proizvodnje VE instaliran je u HOPS-u od 2011. godine i njegove

performanse se iz godine u godinu poboljšavaju. Prema važećim zakonima u Hrvatskoj vlasnici

VE nemaju nikakvu obavezu predviđanja proizvodnje, kao ni finansijske posljedice zbog

odstupanja proizvodnje. Prognoza proizvodnje VE provodi se dan unaprijed (D-1) za svaki sat

dana D, a replan se izvodi sat unaprijed u danu D.

Promjenom zakonskog okvira od početka 2018. godine prognoza proizvodnje VE će preći u

nadležnost HROTE-a.

Na slici 6.3. prikazane su greške satne prognoze proizvodnje VE, odnosno razlika između

prognozirane i ostvarene satne proizvodnje svih VE. Takođe, na istoj slici prikazana je i kriva

trajanja greške satne prognoze proizvodnje svih VE, sa maksimalnim i minimalnim greškama

prognoze proizvodnje. Srednja apsolutna greška prognoze proizvodnje VE iznosila je

33,08MW.

26

Slika 6.3. Razlika između prognozirane i ostvarene satne proizvodnje svih VE i pripadajuća

kriva trajanja

6.4 Uticaj VE na P/f regulacionu rezervu

Dosadašnja iskustva u Hrvatskoj pokazuju da su odstupanja konzuma od plana još uvijek

značajno viša od odstupanja proizvodnje VE od prognozirane proizvodnje, što znači da je

dominantan uzrok aktivacije sekundarne regulacione rezerve i dalje greška u predviđanju

konzuma (opterećenja), a ne varijabilnost proizvodnje VE.

Pri određivanju potrebne regulacione rezerve HOPS se vodio probabilističkim pristupom.

Sekundarna rezerva je pri tom ostala definisana ENTSO-E formulom, a dodatna odstupanja

pokriva brza tercijarna rezerva.

Budući da je u trenutnoj situaciji sekundarna rezerva unutar EES RH ograničena na iznos od ±65

MW (uslugu pružaju svega tri HE), tendencija je da se u budućnosti stvore uslovi za

uključivanje dodatnih konvencionalnih elektrana (prvenstveno HE i plinske TE) u sistem

automatske sekundarne regulacije, čime će se smanjivati potrebe za aktivacijom brze tercijarne

rezerve.

Slika 6.4. Primjer pokrivenosti ukupnih odstupanja sekundarnom regulacijom po ENTSO-E

formuli na satnom nivou i tercijarnom rezervom od ±80 MW u scenariju integracije VE ukupne

snage 420 MW

Prethodna slika prikazuje primjer pokrivanja odstupanja proizvodnje VE ukupne snage 420 MW

(odobrena snaga priključenja) i greške predviđanja konzuma, uz trenutno raspoloživu

sekundarnu rezervu (od ±35 MW do ±65 MW) i brzu tercijarnu rezervu za balansiranje (do ±80

MW) u EES RH. Sa slike se vidi da je u ovom slučaju sekundarnom rezervom moguće pokriti

58% satnih odstupanja, dodatnom tercijarnom rezervom još 35% satnih odstupanja, dok bi 7%

satnih odstupanja ostalo nepokriveno, za šta bi trebalo osigurati dodatnu rezervu.

Tabela u nastavku prikazuje rezultate simulacije za različite scenarije integracije VE u EES RH i

različite udjele pokrivenosti satnih odstupanja u godini dana.

27

Tabela 6.1. Procjena potrebne brze mFRR za različite scenarije integracije VE

Iz navedenog se vidi da se zbog ograničenih kapaciteta aFRR, veliki dio odstupanja unutar

sistema pokriva dodatnom tercijarnom rezervom (mFRR), dakle ručno po nalogu dispečera.

Ovakav princip znači relativno veliki broj aktivacija dodatne tercijarne rezerve na dnevnom

nivou, a samim tim i visoke troškove održavanja rezerve i aktivacije iste. Takođe upitna je i

procjene dispečera u vođenju sistema i svođenju odstupanja razmjene na najmanju moguću

mjeru aktivacijom tercijarne rezerve.

Raspodjela regulacione rezerve (aFRR i mFRR) na ovaj način, omogućena je i činjenicom da je

HOPS razvio mehanizme balansiranja sa susjednim regulacionim područjima (ELES, APG) tzv.

imbalance netting, koji radi na principu povezivanja sekundarnih regulatora sa centralnim

optimizatorom i spriječava aktiviranje aFRR za slučaj različitog predznaka regulacione greške u

dva ili više regulacionih područja koja učestvuju u povezivanju..

Prema podacima HOPS-a ukupan trošak balansiranja VE u Hrvatskoj u 2015. godini (instalisana

snaga je bila oko 350 MW) iznosio je 36 mil. € od čega je fiksni dio troška balansiranja

(kapacitet) iznosio 25,8 mil. € (72%) a varijabilni dio troška (energija) iznosio 10,2 mil. €

(28%). Za slučaj da je za vođenje sistema korišten manje kvalitetan plan proizvodnje procjena je

da bi se troškovi balansiranja kretali do 45 mil. €.

28

7 REZULTATI STUDIJE „INTEGRACIJA VJETROELEKTRANA U ELEKTROENERGETSKI SISTEM I TRŽIŠNA PRAVILA“

U decembru 2011. godine izrađena je studija „Integracija vjetroelektrana u elektroenergetski

sistem i tržišna pravila“ u kojoj je obrađeno pet scenarija na osnovu udjela proizvodnje VE u

odnosu na ukupnu potrošnju koja se prema tadašnjem Indikativnom planu razvoja proizvodnje

odnosila na 2020. godinu.

Tabela 7.1. Analizirani scenariji razvoja VE

% 2 5 10 15 20

MW 150 300 600 900 1300

Sa aspekta potrebne regulacione snage u zavisnosti od instalisanih snaga VE, razmatrane su dvije

varijante prognoze proizvodnje, 4-satna i 2-satna, što je i prikazano u sljedećim tabelama. S

obzirom da je proračun u studiji urađen na osnovu raspoloživih informacija o veličini

vjetroparkova i lokacijama, stvarni scenariji se razlikuju od scenarija navedenih u prethodnoj

tabeli.

Tabela 7.2. Potrebna sistemska regulacija u zavisnosti od instalisane snage VE (za 4-satnu

prognozu proizvodnje)

Instalisana snaga VE (MW) 160 352 637 950 1309

Udio vremena Potrebna snaga sekundarne regulacije (MW)

98% ukupnog vremena (nedovoljno za 175 h/god) 26 59 97 139 192


Maksimum – jednom u deset godina 104 217 397 500 544

Tabela 7.3. Potrebna sistemska regulacija u zavisnosti od instalisane snage VE (za 2-satnu

prognozu proizvodnje)

Instalisana snaga VE (MW) 160 352 637 950 1309

Udio vremena Potrebna snaga sekundarne regulacije

(MW)

98% ukupnog vremena (nedovoljno za 175

h/god) 15 33 53 76 101


Maksimum – jednom u deset godina 68 161 272 323 337

Iz tabela se vidi da najveći uticaj na iznos potrebnih regulacionih rezervi ima vremenski okvir (4-

satna ili 2-satna) prognoze proizvodnje, kao i procentualni udio vremena na koji se odnosi

prognoza.

Veoma bitno je naglasiti da za manji vremenski okvir prognoze iznosi potrebnih regulacionih

rezervi su manji, te je stoga neophodno u fazi planiranja uzeti ovo u obzir.

29

8 POSTOJEĆA LEGISLATIVA I PLANOVI INTEGRACIJE VE U EES BIH

8.1 Postojeća legislativa koja se odnosi na integraciju vjetroelektrana

Legislativa koja razmatra ovu problematiku u Republici Srpskoj je data u „Zakonu o obnovljivim

izvorima energije i efikasnoj kogeneraciju“ (Službeni glasnik Republike Srpske, broj 39,

15.05.2013.), gdje je navedeno da Operator sistema podsticaja preuzima balansnu odgovornost

za proizvodnju električne energije za koju se ostvaruje pravo na podsticaj i snosi troškove

balansiranja. Dnevno planiranje i balansna odgovornost su detaljno razrađeni u dokumentu

„Pravila rada za sprovođenje sistema podsticaja“ (Mješoviti Holding „Elektroprivreda

Republike Srpske“, Matično preduzeće, a.d. Trebinje, januar 2012. godine). Prema ovom

dokumentu, Operator sistema podsticaja predstavlja balansnu grupu za proizvođače u sistemu

obaveznog otkupa, i registruje se kod operatora prenosnog sistema kao balansno odgovorna

strana, ili se pridružuje kao balansna grupa već postojećoj registrovanoj balansno odgovornoj

strani.

Legislativa koja razmatra ovu problematiku u Federaciji BiH je data u „Zakonu o korištenju

obnovljivih izvora energije“ (Službene novine Federacije BiH, br.70 od 11.09.2013. godine).

Prema ovom Zakonu, Operator za obnovljive izvore i efikasnu kogeneraciju (Operator za

OIEiEK) učestvuje u predlaganju pravila o balansiranju elektroenergetskog sistema u saradnji s

ovlaštenim institucijama, uključujući i pravila za obračun naknada za debalans, koja su u

nadležnosti NOS BiH. Takođe, Operator za OIEiEK u ime privilegovanih proizvođača vrši

isplatu sredstava za balansiranje elektroenergetskog sistema nadležnom tijelu. Privilegovani i

kvalifikovani proizvođači električne energije instalisane snage veće od 3 MW dužni su

dostavljati predviđanje vlastite satne proizvodnje mjerodavnom operatoru mreže i operatoru

OIEiEK za dan unaprijed.

8.2 Planovi za integraciju vjetroelektrana u BiH

8.2.1 Akcioni plan za korištenje obnovljive energije u BiH

Akcioni plan za korištenje obnovljive energije u Bosni i Hercegovini je usvojen u martu 2016.

godine, i baziran je na ranije usvojenim entitetskim akcionim planovima za korištenje

obnovljivih izvora energije.

Prema Akcionom planu za korišćenje obnovljivih izvora energije Republike Srpske do 2020.

godine je planirano priključenje 100MW instalisane snage u vjetroelektranama. Što se tiče

podsticaja planirano je da se u 2020. godini daju podsticaji za 100MW instalisane snage VE

(200GWh).

Prema Akcionom planu za obnovljivu energiju Federacije BiH do 2020. godine je planirano

priključenje 230MW instalisane snage u vjetroelektranama. Što se tiče podsticaja, prema

dinamičkim kvotama je u 2020. godini planirano podsticanje 42,8MW instalisane snage VE

(107GWh).

8.2.2 Indikativni plan razvoja proizvodnje 2018-2027

Indikativni plan razvoja proizvodnje za period 2018-2027. godina je urađen od strane NOSBiH u

aprilu 2017. godine. Prema novom Mrežnom kodeksu uslove za bilansiranje u Indikativnom

planu ispunjavaju tri vjetroelektrane, ukupne snage oko 150 MW i ukupne godišnje proizvodnje

cca 445 GWh. Ove vjetroelektrane osim prihvaćenih Uslova za priključak koje izdaje

30

Elektroprenos BiH, posjeduju i potrebne saglasnosti od entitetskih Vlada: VE Trusina

(Pinst= 51MW, godina ulaska u pogon 2018.), VE Podveležje (Pinst= 48MW, godina ulaska u

pogon 2019.), VE Mesihovina (Pinst=50,6 MW, godina ulaska u pogon 2018.). Što se tiče ostalih

vjetroelektrana, u Republici Srpskoj je Ministarstvo industrije, energetike i rudarstva izdalo

potrebne saglasnosti i za vjetroelektranu VE Hrgud (Pinst= 48MW), za koju nisu izdati Uslovi za

priključak (nema revidovan Elaborat priključka), tako da nije bilansirana u Indikativnom planu.

U Federaciji BiH, prihvaćene Uslove za priključak, osim VE Podveležje i VE Mesihovina,

posjeduje još 12 vjetroelektrana, ukupne instalisane snage od oko 607MW, ali one nisu

bilansirane u Indikativnom planu jer nemaju prethodnu elektroenergetsku saglasnost za

priključak, koju izdaje Federalno ministarstvo energije, rudarstva i industrije.

31

9 POTREBAN IZNOS AFRR ZA VE U EES BIH

Za procjenu potrebnog iznosa aFRR za EES BiH razmatran je period od 1.5.2016. do 30.4.2017.

godine, pri čemu su u obzir uzeti neophopdni statistički pokazatelji ostvarenja odstupanja EES

BiH i odstupanja proizvodnje vjetroelektrana za isti period. Uzet je period od petog mjeseca iz

razloga što je balansno tržište organizovano od početka 2016. godine, tako da prvi mjeseci kao

početni u radu tržišta nisu uzeti u obzir, kao i zbog raspoloživih podataka odstupanja proizvodnje

VE u EES Hrvatske.

9.1 Procjena regulacione rezerve

Krive trajanja odstupanja, odstupanja EES BiH i odstupanja proizvodnje VE su prikazane na

sljedećim slikama.

Slika 9.1. Odstupanje sistema i kriva trajanja odstupanja

32

Slika 9.2. Odstupanje proizvodnje VE u EES Hrvatske i kriva trajanja odstupanja

Tabela 9.1. Statistika odstupanja EES BiH i proizvodnje VE u HR (01.05.2016-30.04.2017.)

(MW)

BiH VE HR

Maks. vrijednost 239 144

Min. vrijednost -314 -201

<50MW 98 % 87 %

<30MW 94 % 70 %

<20MW 87% 56%

Srednja vrijednost (μ) 2,4 -5,6

Standardna devijacija (σ) 19,3 33,4

RMSE 19,5 33,8

Vjerovatnoća 98% 45 78

Vjerovatnoća 99% 50 86

Odstupanja EES BiH u razmatranom periodu u odnosu na odstupanja za 2016. godinu imaju

znatno bolje statističke pokazatelje, što ide u prilog činjenici zašto je ovaj period uzet u

razmatranje. Procenti za odstupanja do 20MW, 30MW i 50MW iznose 87%, 94% i 98%

respektivno, što pokazuje da se radi o dobrom sistemu balansiranja. Naime, za vjerovatnoću od

33

99%, odstupanje iznosi 50MW, što dovodi do zaključka da se iznos aFRR određen formulom iz

Mrežnog kodeksa LFCR može smatrati zadovoljavajućim.

Prognoza proizvodnje VE u Hrvatskoj se radi u D-1 što neminovno unosi priličnu neizvjesnost

prilikom planiranja te su stoga i odstupanja same proizvodnje VE veća. Uobičajena vrijednost

RMSE(%) za VE se kreće do 5%, međutim za EES Hrvatske ta vrijednost se kreće oko 8%

(RMSE/PVEinstalisano). Prelaskom na manji vremenski okvir planiranja (npr. 4-satni ili manji),

kvalitet planiranja proizvodnje bi se bitno poboljšao, što bi uticalo i na veličinu potrebnog aFRR,

a posljedično i na troškove balansiranja VE.

9.2 Procjena aFRR

Za procjenu potrebnog iznosa aFRR koriste se podaci odstupanja EES BiH i odstupanja

proizvodnje VE Hrvatske. Normalna kriva raspodjele odstupanja BiH i proizvodnje VE su radi

poređenja prikazane na sljedećoj slici. Srednje vrijednosti su svedene na nulu, pri čemu su ostali

statistički pokazatelji ostali isti. Širina „zvona“ je određena standardnom devijacijom koja je

znatno veća kod VE, što je uočljivo na slici, ali i uvidom u procentualne iznose odstupanja, npr.

do 50MW .

Slika 9.3. Normalna kriva raspodjele odstupanja BiH i odstupanja proizvodnje VE

Normalna kriva raspodjele sume odstupanja EES BiH i odstupanja proizvodnje VE je prikazana

na sljedećoj slici. Standardna devijacija (σ) iznosi 38,4MW.

34

Slika 9.4. Normalna kriva raspodjele sume odstupanja BiH i odstupanja proizvodnje VE

Proračun aFRR prema ostvarenom vršnom konzumu EES BiH i Hrvatske je

Tabela 9.2. Iznosi aFRR prema vršnom konzumu

EES Hrvatska EES BiH Hrvatska/BiH

Vršni konzum (MW) 2788 2142 1,30

aFRR (MW) 75 60 1,25

Vrijednosti aFRR izračunate prema vršnim mjesečnim konzumima su nešto manje i stoga nije

neophodno da se prikazuju. U toku eksploatacije poželjno je da Operator sistema radi proračun

na mjesečnom nivou. Ove vrijednosti su prikazane samo kao uvid u veličine EES BiH i

Hrvatske.

Za procjenu aFRR korištena su dva sljedeća pristupa:

1. Na iznos aFRR koji je proračunat na osnovu odstupanja EES BiH za razmatrani period

dodaje se proračunati iznos aFRR proračunat na osnovu odstupanja proizvodnje za

instalisani kapacitet VE ≈420MW. U tom slučaju na osnovu tabele 9.1. i slike 9.4.

vrijednosti aFRR bi bile sljedeće:

35

Tabela 9.3. Iznos aFRR kao dodatna snaga za VE (420 MW)

(MW) BiH VE HOPS aFRR

Vjerovatnoća 98%

(ne pokriva 175 h/god.) 45 78 123

Vjerovatnoća 99%

(ne pokriva 88 h/god.) 50 86 136

Na osnovu vrijednosti RMSE(%) aFRR se proporcionalno može svoditi i na druge

iznose, pri čemu bi se mjenjao samo iznos odstupanja VE tj. dodatnog iznosa aFRR za

VE dok potreban aFRR za odstupanje BiH ostaje isti. U tom slučaju vrijednosti za aFRR

za različite scenarije izgradnje VE su sljedeće:

Tabela 9.4. Iznos aFRR za različite scenarije izgradnje VE

Scenario (MW) 150 350 500 640 900

Dodatni aFRR (98%) 28 65 93 119 167

Dodatni aFRR ( 99%) 31 72 102 131 184

Ukupno aFRR (98%) 73 110 138 164 212

Ukupno aFRR (99%) 81 122 152 181 234

2. Proračun ukupnog aFRR izvršen je na osnovu sume odstupanja EES BiH i odstupanja

proizvodnje VE (420 MW instalisane snage). Pri ovakvom proračunu vrijednosti aFRR bi

bile:

(MW) 98% 99%

aFRR 89 98

Veoma važno je napomenuti da ovaj pristup može dovesti do pogrešne procjene aFRR iz

razloga što zbir odstupanja EES BiH i odstupanja proizvodnje VE ne prati stvarno

odstupanje regulacionog područja. Ovakav pristup bi se mogao primjenjivati samo nakon

instalisanja prvih vjetroparkova u BiH i stečenog iskustva pri eksploataciji tih VE u EES

BiH. Stoga ovakav pristup se može posmatrati samo kao pokazni pri ovoj analizi.

U skladu sa rezultatima koji se odnose na prvi pristup bez obzira koji scenario se razmatra

uočava se da je potrebni aFRR veći od sadašnjeg potrebnog nivoa. Posebno treba naglasiti da je

proizvodnja VE prioritetna bez obzira koji je period dana ili godine te je stoga neophodno

obezbjediti aFRR i kroz noć, tokom cijele godine, minimalno jednak iznosu dodatnog aFRR.

Vremenski okvir planiranja proizvodnje VE (4-satni...) ima veoma veliki uticaj i na iznose

aFRR, što znači da su pri manjim vremenskim okvirima i iznosi aFRR takođe manji. Način i

36

metod, kao i ko će vršiti planiranja treba da budu predmet budućih diskusija i nisu predmet ove

analize. Prema iskustvima evropskih operatora sistema, nastoji se implementirati planiranje

proizvodnje za sve VE u jednom centru, što ne umanjuje značaj i planiranje na nivou jedne VE,

čime bi se dodatno uticalo na potreban iznos aFRR.

Ukoliko bi se dio odstupanja nastojao smanjiti angažovanjem mFRR, treba imati u vidu

ograničenja koja se odnose na aktivaciju mFRR. U važećim Procedurama za pomoćne usluge7

definisana su ograničenja pri angažovanju ponuda sa ugovorenim kapacitetom mFRR nagore,

odnosno nadole. To su:

Minimalno trajanje angažovanja tercijarne regulacije je 1 sat.

Ukupno dnevno trajanje angažovanja tercijarne regulacije jedne ponude je maksimalno

do 8 sati, jednokratno ili u više aktivacija.

Period između dva angažovanja jedne ponude je 2 sata.

Kako je navedeno, obezbjeđenje dijela regulacione rezerve putem mFRR bi poskupilo sistem

balansiranja zbog velikog broja aktivacija mFRR. Uzimajući u obzir ove činjenice potrebno je

nastojati da se obezbjedi što veći aFRR za pokrivanje odstupanja EES BiH sa VE.

9.3 Potencijalni iznosi aFRR

Trenutno za EES BiH regulaciona rezerva se obezbjeđuje u BiH. Potrebni i realizovani kapaciteti

za regulacionu rezerve, prije svega aFRR i mFRR za protekli period su prikazani u prethodnim

poglavljima. Veoma često na satnom nivou nije obezbjeđen aFRR u skladu s potrebnim nivoom.

U skladu s tehničkim mogućnostima pružalaca usluga iz hidroelektrana, potencijalni iznosi

aFRR su dati u sljedećoj tabeli.

Tabela 9.5. Hidroelektrane koje mogu pružati sekundarnu regulaciju.

Pružalac pomoćnih usluga aFRR (MW)

EPBiH HE Jablanica (G1-6) ±54

ERS

HE Trebinje 1 (G1-3) ±54

HE Višegrad (G2) ±17

HE Bočac (G1,2) ±25

EPHZHB HE Rama (G1,2) ±24

HE Jajce (G1,2) ±13

UKUPNO ±187

U skladu s vrijednostima iz tabele vidi se da postoji prostor za unapređenje rada sekundarne

regulacije. Iznos od 187MW je maksimalni potencijalni iznos aFRR koji mogu pružiti navedene

7

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Trziste/Dokumenti/Procedure%20za%20PU/BOS/Procedure%20za%20pomo

cne%20usluge%20za%202017%20BOS.pdf

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Trziste/Dokumenti/Procedure%20za%20PU/BOS/Procedure%20za%20pomocne%20usluge%20za%202017%20BOS.pdf

http://www.nosbih.ba/files/dokumenti/Trziste/Dokumenti/Procedure%20za%20PU/BOS/Procedure%20za%20pomocne%20usluge%20za%202017%20BOS.pdf

37

elektrane. Međutim, u stvarnim uslovima rada treba imati u vidu da ovaj kapacitet ne može biti

raspoloživ tj. nije moguće ostvariti angažovanje proizvodnih jedinica sa proizvodnjom na

srednjoj tački radnog opsega generatora tokom cijele godine zbog sljedećih razloga:

minimalna ili maksimalna proizvodnja generatora zbog nivoa jezera ili velikih dotoka,

hidrologija,

remonata proizvodnih jedinica i postrojenja,

njega generatora,

obaveze snabdjevanja konzuma,

potiskivanja proizvodnje HE zbog proizvodnje TE.

Sve navedene elektrane su nominovane u skladu s Procedurama o pomoćnim uslugama. Ostale

HE u okviru EES BiH koji bi eventualno mogle pružati pomoćnu uslugu sekundarne regulacije

nisu nominovane, pa nisu ni uzete u obzir kod određivanja maksimalnog potencijalnog iznosa

aFRR. Ukoliko ih bude još, stvara se mogućnost za povećanje aFRR i kvalitetniji rad sekundarne

regulacije.

9.4 Procjena troškova kapaciteta aFRR

U skladu sa dodatnim vrijednostima aFRR iz poglavlja 9.2. izvršena je procjena godišnjih

troškova potrebnih kapaciteta aFRR za različite scenarije instalisane snage vjetroelektrana i

različite vjerovatnoće, prema ostvarenim troškovima kapaciteta u 2016. godini, što je pokazano u

tabeli.

Tabela 9.6. Procjena godišnjih troškova dodatnih kapaciteta aFRR prema troškovima iz 2016.

godine.

VE (MW) 150 350 500 640 900

Dodatni aFRR (98%) 28 65 93 119 167

aFRR nevršni

(mil.KM) 2,218 5,149 7,367 9,427 13,230

aFRR vršni (mil. KM) 6,104 14,170 20,274 25,942 36,405

Ukupno (mil.KM) 8,322 19,319 27,641 35,369 49,635

Dodatni aFRR

(99%) 31 72 102 131 184

aFRR nevršni

(mil.KM) 2,456 5,704 8,080 10,378 14,576

aFRR vršni (mil. KM) 6,757 15,696 22,236 28,558 40,112

Ukupno (mil.KM) 9,213 21,400 30,316 38,936 54,688

U Tabeli 9.7. su izračunati godišnji troškovi potrebnih ukupnih kapaciteta aFRR za balansiranje

EES BiH sa uključenim dodatnim kapacitetima aFRR za balansiranje VE.

38

Tabela 9.7. Procjena ukupnih godišnjih troškova kapaciteta aFRR, prema troškovima iz 2016.

godine.

VE (MW) 150 350 500 640 900

Ukupni aFRR (98%) 73 110 138 164 212

aFRR nevršni

(mil.KM) 5,783 8,714 10,932 12,992 16,795

aFRR vršni (mil. KM) 15,914 23,980 30,084 35,752 46,215

Ukupno (mil.KM) 21,697 32,694 41,016 48,744 63,010

Ukupni aFRR (99%) 81 122 152 181 234

aFRR nevršni

(mil.KM) 6,417 9,665 12,041 14,338 18,537

aFRR vršni (mil. KM) 17,657 26,596 33,136 39,458 51,012

Ukupno (mil.KM) 24,074 36,261 45,177 53,796 69,549

Navedeni troškovi za kapacitet aFRR su izračunati prema ostvarenim cijenama za 2016. godinu,

koje su bile niže od regulisane maksimalne granične cijene za 1 MW kapaciteta na mjesečnom

nivou, koju je odredio DERK, a iznosila je 30.000 KM/mjesec ili prosječno 360.000 KM/godinu.

Što znači da je ostvarena maksimalna cijena kapaciteta i navedeni troškovi bi bili veći, npr. za

350MW instalisane snage VE, vjerovatnoću 98% i potrebni kapacitet 110 MW, ukupni troškovi

umjesto 32,7 miliona KM bi iznosili 39,6 miliona KM. Pretpostavljamo da bi sa većom

potražnjom za kapacitetima aFRR i cijene bile sve više.

U analizi je predviđeno da se kapacitet mFRR ne mijenja bez obzira na scenarije ulaska

vjetroelektrana, tako da procjene troškova kapaciteta mFRR nisu razmatrane.

9.5 Procjena troškova dodatnih kapaciteta mFRR

U ovom poglavlju poređenja radi data je procjena troškova dodatnih kapaciteta za slučaj da se

regulaciona rezerva za balansiranje neželjenih odstupanja prebaci sa aFRR na mFRR. Sa

trenutno važećim procedurama za pomoćne usluge, ovaj pristup trenutno nije primjenjiv, pa

stoga sljedeće podatke treba isključivo posmatrati kao komparativne.

U tabeli 9.8 je izvršena procjena dodatnih godišnjih troškova kapaciteta mFRR, koji bi se

koristili umjesto dodatnih kapaciteta aFRR. Tabela 9.9. pokazuje procjenu ukupnih godišnjih

troškova za kao sumu troškova potrebnih kapaciteta aFRR (45MW za 98% i 50MW za 99%

vjerovatnoće), zatim dodatnih troškova kapaciteta mFRR (iz tabele 9.8.) i ostvarenih troškova

kapaciteta mFRR u 2016. godini (realizovani kapacitet mFRR nagore i nadole).

39

Tabela 9.8. Procjena godišnjih troškova dodatnih kapaciteta mFRR umjesto dodatnih aFRR

prema troškovima iz 2016. godine.

VE (MW) 150 350 500 640 900

Dodatni mFRR (98%)

MW 28 65 93 119 167

mFRR nagore (mil. KM) 2,170 5,038 7,209 9,224 12,944

mFRR nadole (mil. KM) 0,378 0,877 1,255 1,606 2,254

Ukupno (mil. KM) 2,548 5,916 8,464 10,830 15,199

Dodatni mFRR (99%)

MW 31 72 102 131 184

mFRR nagore (mil. KM) 2,403 5,581 7,906 10,154 14,262

mFRR nadole (mil. KM) 0,418 0,972 1,377 1,768 2,484

Ukupno (mil. KM) 2,821 6,553 9,283 11,922 16,746

Tabela 9.9. Procjena ukupnih godišnjih troškova kapaciteta aFRR i mFRR, prema troškovima iz

2016. godine.

VE (MW) 150 350 500 640 900

određeni aFRR (98%) (mil. KM) 13,375 13,375 13,375 13,375 13,375

dodatni mFRR (98%) (mil. KM) 2,548 5,916 8,464 10,830 15,199

realizovani mFRR (98%) (mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046

Ukupno (98%) mil. KM 27,969 31,337 33,885 36,251 40,620

određeni aFRR (99%) (mil. KM) 14,861 14,861 14,861 14,861 14,861

dodatni mFRR (99%) (mil. KM) 2,821 6,553 9,283 11,922 16,746

realizovani mFRR (99%) (mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046

Ukupno (99%) mil. KM 29,728 33,460 36,190 38,830 43,653

Potrebno je napomenuti da bi ukupni godišnji troškovi bili veći za oko 120.000 KM, jer u

troškovima realizovanih kapaciteta mFRR u 2016. godini (12,046 miliona KM), nije bilo

zakupljenih kapaciteta mFRR nadole za prva tri mjeseca 2016. godine, a procjena tih troškova

(oko 120.000 KM) nije uzimana u obzir.

40

9.6 Procjena troškova ukupne balansne energije

U sljedećoj tabeli su dati rezultati procjene troškova ukupne balansne energije za različite

scenarije instalisanih kapaciteta VE i za različite vjerovatnoće satnih odstupanja energije za

jednu godinu. Troškovi balansne energije su procijenjeni na osnovu ostvarenih odstupanja u BiH

i ostvarenih odstupanja VE u Hrvatskoj. Procjena je urađena sa ostvarenim prosječnim cijenama

balansne energije nagore i nadole u 2016. godini.

Tabela 9.10. Procjena godišnjih troškova ukupne balansne energije prema cijenama iz 2016.

godine.

VE (MW) 150 350 500 640 900 Balansna energija nagore

(98%) (mil. KM) 5,318 12,408 17,725 22,689 31,906

Balansna energija nadole

(98%) (mil. KM) 0,989 2,308 3,298 4,221 5,936

Ukupni troškovi (98%)

(mil.KM) 6,307 14,716 21,023 26,909 37,841

Balansna energija nagore

(99%) (mil.KM) 5,554 12,960 18,515 23,699 33,327

Balansna energija nadole

(99%) (mil.KM) 1,036 2,418 3,454 4,421 6,217

Ukupni troškovi (99%)

(mil.KM) 6,591 15,378 21,969 28,120 39,544

9.7 Procjena ukupnih troškova balansiranja

U sljedećoj tabeli prikazana je procjena ukupnih troškova balansiranja koji obuhvataju ukupne

troškove za kapacitete aFRR, mFRR i energiju balansiranja.

Tabela 9.11. Procjena ukupnih godišnjih troškova prema cijenama iz 2016. godine.

VE (MW) 150 350 500 640 900

Ukupni troškovi aFRR (98%)

(mil. KM) 21,697 32,694 41,016 48,744 63,010

Ukupni troškovi mFRR (98%)

(mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046

Ukupni troškovi balansne

energije (98%) (mil.KM) 6,307 14,716 21,023 26,909 37,841

Ukupni god. troškovi (98%)

(mil.KM) 40,1 59,5 74,1 87,7 112,9

Ukupni troškovi aFRR (99%)

(mil. KM) 24,075 36,261 45,177 53,796 69,549

Ukupni troškovi mFRR (99%)

(mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046


energije (99%) (mil.KM) 6,591 15,378 21,969 28,12 39,544


(mil.KM) 42,7 63,7 79,2 94,0 121,1

41

Tabela 9.12. Procjena ukupnih godišnjih troškova sa dodatnom mFRR prema cijenama iz 2016.

godine.

VE (MW) 150 350 500 640 900

Ukupni troškovi kapaciteta

aFRR (98%) (mil. KM) 13,375 13,375 13,375 13,375 13,375

Dodatni troškovi kapaciteta

mFRR (98%) (mil. KM) 2,548 5,916 8,464 10,830 15,199

Realizovani troškovi mFRR (iz

2016.) (98%) (mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046


energije (98%) (mil. KM) 6,307 14,716 21,023 26,909 37,841


(mil. KM) 34,3 46,1 54,9 63,2 78,5

Ukupni troškovi kapaciteta

aFRR (99%) (mil. KM) 14,861 14,861 14,861 14,861 14,861

Dodatni troškovi kapaciteta

mFRR (99%) (mil. KM) 2,821 6,553 9,283 11,922 16,746

Realizovani troškovi mFRR (iz

2016.) (99%) (mil. KM) 12,046 12,046 12,046 12,046 12,046


energije (99%) (mil. KM) 6,591 15,378 21,969 28,120 39,544


(mil. KM) 36,3 48,8 58,2 66,9 83,2

Iz prethodnih tabela se vidi da bi troškovi za balansiranje EES BiH bili niži ukoliko bi se

neželjena odstupanja pokrivala aktivacijom mFRR, umjesto aFRR. Razlika u ukupnim

troškovima se kreće od 5,774 miliona KM do 37,942 miliona KM za različite scenarije

instalisanih VE i za različite vjerovatnoće pokrivenosti odstupanja.

Potrebno je naglasiti da bi se regulacijom odstupanja sa mFRR umjesto sa aFRR, pored značajne

uštede u troškovima, izgubilo na kvalitetu balansiranja obzirom na odnos parametara vrijeme

aktivacije rezerve / varijacija proizvodnje VE. Iz tog razloga će se tek sa ulaskom prvih VE moći

procijeniti koji je odnos dodatne regulacione rezerve aFRR – mFRR optimalniji. Naravno, sve

navedeno će zavisiti od više faktora, a prvenstveno od ponude i cijena aFRR i mFRR na

balansnom tržištu.

42

10 ZAKLJUČAK

Glavni cilj analize je bio da se procijeni potrebna regulaciona rezerva za integraciju

vjetroelektrana u prenosni sistem BiH po određenim scenarijima.

Polazeći od pretpostavke da će razvoj prenosne mreže pratiti dinamiku izgradnje proizvodnih

objekata, analiza ne obuhvata razvoj prenosne mreže sa aspekta prihvata potencijalne snage iz

planiranih objekata VE. Dakle, analiza se bazirala samo na mogućnosti obezbjeđenja regulacione

rezerve i procjenu troškova balansiranja, dok troškovi pojačanja mreže i podsticaj za VE nisu

razmatrani.

Analiza je pokazala potencijalne probleme u upravljanju i eksploataciji elektroenergetskog

sistema pri integraciji VE u sistem, prvenstveno sa stanovišta regulacije proizvodnje iz ovih

izvora, koji su uzrokovani kvalitetom i kvantitetom pomoćnih usluga.

Iz podataka izloženih u poglavljima 4. i 5. evidentno je da i u sadašnjim uslovima rada bez

integrisanih VE, postoje problemi u obezbjeđivanju potrebnih rezervi kapaciteta regulacione

rezerve, posebno za nevršne sate. Bez obzira na činjenicu da je značajan broj sati (698) u

nevršnom periodu, ukupno 116 dana, nepokriven sa aFRR u toku 2016. godine odstupanja EES

BiH (data u poglavlju 3.) su i u tim periodima zadovoljavajuća. U prva četiri mjeseca 2017.

godine broj sati u nevršnom periodu iznosi 551 ili 92 dana, što pokazuje da je situacija čak lošija

u odnosu na 2016.

Sa integracijom VE odstupanja sistema će se značajno povećati, jer je vjetar kao stohastička

pojava nepredvidiv, pa se potreba za količinama regulacione rezerve za balansiranje VE u

nevršnim satima izjednačava sa potrebama iz vršnih sati. Dakle, ne može se dozvoliti, kao što je

to često bio slučaj, da nevršni sati nisu pokriveni potrebnim količinama regulacione rezerve.

U noćnim satima, kada su programi razmjene mali, potrebe konzuma BiH uglavnom se

zadovoljavaju proizvodnjom iz termoelektrana, dakle bez potrebe za angažovanjem proizvodnje

iz hidroelektrana. Ulazak VE u pogon zahtjeva prilagođavanje proizvodnje termoelektrana

proizvodnji VE (redispečing). Ilustracije radi, u sezoni proljeće/ljeto/jesen u nevršnim satima,

prosječna potrošnja EES BiH je od 1000-1150MW, dok je prosječna snaga termoelektrana na

mreži (ne računajući TE Stanari) ≈1300MW. Ovo bi u velikom broju slučajeva značilo i potrebu

za izlaskom određenih termo blokova sa mreže.

Pristup kojim se vodi Hrvatska, odnosno HOPS, gdje se odstupanja nastala proizvodnjom iz VE

otklanjaju aktivacijom mFRR, a aFRR prvenstveno služi za korekciju greške koja je uzrokovana

lošom prognozom konzuma, je prije svega iznuđeno rješenje. Kao što je rečeno u poglavlju 6.

gdje su opisana iskustva Hrvatske, takav princip regulacije je uzrokovan nedovoljnim brojem

konvencionalnih elektrana sposobnih da pruže uslugu aFRR. Kako bi što više nadomjestili taj

nedostatak, HOPS je u saradnji sa regulacionim područjima iz Slovenije i Austrije (ELES, APG)

pristupio optimizaciji aktivacije sekundarne rezerve tzv. INC (Imbalance Netting Cooperation), s

ciljem izbjegavanja aktivacije sekundarne rezerve u suprotnim smjerovima, a kojim se umanjuju

neželjena odstupanja uzrokovana nepredvidljivom proizvodnjom VE.

43

Suštinski razlozi koji otežavaju primjenu koncepta iz Hrvatske u EES BiH se mogu sumirati u

dva sljedeća:

1) Regulacija neželjenih odstupanja aktivacijom mFRR u sadašnjim uslovima i procedurama

aktivacije ne može se postići zbog sljedećeg:

Vrijeme potrebno za aktivaciju mFRR je minimalno 15min od davanja dispečerskog naloga,

što je relativno puno vremena ako se uzme u obzir brzina varijacija proizvodnje VE. Sa

druge strane minimalno vrijeme aktivacije je 1h što zahtijeva izuzetno dobru procjenu u

pogledu iznosa aktivirane rezerve.

Pod pretpostavkom da je na osnovu pravilne procjene iznosa i trajanja odstupanja dispečer

aktivirao mFRR, a potom i obustavio, sadašnja procedura mu za slučaj ponovnog

angažovanja ne dozvoljava novu aktivaciju iste proizvodne jedinice u roku od 2h od

završetka aktivacije, nego mora preći na prvu sljedeću ponudu. Jednostavnom logikom,

dolazi se do zaključka da nakon nekoliko uzastopnih aktivacija (što je sasvim izvjesno), više

nemamo na raspolaganju mFRR, pa time odstupanja ostaju nepokrivena a dodatni problem

nastaje za slučaj ispada većih proizvodnih/potrošačkih jedinica.

2) Tržišna pravila koja su u primjeni ne omogućavaju nabavku sekundarne regulacije izvan

regulacionog područja BiH, a ne postoji ni opcija „imbalance netting-a“ s drugim

regulacionim područjima.

Obaveza NOSBiH, koji upravlja regulacionim područjem BiH je da neželjena odstupanja svede

na najmanji mogući nivo, što u dobroj mjeri i čini, s obzirom da je greška sistema u 91,5%

vremena u opsegu ±30MW. Sadašnji princip poravnanja neželjenih odstupanja u sinhronoj zoni

kontinentalna Evropa vrši se kompenzacijom energije. Međutim, ENTSO-E u narednom periodu

ima u planu da napusti ovakav način poravnanja i da ga zamjeni finansijskim. Ovo je razlog više

zašto se mora oprezno pristupiti problematici integracije VE u EES BiH, jer paušalan pristup u

određivanju maksimalne snage prihvata može u budućnosti izazvati velika odstupanja u sistemu,

a analogno tome i značajne troškove subjektima odgovornim za pokrivanje nastalog debalansa,

što bi u konačnici imalo reperkusije na krajnje potrošače u BiH.

Iskustva Hrvatske po ovom pitanju, gdje su vlasnici VE oslobođeni bilo kakvih obaveza u

prognozi i balansnoj odgovornosti nisu najsjajnija. I pored opreznijeg pristupa koji je

podrazumijevao povećanje maksimalne snage prihvata iz VE sa oko 400MW na 744MW tek po

dostizanju prvobitne kvote od 400MW (VE u pogonu), došlo se do velikih troškova za

balansiranje sistema. U skladu s izvještajem HOPS-a (poglavlje 6.) ukupan trošak balansiranja

VE u 2015. godini (instalisana snaga oko 350MW) je iznosio 36 mil. Eura, od čega je fiksni dio

troška balansiranja (rezerva snage) iznosio 25,8 mil. Eura (72%), a varijabilni dio troška

(aktivacija) iznosio 10,2 mil. Eura (28%).

Na osnovu ostvarenih troškova za 2016. godinu izvršena je procjena troškova potrebne rezerve

regulacione snage i troškova balansne energije za različite scenarije integracije VE. Iz izloženog

u poglavlju 9. se vidi da su potrebna sredstva za obezbjeđenje aFRR i mFRR značajna. U skladu

s odobrenom kvotom integracije VE od 350 MW u EES BiH, procijenjeni dodatni trošak za

kapacitet aFRR za 98% i 99% vjerovatnoće bi iznosio 19,3 odnosno 21,4 mil. KM, respektivno.

Ukupni procijenjeni troškovi kapaciteta (aFRR, mFRR) i energije balansiranja za 98% i 99% bi

iznosili 59,5 i 63,7 mil. KM, respektivno. Poređenja radi, ostvareni ukupni trošak balansiranja

EES BiH u 2016. godini je iznosio 27,6 mil. KM. Ovdje se mora napomenuti da je za procjenu

44

troškova u obzir uzet iznos od 12 mil. KM realizovanog kapaciteta mFRR (143MW nagore i

69MW nadole) koji je bio manji u odnosu na potrebni kapacitet (184 MW nagore i 93MW

nadole).

Kao bitan činilac koji može značajno uticati na iznose regulacione rezerve i energiju

balansiranja, a samim tim i na ukupne troškove balansiranja, jeste vremenski okvir planiranja

proizvodnje VE ..

Činjenica koja dodatno problematizuje ovu tematiku jeste nedorečenost i neusklađenost

postojećih zakonskih i podzakonskih akata iz oblasti obnovljivih izvora energije, gdje nisu jasno

definisane nadležnosti i obaveze subjekata u EES BiH.

Za povećanje odobrene snage od 350MW potrebno je koristiti oprezniji pristup jer još uvijek

nemamo priključenih VE na prenosnoj mreži, a time i neposrednih iskustava koja bi dala

usmjerenja za buduće aktivnosti koje se odnose na balansiranje sa integrisanim VE u EES BiH.

Kako bismo spremno dočekali prve MW iz VE definisane postojećim kvotama i u narednom

periodu stvorili uslove za povećanje kvota prihvata snage iz VE, potrebno je da svi odgovorni

subjekti u svom djelokrugu odgovornosti, daju svoj doprinos u rješavanju problema

identifikovanih ovom analizom:

Jasno definisanje nadležnosti i obaveza u smislu balansne odgovornosti odgovarajućim

zakonima i podzakonskim aktima.

Stimulisati pružaoce pomoćnih usluga u BiH kako bi se obezbijedio potrebni obim aFRR i

mFRR, posebno u nevršnim satima.

Liberalizacija tržišta u smislu omogućavanja nabavke neophodnih regulacionih rezervi i

izvan granica BiH, a prvenstveno aFRR, kao i uspostavljanje saradnje sa drugim

operatorima sistema po pitanju optimizacije aktivacije sekundarne rezerve tzv. Imbalance

Netting Cooperation.

Proširenje kapaciteta prenosne mreže koje će pratiti dinamiku izgradnje i priključenja VE.

Kvalitetnije planiranje potrošnje. Odstupanja konzuma su mnogo veća nego odstupanje

sistema, što rezultira većim angažovanjem regulacionih rezervi u svrhu smanjenja tih

odstupanja. Prognoze potrošnje koje NOSBiH-u dostavljaju BOS-ovi treba da budu

preciznije kako bi se smanjio udio angažovanja regulacionih rezervi u ove svrhe, a samim

tim i smanjenje troškova.

Sagledati i iskoristiti iskustva drugih država za što kvalitetniju prognozu proizvodnje VE.

Važno je napomenuti da su analizom razmotreni samo tehnički aspekti koji se odnose na iznose

kapaciteta regulacione rezerve i troškove balansiranja za određene scenarije integracije VE u

EES BiH. Takođe, ova analiza ne prejudicira iznose kapaciteta VE za podsticaj koji su u

nadležnosti resornih entitetskih ministarstava i regulatornih komisija, a koji su manji od trenutno

odobrene kvote od 350MW, što znači da ne treba praviti paralelu između odobrene kvote na

osnovu tehničkih mogućnosti regulacije EES BiH i iznosa za podsticaj. Međutim, potrebno je

naglasiti da se ovim ne prave ni prepreke eventualnim investitorima za izgradnju VE koji ne žele

biti u sistemu podsticaja, a čija je instalisana snaga u okviru odobrene kvote.

45

11 IZVJEŠTAJ REVIDENTA

Marko Lovrić, dipl. el. ing.

11.1 Uvod

Operator prijenosnog sustava ima osnovnu misiju da održava ravnotežu/balans između

proizvodnje i uvoza električne energije s potrošnjom i izvozom električne energije u

elektroenergetskom sustavu, te da riješava eventualna zagušenja u prijenosnoj mreži.

Da bi osigurao ove svoje osnovne misije Operator prijenosnog sustava rapolaže sistemskim i

pomoćnim uslugama koje se sastoje od primarne, sekundarne i tercijarne rezerve, za regulaciju

frekvencije i snage u elektroenergetskom sistemu. U pružanju ovih usluga učestvuju većinom

proizvodni objekti, odnosno elektrane i postrojenja potrošnje, te susjedni operatori prijenosnih

sistema.

Pored toga Operator prijenosnog sustava zbog sigurnog vođenja sustava i sigurne opskrbe

potrošača rapolaže i s ostalim sistemskim uslugama kao što je regulacija napona i uspostava

normalnog funkcionisanja sistema nakon poremećaja (pokretanje elektrana bez prisustva napona

i otočni rad elektrana).

Primarna i sekundarna rezerva snage se aktiviraju automatski u vremenu koje traje nekoliko

sekundi do nekoliko minuta s svrhom regulacije frekvencije i snage razmjene s susjednim

regulacijskim područjima, dovodeći tu snagu razmjene na planirane iznose.

Aktivacija tercijarne rezerve snage se vrši ručno slanjem naloga dispečera Operatora prijenosnog

sustava proizvodnim i potrošačkim postrojenjima priključenim na prijenosnu i distribucijsku

mrežu koja mogu brzo promjeniti predviđeni program snage u svrhu uravnoteženja.

Troškovi (prihodi/rashodi) koje ima Operator prijenosnog sistema za održavanje ravnoteže u

elektroenergetskom sustavu i rješavanja zagušenja u prijenosnoj mreži se namiruju jednim

dijelom od korisnika prijenosne mreže preko tarife za korištenje prijenosne mreže (rezerva

snage, zagušenje u mreži), a drugim dijelom prihodom od strana odgovornih za uravnoteženje

svoje bilance (odstupanja/greške), odnosno balansnih grupa BG, za pokrivanja troškova

balansne energije/energije uravnoteženja od pružatelja.

11.2 Moguća snaga integracije VE

Sagledavajući sve energetsko ekonomske aspekte integracije vjetroelektrana, NOSBiH smatra da

se u narednom periodu integracija VE u elektroenergetski sistem BiH vrši prema ranije

odobrenim kvotama od strane regulatorne agencije (350MW) što bi trebao biti indikativni plan u

razvoju novih proizvodnih kapaciteta vjetroelektrana.

11.3 Troškovi priključenja i vlasničko razgraničenje

Ukupne troškove priključenja vjetroelektrana na prijenosnu mrežu i stvaranje tehničkih uvjeta u

mreži (pojačanje mreže, rješavanje kriterija (n-1)) trebaju snositi investitori vjetroelektrana.

Nakon dobivanja uporabne dozvole postrojenja za priključenje vjetroelektrana na prijenosnu

mrežu i puštanja u pogon, postrojenja koja su u funkciji prijenosne mreže investitor treba

prenijeti u vlasništvo Operatora prijenosnog sustava na upravljanje i održavanje prema tački

razgraničenja vlasništva koja su propisana Mrežnim pravilima.

46

11.4 Povećanje potrebne rezerve snage za balansiranje i dodatni troškovi

NOSBiH je napravio studiju na temu “Procjena potrebne snage za integraciju vjetroelektrana

u prenosni sistem BiH“. Autori studije su cjelokupnu postavljenu problematiku obradili

korektno, transparentno i sistemski stručno kako po pristupu tako i po metodologiji obrade.

Vrijednost ove studije se ogleda u:

Analizi potrebne rezerve snage za sekundarnu i tercijarnu regulaciju kod integracije

vjetroelektrana u prijenosnu mrežu, odnosno elektroenergetski sistem BiH, po određenim

scenarijama izgradnje vjetroelektrana i njihove integracije u elektorenergetski sistem BiH

s energetskog i ekonomskog aspekta.

Sagledavanju u kratkoročnom i srednjeročnom periodu moguće integracije snage

vjetroelektrana u elektroenergetski sistem BiH za donošenje odgovarajućih odluka koje

su vezane za strategiju razvoja, pogon elektroenergetskog sistema i regulatorna pitanja

vezana za njihovu integraciju.

Zbog promjenjive i neupravljive proizvodnje VE i integracije predviđenog iznosa VE, zbog

balansiranja/uravnoteženja sistema, sigurnosti i urednog rada sistema, te sigurnosti

snadbjevanja potrošača u NOSBiH je potrebno dodatno povećati rezervu snage u sistemu za

oba smjera regulacije u iznosu +/-80 MW u odnosu na sadašnje stanje.

Ukoliko bi NOSBiH osigurao rezervu snage u aFRR (automatska sekundarna regulacija) ukupni

troškovi balansiranja za integraciju 350MW snage VE i i za vjerovatnost pokrivenosti odstupanja

od 99%, iznosili bi godišnje oko 63,7 mil. KM. Ukoliko bi se ova rezerva osigurala iz mFRR

(iz brze tercijarne regulacije), godišnji troškovi bi iznosli oko 48,8 mil. KM.

Operator za obnovljive izvore energije BiH (ili entiteta) bi trebao planirati rad i snositi

financijsku odgovornost za balansiranje VE u okviru balansne grupe koju bi sačinjavali svi

proizvodni obnovljivi izvori energije.

Polazeći od pretpostavke da bi prosječna apsolutna greška u kvaliteti prognoze VE mogla

iznositi 6% od instalirane snage vjetroelektrana od 350 MW, godišnji iznos energije odstupanja

(greška u prognozi VE) bi trebao iznositi oko +/- 90 GWh.

Troškovi energije odstupnja/debalansa VE, polazeći od pretpostavke da je razlika između

negativne i pozitivne greške oko 60 KM/MWh (može se kretati i znatno većim iznosima u EU

zemljama) iznosili bi godišnje oko 6,4 mil. KM.

Operator za obnovljive izvore ovaj iznos bi namirivao od vlasnika VE i prosljeđivao ga

NOSBiH čime bi se dijelom podmirivali troškovi balansne energije sustava koji se dobavljaju

od pružatelja usluga balansiranja (proizvođači, potrošači, susjedni operatori prijenosnog sustava i

dr.). Sve troškove vezane za balansiranje sistema NOSBiH, snose balansne grupe za svoje

debalanse energije/greške prema Tržišnim pravilima (financijsko uravnoteženje).

Najveći problem u integraciji VE u elektroenergetski sustav jesu noćni sati posebno u

slučajevima viška snage u sustavu kada se javlja manjak rezerve snage na niže. Uvođenje

negativne cijene za mFRR i RR za regulaciju na niže nameće se kao djelomično rješenje,

posebno kod velikih dotoka vode za hidroelektrane (preljeva) ili ako pri tome termoelektrane

moraju smanjivati svoju proizvodnju. Uvođenje negativne cijene za regulaciju na niže također

povećava troškove balansne energije NOSBiH , odnosno cijene energije debalansa/greške

balansnih grupa.

Kako bi što više nadomjestili taj nedostatak nedovoljne balansne energije u aFRR, NOSBiH bi

trebao u suradnji sa regulacionim područjima iz Slovenije, Austrije i Hrvatske (ELES, APG,

HOPS) pristupiti optimizaciji aktivacije sekundarne rezerve u tzv. INC (Imbalance Netting

47

Cooperation), s ciljem izbjegavanja aktivacije sekundarne rezerve u suprotnim smjerovima, a

kojim se dodatno umanjuju neželjena odstupanja uzrokovana nepredvidljivom proizvodnjom

VE. Uključenje što više regulacijskih područja (TSO) u ovaj sistem nameće se kao dio rješenja

problema regulacije za TSO koji za sada nisu u ovo uključeni.

Povećanje kvalitete prognoze proizvodnje vjetroelektrana i povećanje učestalosti prognoza

tijekom dana (FR 23 dnevno -RMSE 4,5%) može smanjiti grešku i potrebe rezerve snage i

njenog aktiviranja.

Također, bolja prognoza opterećenja konzuma (zamjenske krive i temperaturni koeficijenti u

sezoni grijanja i hlađenja) mogu smanjiti grešku sustava i svesti je na 1-1,5 % od ukupne

potrošnje.

Tehnička koordinacija ENTSO favorizira povećanje razmjene električne energije, čime se

omogućuje najbolje korištenje postojećih prijenosnih kapaciteta i optimizacija rezerve u

proizvodnim kapacitetima (smanjene investicija u proizvodne kapacitete za dogovoreni stepen

sigurnosti). Više nego ikada, u domeni električne energije, održavanje jedne uravnoteženosti

između konkurencije i tehničke kooperacije u razmjeni rezerve snage je bitno za dobro

funkcioniranje regulacijskih područja (kompromis između konkurencije, ekonomičnosti i

sigurnosti opskrbe).

Po uzoru na 19 TSO zapadne Europe, s ciljem izbjegavanja aktivacije mFRR rezerve u

suprotnim smjerovima (projekat će biti pušten u pogon 2021. godine), potrebno je pokrenuti

incijativu za zemlje istočne i jugoistočne Europe za projekat zajedničkog korištenje tercijarne

brze minutne rezerve mFRR između više regulacijskih područja, projekat (MARI), (Manually

Activated Reserves Initiative) te zajedničko korištenje tercijarne komplementarne rezerve RR

između više regulacijskih područja, projekat Trans European Replacement Reserves Exchanges

(TERRE).

ENTSO-E Mrežni pravilnik „Balansiranje električne energije“ će omogućiti formiranje

europskog balansnog tržišta u nekoliko razvojnih koraka. Dati pravilnik će omogućiti trgovinu

balansnom energijom između europskih TSO-ova odnosno nabavu balansne energije van

granica područja kojom upravlja TSO.

Pored toga, ovaj pravilnik omogućava i djeljenje rezervi snage za usluge balansiranja između

različitih TSO-ova. Ovo će omogućiti NOSBiH ne samo nabavu potrebne rezerve snage za

usluge balansiranja van svojih granica već i mogućnosti djeljenja potrebnih rezervi sa

susjednim TSO-ovima u cilju boljeg i efikasnijeg iskorištenja, ali i smanjenja troškova.

Obaveza TSO-ova će biti da se udružuju u Koordinicijska područja, najmanje dva TSO-a, a

zatim da se postepenim spajanjem i širenjem uspostavi jedn Koordinirano balansno područje na

pan-europskom nivou. Preporučuje se uključivanje u inicijative za formiranje regionalnih tržišta

balansne energije, za početak na nivou regulacijskog bloka, a zatim i sa ostalim TSO-ovima u

regiji.

Modernizacija, revitalizacija i rehabilitacija PHE Čapljina 2X +/- 220 MW, povećanje volumena

gornjeg bazena, uključenje u sustav aFRR ili mFRR značajno bi povećala rezervu snage u

sistemu BiH i omogućila integraciju znatno većih snaga vjetroelektrana (i sunčanih elektrana) u

elektroenergetski sustav BiH, a koje su razmatrane u ovoj studiji.

Aktivno uključenje PHE Čapljina u elektroenergetski sustav u narednom periodu bit će

uvjetovan ukupnim odnosima koji će postojati u elektroenergetskom sustavu BiH u to vrijeme.

Osnove odnose u sistemu određivat će, s jedne strane porast potrošnje i razvoj njenih osnovnih

karakteristika , a s druge strane struktura njegovog proizvodnog dijela, te odnosi koji će biti na

europskom tržištu energije i tržištu uravnoteženja. Ukoliko u Strategiji energetskog razvoja BiH

48

bude opredjeljenje da pri izgradnji novih proizvodnih kapaciteta prvenstveno koriste domaći

prirodni resursi (energija vjetra, sunčevo zračenje, vodne snage, biomasa i dr.) rješava se

osnovno pitanje opravdanosti modernizacije i načina angažiranja PHE Čapljina, kao potpore

neupravljive i nepredvidive proizvodnje vjetroelektrana i sunčanih elektrana.

Pri tome će angažiranje PHE Čapljina biti u funkciji:

Vremenskog transfera energije, pumpanje u vrijeme niske cijene na tržištu i proizvodnje

bazirane na tome u vršnim opterećenjima sustava ;

Kvalitetnih rezervnih kapaciteta koji će osiguravati sistemske usluge i usluge

uravnoteženja, kao potpora obnovljivim izvorima energije, za uredan i siguran rad

elektroenergetskog sustava BiH uz odgovarajuću ekonomsku valorizaciju pogonske

spremnosti u svakom momentu, velike fleksibilnosti u pogonu (brzi ulazak u pogon,

mogućnost praćenja brzih promjena opterećenja, ograničenog vremena angažiranja,

kompenzatorskom radu i slično i

Odlaganja potrebe izgradnje novih plinskih elektrana koje su eksploatacijskim

karakteristikama najbliže pumpno akumulacijskih hidroelektrana, te uštedama na

troškovima goriva istih.

11.5 Poticajna cijena za VE, obaveza otkupa, naknada za VE koju plaćaju kupci

NOSBiH kroz analizu nije razmatrao ekonomska pitanja vezana za integraciju vjetroelektrana s

aspekta poticajne cijene, obaveze otkupa proizvedene električne energije i naknade koju bi

plaćali finalni kupci električne energije.

Zadnjih desetak godina zbog razvoja konkurentne industrije i tehnologije vjetroelektrana došlo je

do velikog smanjenja specifičnih troškova za izgradnju vjetroelektrana. Procjenjuje se da su ti

troškovi smanjeni oko 35% u periodu od 2010. do 2016. godine (izvor DOE, EWEA).

U skladu s smanjenjem cijene izgradnje VE, došlo je u većini zemalja do smanjenja poticajne

cijene s kojom se plaća proizvedena električna energija iz vjetroelektrana. U svijetu se već

puštaju u pogon vjetroelektrane bez poticaja, koje svoju proizvodnju prodaju po tržišnim

cijenama.

U posljednje vrijeme, u okviru ekonomskih analiza u energetici, često se koristi pojam,

ekonomske cijene projekta (LCoE-Levelised Costs of Electricity) koja je definirana kao odnos

neto sadašnjih vrijednosti zbroja investicija te fiksnih i operativnih troškova u toku radnog

vijeka elektrane, i proizvedene električne energije u istom razdoblju, svedenih na početnu godinu

ulaganja ili eksploatacije.

Preko tzv. ekonomske cijene projekta vjetroelektrana je određena minimalna proizvodna cijena

električne energije koju treba ostvariti na tržištu da bi bili pokriveni svi izdaci (investicije i

ukupni operativni troškovi) u toku eksploatacijskog vijeka pojedine vjetroelektrane uz stopu

prinosa jednaku diskontnoj stopi.

Polazeći od određenih pretpostavki za ulazne podatke koji ulaze za analizu ekonomske

proizvodne cijene, a ostvaruju se kod izgradnje vjetroelektrana u EU i svijetu napravili smo

analizu osjetljivosti ekonomske proizvodne cijene jedne vjetroelektrane od 50 MW.

Rezultati analize pokazuju da je srednja vrijednost ekonomske proizvodne cijene ovakve

vjetroelektrane iznosi 67,7 €/MWh uz navedene pretpostavke na slici 1, tornado dijagram.

Radi rizika koji nosi izgradnja svake vjetroelektrane uz pretpostavku 10% povećanja, nameće se

zaključak da bi maksimalna poticajna cijena za vjetroelektrane trebala iznositi u BiH 74,5

49

€/MWh u 15 godišnjem razdoblju što je za oko 20 -25 €/MWh manje nego što iznose poticajne

cijene u susjednim zemljama BiH.

Slika 1. Analiza osjetljivosti ekonomske proizvodne cijene vjetroelektrane od 50 MW

Za otkup električne energije iz vjetroelektrana (poticajna cijena) predlažem dva modela:

Prvi model se odnosi na Feed in tarifu u kojoj bi poticajna cijena proizvedene električne energije

iznosila u 15 godišnjem razdoblju 74,5 €/MWh za vrijeme korištenja instalirane snage do 2200

sati godišnje (capacity factor 0,251). Za vrijeme korištenja instalirane snage iznad 2200 sati

godišnje, ova tarifa bi se smanjivala linearno za proizvodnju iznad 2200 sati godišnje na način da

poticana cijena za vrijeme korištenja od 3400 sati iznosi 30 €/MWh (Slika 2.)

Slika 2. Prijedlog poticajne cijene (Feed in tarife) za vjetroelektrane

S ovakvom tarifom izbjegava se prevelika (enormana) zarada inevestitora vjetroelektrana na

povoljnim lokacijama od javnog novca koji se prikuplja preko naknade za obnovljive izvore, a

50

koju plaćaju svi kupci električne energije, što u konačnici ima elemente socijalne i ekonomske

pravednosti. Time se u BiH uvodi jedna velika novina koja nije ugrađena u poticajne cijene

susjednih zemalja u kojima se vode velike političke, ekonomske i socijalne polemike na ovu

temu.

Drugi model se odnosi na Feed in premium tarifu u kojem se poticajna cijena veže za tržišnu

cijenu (tržišna cijena u BiH ili prosjek tržišnih cijena BiH i susjednih zemalja (RS, SL, HR).

Poticajna cijena u ovom slučaju bi se određivala na satnom nivou i slijedeći način:

Ukoliko je tržišna cijena niža od 60 €/MWh, poticajna cijena bi iznosila 60 €/MWh;

Ukoliko je tržišna cijena veća od 60€/MWh i manja od 100 €/MWh, poticajna cijena bi

bila jednaka tržišnoj cijeni i

Ukoliko je tržišna cijena veća od 100 €/MWh, poticajna cijena bi iznosila 100 €/MWh.

Pored ova dva modela poticajne cijene, po uzoru na neke EU zemlje, treba razmotriti varijantu

da se dodjela koncesije za izgradnju vjetroelektrana izvrši na javnom natječaju onim

investitorima koji ponude najnižu poticajnu cijenu na 15 godina , s time da maksimalna poticajna

cijena može iznositi 74,5 €/MWh.

Regulatorna tijela u BiH i entitetima trebaju razmotriti predložene modele i usvojiti ili predložiti

najbolje.

Proizvedenu električnu energiju iz vjetroelektrana preuzimaju snadbjevači/opskrbljivači

proporcionalno svojoj potrošnji (pro rata) u prethodnoj godini po tržišnoj satnoj cijeni na 15

godina koliko se obračunava poticajna cijena i nakon 15 godina kada VE izlaze iz sustava

poticaja.

Na osnovu razlike između poticajne cijene VE i otkupne cijene koju plaćaju

snabdjevači/opskrbljivači plaćala bi se naknada Operatoru za obnovljive izvore (namirenje

troškova za razliku poticajne i tržišne cijene) . Ovu naknadu bi plaćali svi kupci električne

energije i posebno bi se iskazivala u obračunu/računu električne energije

Uz pretpostavku godišnje proizvodnje električne energije vjetroelektrana od 900 GWh, (vrijeme

korištenja instalirane snage 2250 sati), prosječne poticajne cijene od 74,5 €/MWh,

pretpostavljene tržišne cijene od 46 €/MWh, ova naknada godišnje bi iznosila 25,65 M€.

Uz pretpostavku da finalna potrošnja električne energije svih kupaca u BiH iznosi 12 TWh,

naknada za vjetroelektrane koja bi dodatno financijski opterećivala kupce iznosila bi 0,214

c€/kWh, odnosno 0,42 pfKM/kWh. Uz godišnju potrošnju električne energije od 4.000 kWh,

dodatni godišnji troškovi jednog kućanstva bi iznosili 16,8 KM plus PDV kao naknada za

vjetroelektrane.

procjena potrebne snage za integraciju …...detaljno modelovanje šireg obuhvata vjetroelektrane...

Documents