ZAKLJUČNO POROČILO O REZULTATIH OPRAVLJENEGA RAZISKOVALNEGA DELA NA PROJEKTU V OKVIRU CILJNEGA RAZISKOVALNEGA PROGRAMA (CRP) »KONKURENČNOST SLOVENIJE 2006 - 2013« I. Predstavitev osnovnih podatkov raziskovalnega projekta 1. Naziv teži šča v okviru CRP: Podnebno-energetski paket in prilagajanje podnebnim spremembam 2. Šifra projekta: V2-0470 3. Naslov projekta: Strateški pomen jedrske energetike v primerjavi z ostalimi viri in vpliv na gospodarstvo 3. Naslov projekta >.1. Naslov projekta v slovenskem jeziku: Strateški pomen jedrske energetike v primerjavi z ostalimi viri in vpliv na gospodarstvo >.2 Naslov projekta v angleškem jeziku: 4. Ključne besede projekta 4.1. Ključne besede projekta v slovenskem jeziku: Jedrske elektrarne, Obnovljivi viri energije, Pretoki moči, Zanesljivost elektroenergetskega sistema, Elektroenergetske bilance in bilance moči, Ekonomika obratovanja, CO2 emisije_ 4.2 Ključne besede projekta v angleškem jeziku:_ Nuclear power plant, Renewable energy resources, Power flow, Reliabillity of Power System, Power and Energy Balance, Economy of the Operation, CO2 emissions 5. Sfaziv nosilne raziskovalne organizacije: Univerza v Ljubljani 0510 (1538) 5.1. Seznam sodelujočih raziskovalnih organizacij (RO): Institut "Jožef Stefan" (0106) 6. Sofinancer/sofinancerji: Ministrstvo za gospodarstvo 7. Šifra ter ime in 22481 jriimek vodje projekta: Miloš Pantoš Datum: 07.09.2010 Podpis vodje projekta: Podpis in žig izvajalca: izred. prof. dr. Miloš Pantoš prof. dr. Radovan S. Pejovnik, rektor II. Vsebinska struktura zaključnega poročila o rezultatih raziskovalnega projekta v okviru CRP 1. Cilji projekta: 1.1. Ali so bili cilji projekta doseženi? ^ a) v celoti b) delno c) ne Če b) in c), je potrebna utemeljitev. 1.2. Ali so se cilji projekta med raziskavo spremenili? ^ a) da ^ b) ne Če so se, je potrebna utemeljitev: 2. Vsebinsko poročilo o realizaciji predloženega programa dela1: Glavni namen študije je bila analiza in primerjava vlaganj v jedrske vire in obnovljive vire energije s tehničnega, ekonomskega in okoljskega vidika, ter analiza vplivov na gospodarstvo prek cene električne energije. Predvideli smo več različnih scenarijev razvoja elektroenergetskega sistema (EES). Osredotočili smo se predvsem na primerjavo med scenariji razvoja z različnimi možnostmi vključevanja novega bloka jedrske elektrarne v Krškem (JEK 2) ter scenariji nizkega in visokega vključevanja razpršenih virov energije (RVE). Ugotovitve v splošnem kažejo, da bo z vključevanjem nove enote JEK 2 zanesljivost obratovanja večja, saj gre za veliko proizvodno enoto za slovenski EES. V nasprotju s tem predstavljajo RVE zanemarljiv delež v skupni proizvodni zmogljivosti Slovenije. Prav tako gre za nestalne vire, ki so po svoji naravi nezanesljivi in zahtevajo dodatno podporo s strani klasičnih elektrarn. Bistvena so analize vplivov različnih scenarijev razvoja EES na cene na trgu električne energije. V splošnem veljajo nuklearne elektrarne za ene izmed najcenejših virov električne energije, zato JEK 2 zagotavlja nižje cene za slovenske odjemalce in posledično boljšo konkurenčnost domačega gospodarstva, čeprav zahteva novi blok dodatne rezerve za terciarno regulacijo frekvence, saj je treba razpolagati z rezervami za izpad največjega bloka v sistemu, v tem primeru za izpad JEK 2. Scenarije razvoja EES smo tudi ekonomsko ovrednotili s poudarkom na RVE in JEK 2. Zanimive so predvsem lastne cene električne energije preučevanih virov. Najdražje vire predstavljajo sončne elektrarne, najcenejša je jedrska elektrarna. Večjih hidroelektrarn, ki veljajo za najcenejše vire, nismo zajeli v nalogi, ker ne spadajo v skupino RVE. Analizirali smo tudi kako vključevanje obnovljivih virov vpliva na višino skupnih letnih subvencij iz podporne sheme in s tem kakšen je dodatek k ceni električne energije za uporabnika. V sklopu naloge smo razvijali faktorja pomembnosti: faktor ohranitve tveganja omrežja in faktor zmanjšanja tveganja omrežja, ki sta namenjena identifikaciji tistih elementov elektroenergetskega sistema, ki so najpomembnejše s stališča povečanja oz. ohranitve njegove zanesljivosti, na manjših in večjih primerih. Delali smo analizo stanja na mednarodnem trgu novih tipov jedrskih reaktorjev. Med lahkovodnimi reaktorji smo se osredotočili na tlačnovodne, s katerim imamo v Sloveniji dobre izkušnje. Del naloge se dotika tudi okoljskih vidikov, pri čemer smo se osredotočili na izpuste toplogrednega plina C02, ki ga obravnavajo tudi evropske direktive in okoljski sporazumi. Natančen opis analiz in ugotovitev navajamo v končnem poročilu. Program dela in cilji projekta se v času izvajanja niso spremenili. Potrebno je napisati vsebinsko raziskovalno poročilo, kjer mora biti na kratko predstavljen program dela z raziskovalno hipotezo in metodološko-teoretičen opis raziskovanja pri njenem preverjanju ali zavračanju vključno s pridobljenimi rezultati projekta. 3. Izkoriščanje dobljenih rezultatov: 3.2. 3.1. Kakšen j e potencialni pomen2 rezultatov vašega raziskovalnega proj ekta za: ^ a) odkritje novih znanstvenih spoznanj; 1X1 b) izpopolnitev oziroma razširitev metodološkega instrumentarija; IKI c) razvoj svojega temelj nega raziskovanja; d) razvoj drugih temeljnih znanosti; e) razvoj novih tehnologij in drugih razvojnih raziskav. Označite s katerimi družbeno-ekonomskimi cilji (po metodologiji OECD-ja) sovpadajo rezultati vašega raziskovalnega projekta: a) razvoj kmetijstva, gozdarstva in ribolova - Vključuje RR, ki je v osnovi namenjen razvoju in podpori teh dejavnosti; b) pospeševanje industrijskega razvoja - vključuje RR, ki v osnovi podpira razvoj industrije, vključno s proizvodnjo, gradbeništvom, prodajo na debelo in drobno, restavracijami in hoteli, bančništvom, zavarovalnicami in drugimi gospodarskimi dejavnostmi; 1X1 c) proizvodnja in racionalna izraba energije - vključuje RR-dejavnosti, ki so v funkciji dobave, proizvodnje, hranjenja in distribucije vseh oblik energije. V to skupino je treba vključiti tudi RR vodnih virov in nuklearne energije; d) razvoj infrastrukture - Ta skupina vključuje dve podskupini: • transport in telekomunikacije - Vključen je RR, ki je usmerjen v izboljšavo in povečanje varnosti prometnih sistemov, vključno z varnostjo v prometu; • prostorsko planiranje mest in podeželja - Vključen je RR, ki se nanaša na skupno načrtovanje mest in podeželja, boljše pogoje bivanja in izboljšave v okolju; e) nadzor in skrb za okolje - Vključuje RR, ki je usmerjen v ohranjevanje fizičnega okolja. Zajema onesnaževanje zraka, voda, zemlje in spodnjih slojev, onesnaženje zaradi hrupa, odlaganja trdnih odpadkov in sevanja. Razdeljen je v dve skupini: f) zdravstveno varstvo (z izjemo onesnaževanja) - Vključuje RR - programe, ki so usmerjeni v varstvo in izboljšanje človekovega zdravja; g) družbeni razvoj in storitve - Vključuje RR, ki se nanaša na družbene in kulturne probleme; h) splošni napredek znanja - Ta skupina zajema RR, ki prispeva k splošnemu napredku znanja in ga ne moremo pripisati določenim ciljem; i) obramba - Vključuje RR, ki se v osnovi izvaja v vojaške namene, ne glede na njegovo vsebino, ali na možnost posredne civilne uporabe. Vključuje tudi varstvo (obrambo) pred naravnimi nesrečami. Označite lahko več odgovorov. 2 3.3. Kateri so neposredni rezultati vašega raziskovalnega proj ekta glede na zgoraj označen potencialni pomen in razvojne cilje?_ Potencialni pomen V okviru naloge smo vzpostavili metodologijo za celostno reševevanje vprašanja vlaganj v elektroenergetske objekte s poudarkom na najbolj atraktivnih virih: RVE in jedrske elektrarne. Ta metodologija omogoča primerno dolgoročno načrtovanje EES, izdelavo strateških načrtov i akcijskih načrtov. Razvojni cilji V okviru naloge smo se dotaknili prav jedrske energije, RVE in učinkovite rabe energije. Podali smo smiselnost vlaganj v jedrsko elektrarno in v RVE s tehničnega, okoljskega in gospodarkega (ekonomskega) vidika. Pokazali smo, kakšen je vpliv teh virov na zanesljovst dobave električne energije, ki velja za pomemben družbeno-ekonomski steber, na ceno električne energije za končnega odjemalca, ki je ključna komponenta pri ocenjevanju konkurenčnosti domačega gospodarstva proti tujim._ 3.4. Kakšni so lahko dolgoročni rezultati vašega raziskovalnega proj ekta glede na zgoraj označen potencialni pomen in razvojne cilje?_ Potencialni pomen Dolgoročno gledano omogoča vzpostavljena metodologija v okviru projekta celostno presojo razvojnih načrtov slovenskega EES, kar bo še posebej aktualno v naslednjih mesecih, ko bo v javni obravnavi Nacionalni energetski program. Razvojni cilji Rezultati projekta celostno vrednotijo predvidene načrte vlaganj v slovenski EES. Projekt se učinkovite rabe energije neposredno ne dotika, ker je bil usmerjen v RVE in jedrsko energijo. Ugotovitve so, da je smiselno vlaganje v jedrsko elektrarno, pri čemer je treba poiskati primeren način zagotavljanja rezerve za terciarno regulacijo frekvence. RVE predstavljajo majhen delež v skupni proizvodnji, vendar pa gre predvsem za okolju prijazne vire, ki pripomorejo k zmanjševanju izpustov toplogrednih plinov._ 3.5. Kje ob staj a verj etnost, da bodo vaša znanstvena spoznanj a deležna zaznavnega odziva? 1X1 a) v domačih znanstvenih krogih; b) v mednarodnih znanstvenih krogih; 1X1 c) pri domačih uporabnikih; d) pri mednarodnih uporabnikih. 3.6. Kdo (poleg sofinancerj ev) že izraža interes po vaših spoznanjih oziroma rezultatih? Center za energetsko učinkovitost, Institut »Jožef Stefan« ELES SODO Ker gre za projekt s pomembno vsebino, še posebej v času priprave, javne obravnave in potrditve novega Nacionalnega energetskega programa, bo zanimanje po naših spoznanjih veliko. 3.7. Število diplomantov, magistrov in doktorjev, ki so zaključili študij z vključenostjo v raziskovalni projekt? V raziskovalni projekt je bilo vključenih 7 doktorjev znanosti, 5 magistrov ter 72 diplomantov, ki so že zaključili študij. 4. Sodelovanje z tujimi partnerji: 4.1. Navedite število in obliko formalnega raziskovalnega sodelovanja s tujimi raziskovalnimi inštitucijami. 4.2. Kakšni so rezultati tovrstnega sodelovanja? 5. Bibliografski rezultati3 : Za vodjo projekta in ostale raziskovalce v projektni skupini priložite bibliografske izpise za obdobje zadnjih treh let iz COBISS-a) oz. za medicinske vede iz Inštituta za biomedicinsko informatiko. Na bibliografskih izpisih označite tista dela, ki so nastala v okviru pričujočega projekta. 3 Bibliografijo raziskovalcev si lahko natisnete sami iz spletne strani:http:/www.izum.si/ 6. Druge reference4 vodje projekta in ostalih raziskovalcev, ki izhajajo iz raziskovalnega projekta:_ Ministrstvo za gospodarstvo, Predstavitev vmesnih rezultatov CRP "Strateški pomen jedrske energetike v primerjavi z ostalimi viri" - informairanje strokovne javnosti, 21. april, 2010, Ljubljana, Predstavitev raziskovalnih rezultatov v sklopu CRP na konferenci CIGRE: 1. ŽERTEK, Andraž, PANTOŠ, Miloš, VERBIČ, Gregor. Sodelovanje razpršenih virov električne energije pri regulaciji frekvence. V: Referati in predstavitve, paneli, kataložni zapis, ostalo. Ljubljana: Slovensko društvo elektroenergetikov CIGRE - CIRED, 2009, 2. ŽERTEK, Andraž, PANTOŠ, Miloš, LOVRENČIČ, Viktor. Določitev dinamične prenosne zmogljivosti vodnika z umetno nevronsko mrežo. V: Referati in predstavitve, paneli, kataložni zapis, ostalo. Ljubljana: Slovensko društvo elektroenergetikov CIGRE -CIRED, 2009, 3. REJC, Matej, PANTOŠ, Miloš, KLANČNIK, Jurij. Kratkoročna napoved prenosnih izgub na VN EES Slovenije ob upoštevanju vplivnih dejavnikov. V: Referati in predstavitve, paneli, kataložni zapis, ostalo. Ljubljana: Slovensko društvo elektroenergetikov CIGRE - CIRED, 2009, 4. DOLINAR, Matjaž, PANTOŠ, Miloš. Optimizacija napetostnega profila v elektroenergetskih sistemih. V: Referati in predstavitve, paneli, kataložni zapis, ostalo. Ljubljana: Slovensko društvo elektroenergetikov CIGRE - CIRED, 2009, 5. TALJAN, Gregor, VERBIČ, Gregor, PANTOŠ, Miloš, KRAMAR, Darko. Predlog mehanizma ITC na podlagi faktorjev PTDF. V: Referati in predstavitve, paneli, kataložni zapis, ostalo. Ljubljana: Slovensko društvo elektroenergetikov CIGRE - CIRED, 2009. 4 Navedite tudi druge raziskovalne rezultate iz obdobja financiranja vašega projekta, ki niso zajeti v bibliografske izpise, zlasti pa tiste, ki se nanašajo na prenos znanja in tehnologije. Navedite tudi podatke o vseh javnih in drugih predstavitvah projekta in njegovih rezultatov vključno s predstavitvami, ki so bile organizirane izključno za naročnika/naročnike projekta. Strateški pomen jedrske energetike v primerjavi z ostalimi viri Glavno poročilo Študija V2-0470 Ljubljana, 30. avgust 2010 Št. projekta: Naslov naloge: Naročnika: Študija V2-0470 Strateški pomen jedrske energetike v primerjavi z ostalimi viri Ministrstvo za gospodarstvo RS Javna agencija za raziskovalno dejavnost Republike Slovenije Odgovorna oseba naročnika: mag. Darja Radič, univ. dipl. ekon. (MG) dr. Franci Demšar (ARRS) Spremljevalci študije: Izvajalci: Ivo Novak, univ. dipl. inž. el. Univerza v Ljubljani Fakulteta za elektrotehniko v Institut »Jožef Stefan« Odgovorna oseba izvajalca: prof. dr. Radovan Stanislav Pejovnik, univ. dipl. kem., rektor prof. dr. Janez Nastran, univ. dipl. inž. el., dekan FE Nosilec projekta: Izdelovalci: izred. prof. dr. Miloš Pantoš, univ. dipl. inž. el. Andraž Žertek, univ. dipl. inž. el. izred. prof. dr. Miloš Pantoš, univ. dipl. inž. el. Urban Rudež, univ. dipl. inž. el. Gašper Artač, univ. dipl. inž. el. Ambrož Božiček, univ. dipl. inž. el. dr. Matjaž Dolinar, univ. dipl. inž. el. prof. dr. Marko Čepin, univ. dipl. inž. el. dr. Andrija Volkanovski, univ. dipl. inž. el. Nosilec projekta: Dekan: izred. prof. dr. Miloš Pantoš, univ. dipl. inž. el. prof. dr. Janez Nastran, univ. dipl. inž. el. Kazalo 1. RAZŠIRJENI POVZETEK.............................................................................................................................4 2. METODOLOGIJA.........................................................................................................................................19 2.1. Metodologije za primerjalno analizo s tehničnega vidika.........................................................19 2.1.1. Obremenitev prenosnega omrežja.......................................................................................................20 2.1.2. Napoved porabe...................................................................................................................................26 2.1.3. Napoved rasti razpršenih virov energije..............................................................................................32 2.1.4. Neto prenosne zmogljivosti..................................................................................................................32 2.1.5. Zanesljivost oskrbe z električno energijo.............................................................................................35 2.1.6. Ocena varnost jedrskih elektrarn........................................................................................................39 2.1.7. Potreba po dodatni moči zaradi visokega deleža RVE........................................................................42 2.1.8. Dinamični izračuni..............................................................................................................................44 2.2. Metodologije za primerjalno analizo z ekonomskega vidika.....................................................48 2.3. Metodologije za primerjalno analizo z okoljskega vidika.........................................................50 2.3.1. Izpusti v okolje.....................................................................................................................................51 3. TRENUTNO STANJE V EES SLOVENIJE................................................................................................53 3.1. PROIZVODNA zmogljivosti konvencionalnih VIROV..........................................................................53 3.1.1. Hidroelektrarne...................................................................................................................................53 3.1.2. Termoelektrarne..................................................................................................................................54 3.1.3. Nuklearna elektrarna Krško................................................................................................................56 3.2. Proizvodnja zmogljivost razpršenih virov EE...............................................................................58 3.2.1. Proizvodnja električne energije iz razpršenih vodnih potencialov......................................................60 3.2.2. Proizvodnja električne energije iz vetrne energije..............................................................................60 3.2.3. Proizvodnja električne energije iz sončnega potenciala......................................................................61 3.2.4. Proizvodnja električne energije iz biomase in bioplina.......................................................................61 3.2.5. Proizvodnja električne energije iz geotermalnih virov........................................................................62 3.2.6. Soproizvodnja električne energije in toplote iz konvencionalnih virov...............................................63 3.3. Elektroenergetsko omrežje..............................................................................................................63 3.3.1. Slovensko prenosno omrežje................................................................................................................63 3.3.2. Interkonekcijske prenosne zmogljivosti med slovenskim in sosednjimi EES.......................................64 3.4. PORABA ELEKTRIČNE ENERGIJE IN KONIČNE MOČI V SLOVENSKEM EES...................................................65 3.4.1. Elektroenergetska bilanca...................................................................................................................65 3.4.2. Bilanca moči - razmerje med inštalirano močjo elektrarn in konico odjema......................................68 4. PRIHODNJE STANJE V EES.......................................................................................................................70 4.1. Predvidene proizvodne zmogljivosti konvencionalnih virov v slovenskem EES....................70 4.1.1. Predvidene proizvodne zmogljivosti konvencionalnih virov brez jedrske energije..............................70 4.1.2. Vključitev JEK 2 v slovenski EES........................................................................................................75 4.2. Napoved vključevanja razpršenih virov električne energije v slovenski EES.......................90 4.2.1. Proizvodnja električne energije iz razpršenih vodnih potencialov......................................................92 4.2.2. Proizvodnja električne energije iz sončnega potenciala......................................................................95 4.2.3. Proizvodnja električne energije iz vetrnega potenciala......................................................................96 4.2.4. Proizvodnja električne energije v SPTE..............................................................................................99 4.2.5. Proizvodnja električne energije iz bioplina ter komunalnih odpadkov.............................................103 4.2.6. Proizvodnja električne energije iz geotermalnih potencialov...........................................................105 4.2.7. Povzetek projekcij rasti moči razpršenih virov električne energije in SPTE....................................106 4.2.8. Ekonomska analiza investicij v RVE in SPTE...................................................................................111 4.3. Predvidene investicije v slovensko prenosno omrežje................................................................115 4.3.1. Načrtovane investicije do leta 2020.................................................................................................. 115 4.3.2. Pregled čezmejnih prenosnih zmogljivosti........................................................................................117 4.3.3. Pregled skupnih in neto prenosnih zmogljivosti medsosedskih povezav...........................................118 4.4. Predvidene investicije v prenosno omrežje v soseščini................................................................120 4.5. Napoved porabe električne energije v slovenskem EES.............................................................124 4.6. Napoved porabe in proizvodne zmogljivosti v ENTSO-E.............................................................128 4.6.1. Napoved porabe in proizvodnje v ENTSO-E.....................................................................................128 4.6.2. Pregled razpoložljivih proizvodnih zmogljivosti v tujih EES za terciarno regulacijo frekvence......131 5. PREDSTAVITEV SCENARIJEV RAZVOJA SLOVENSKEGA EES....................................................134 5.1. Pregled scenarijev razvoja slovenskega EES..............................................................................134 5.1.1. Prehod moči preko slovenskega EES................................................................................................134 5.2. Scenariji zagotavljanja terciarne rezerve moči.........................................................................135 6. SCENARIJ RAZVOJA SLOVENSKEGA EES BREZ DRUGEGA BLOKA JEDRSKE ELEKTRARNE KRŠKO.......................................................................................................................................137 6.1. Skupne analize scenarijev razvoja brez JEK2..............................................................................137 6.1.1. Dinamične simulacije slovenskega EES............................................................................................137 6.1.2. Občutljivostna analiza slovenskega elektroenergetskega omrežja...................................................142 6.1.3. Zagotavljanje rezerve moči in energije za primarno, sekundarno in terciarno regulacijo frekvence 150 6.1.4. Projekcija izpustov CO2...................................................................................................................155 6.2. Scenarij razvoja JEK0_VP_ZRVE....................................................................................................157 6.2.1. Obremenitev omrežja do leta 2030................................................................................................... 158 6.2.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030..................................................................... 160 6.2.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030................................................................................................. 161 6.2.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030.......................................................................................... 165 6.2.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................165 6.2.6. Cene električne energije....................................................................................................................169 6.2.7. Ekonomika obratovanja....................................................................................................................170 6.2.8. Ocena deleža OVE............................................................................................................................175 6.3. Scenarij razvoja JEK0_VP_1RVE.....................................................................................................176 6.3.1. Obremenitev omrežja do leta 2030................................................................................................... 176 6.3.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030..................................................................... 178 6.3.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030................................................................................................. 180 6.3.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030.......................................................................................... 182 6.3.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................182 6.3.6. Cene električne energije....................................................................................................................186 6.3.7. Ekonomika obratovanja....................................................................................................................187 6.3.8. Ocena deleža OVE............................................................................................................................189 Scenarij razvoja JEK0_NP_ZRVE...................................................................................................190 Obremenitev omrežja do leta 2030....................................................................................................190 Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030......................................................................192 Bilanca moči Slovenije do leta 2030..................................................................................................194 Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030...........................................................................................197 Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................197 Cene električne energije....................................................................................................................201 Ekonomika obratovanja.....................................................................................................................202 Ocena deleža OVE.............................................................................................................................202 Scenarij razvoja JEK0_NP_IRVE.....................................................................................................203 Obremenitev omrežja do leta 2030....................................................................................................203 Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030......................................................................205 Bilanca moči Slovenije do leta 2030..................................................................................................207 Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030...........................................................................................209 Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................209 Cene električne energije....................................................................................................................213 Ekonomika obratovanja.....................................................................................................................214 Ocena deleža OVE.............................................................................................................................214 6.4. 6.5. 6.4.1. 6.4.2. 6.4.3. 6.4.4. 6.4.5. 6.4.6. 6.4.7. 6.4.8. 6.5.1. 6.5.2. 6.5.3. 6.5.4. 6.5.5. 6.5.6. 6.5.7. 6.5.8. 7. SCENARIJ RAZVOJA SLOVENSKEGA EES Z 1.085 MW BLOKOM JEDRSKE ELEKTRARNE KRŠKO....................................................................................................................................................................216 7.1. Skupne analize scenarijev razvoja z 1.085 MW JEK2..................................................................216 7.1.1. Dinamične simulacije slovenskega EES............................................................................................216 7.1.2. Občutljivostna analiza slovenskega elektroenergetskega omrežja....................................................228 7.1.3. Zagotavljanje rezerve moči in energije za primarno, sekundarno in terciarno regulacijo frekvence228 7.2. Scenarij razvoja JEK1085_VP_ZRVE..............................................................................................232 7.2.1. Obremenitev omrežja do leta 2030....................................................................................................233 7.2.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030......................................................................235 7.2.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030..................................................................................................237 7.2.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030........................................................................................... 240 7.2.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................240 7.2.6. Cene električne energije....................................................................................................................241 7.2.7. Ekonomika obratovanja.....................................................................................................................242 7.2.8. Ocena deleža OVE.............................................................................................................................247 7.3. Scenarij razvoja JEK1085_VP_IRVE...............................................................................................247 7.3.1. Obremenitev omrežja do leta 2030.................................................................................................... 247 7.3.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030...................................................................... 249 7.3.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030.................................................................................................. 251 7.3.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030........................................................................................... 253 7.3.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................253 7.3.6. Cene električne energije....................................................................................................................254 7.3.7. Ekonomika obratovanja.....................................................................................................................255 7.3.8. Ocena deleža OVE.............................................................................................................................256 7.4. Scenarij razvoja JEK1085_NP_ZRVE..............................................................................................256 7.4.1. Obremenitev omrežja do leta 2030.................................................................................................... 256 7.4.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030...................................................................... 258 7.4.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030.................................................................................................. 260 7.4.4. ^^vozna odvisnost Slovenije do leta 2030 .......................................................................................... 264 7.4.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................264 7.4.6. Cene električne energije....................................................................................................................265 7.4.7. Ekonomika obratovanja....................................................................................................................266 7.4.8. Ocena deleža OVE............................................................................................................................267 7.5. Scenarij razvoja JEK1085_NP_IRVE...............................................................................................267 7.5.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 ................................................................................................... 267 7.5.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 ..................................................................... 269 7.5.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030................................................................................................. 271 7.5.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030.......................................................................................... 273 7.5.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................273 7.5.6. Cene električne energije....................................................................................................................274 7.5.7. Ekonomika obratovanja....................................................................................................................275 7.5.8. Ocena deleža OVE............................................................................................................................276 8. SCENARIJ RAZVOJA SLOVENSKEGA EES Z 1.555 MW BLOKOM JEDRSKE ELEKTRARNE KRSKO....................................................................................................................................................................277 8.1. Skupne analize scenarija razvoja z 1.555 MW JEK2.....................................................................277 8.1.1. Dinamične simulacije slovenskega EES............................................................................................277 8.1.2. Občutljivostna analiza slovenskega elektroenergetskega omrežja...................................................289 8.1.3. Zagotavljanje rezerve moči in energije za primarno, sekundarno in terciarno regulacijo frekvence 289 8.2. Scenarij razvoja JEK1555_VP_ZRVE..............................................................................................293 8.2.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 ................................................................................................... 294 8.2.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 ..................................................................... 296 8.2.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 ................................................................................................. 298 8.2.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030.......................................................................................... 301 8.2.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................301 8.2.6. Cene električne energije....................................................................................................................302 8.2.7. Ekonomika obratovanja....................................................................................................................303 8.2.8. Ocena deleža OVE............................................................................................................................308 8.3. Scenarij razvoja JEK1555_VP_IRVE...............................................................................................308 8.3.1. Obremenitev omrežja do leta 2030................................................................................................... 308 8.3.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030..................................................................... 310 8.3.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030................................................................................................. 312 8.3.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030.......................................................................................... 314 8.3.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................314 8.3.6. Cene električne energije....................................................................................................................315 8.3.7. Ekonomika obratovanja....................................................................................................................316 8.3.8. Ocena deleža OVE............................................................................................................................317 8.4. Scenarij razvoja JEK1555_NP_ZRVE..............................................................................................317 8.4.1. Obremenitev omrežja do leta 2030................................................................................................... 317 8.4.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030..................................................................... 319 8.4.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030................................................................................................. 321 8.4.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030.......................................................................................... 325 8.4.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE..............................................................325 8.4.6. Cene električne energije....................................................................................................................326 8.4.7. Ekonomika obratovanja....................................................................................................................327 8.4.8. Ocena deleža OVE............................................................... 8.5. Scenarij razvoja JEK1555_NP_IRVE.................................. 8.5.1. Obremenitev omrežja do leta 2030...................................... 8.5.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030........ 8.5.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030.................................... 8.5.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030............................. 8.5.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE 8.5.6. Cene električne energije...................................................... 8.5.7. Ekonomika obratovanja....................................................... 8.5.8. Ocena deleža OVE............................................................... ...328 .. 328 328 330 332 334 334 335 336 337 9. PRIMERJAVA SCENARIJEV RAZVOJA SLOVENSKEGA EES........................................................338 9.1. Zanesljivost slovenskega EES........................................................................................................338 9.2. Bilanace moči in elektroenergetske bilance...............................................................................341 9.3. Obremenitev omrežja........................................................................................................................341 9.4. Ekonomika obratovanja...................................................................................................................341 9.5. Doseganje okoljskih zavez...............................................................................................................345 10. SKLEP............................................................................................................................................................348 11. LITERATURA..............................................................................................................................................349 SEZNAM SIMBOLOV AAC ATC At BCE CDDq Et Gt HDDq IRR I. J K, LCOE LODF LOLE MIRR M, M, N NPV NPV^r NPV_^ fr NRMSE NRRWk NTC P. PTDF R RAW RRWk T, TRM TTC Že dodeljene prenosne zmogljivosti na mejah, Razpoložljive prenosne zmogljivosti na mejah, Anuiteta za odplačevanje kreditnih obveznosti, Izmenjava moči po osnovnem scenariju za izračun TTC, Hladilni četrtletni indeks, Bruto domači proizvod, Izdatki za potrošnjo v gospodinjstvih, Toplotni četrtletni indeks, Interna stopnja donosa, Proizvedena energija v i-tem letu, Jakobijeva matrika odvodov, Velikost porabnika i, Lastna cena električne energije z zahtevanim donosom, Matrika faktorjev LODF, Kazalec LOLE, Modificirana interna stopnja donosa, Nezanesljivost dobave električne energije porabniku i, Nezanesljivost sistema, Število meritev, Neto sedanja vrednost, Neto sedanja vrednost pozitivnega denarnega toka, Neto sedanja vrednost negativnega denarnega toka, Normiranega koren povprečnih kvadratov napak, Faktor zmanjšanja tveganja omrežja za element k, Neto prenosne zmogljivosti na mejah, Pretok na vodu med vozliščema i in j, Matrika faktorjev PTDF, Upornost elementa, Faktor zmanjšanja tveganja omrežja, Faktor zmanjšanja tveganja omrežja za element k z upoštevanjem porabnika i, Povprečna dnevna temperatura zraka, Prenosna rezerva, Bruto prenosne zmogljivosti na mejah, Nerazpoložljivost sistema, X Z a b dt ft g Ot r st t tat xt y ACDD AEt Aft AGt AHDD^ AP' A^ a' Si G Skupna poraba električne energije brez neposrednega odjema, Reaktanca elementa, Življenjski doba projekta, Koeficient pri napovedi sprednje vrednosti temperature, Koeficient pri napovedi sprednje vrednosti temperature, Stroški investiranja in re-investiranja, Variabilni stroški, Denarni tok, Dohodki iz poslovanja, Transformirana spremenljivka, Koeficient pri napovedi sprednje vrednosti temperature, Stroški vzdrževanja in obratovanja, Stopnja donosnosti, Preostala vrednost, Leto napovedi, Davki v letu t, Originalna spremenljivka, Srednja vrednosti temperature, Sprememba hladilnega četrtletnega indeksa, Sprememba bruto domačega proizvoda, Sprememba transformirane spremenljivke, Sprememba izdatkov za potrošnjo v gospodinjstvih, Sprememba toplotnega četrtletnega indeksa, Sprememba pretoka moči na i tem elementu, Sprememba injicirane moči v volišču i, Sprememba pretoka moči na vodu ij ob izpadu voda kl, Sprememba skupne porabe električne energije brez neposrednega odjema, Koeficienti za napoved porabe električne energije, Fazni kot napetosti v vozlišču i, Avtoregresijski koeficient, Standardna deviacija. UPORABLJENE KRATICE EES Elektroenergetski sistem ELES Elektro - Slovenija, d.o.o. SOPO Sistemski operater prenosnega omrežja (angl. Transmission System Operator) ENTSO-E Združenje za koordinacijo prenosa električne energije (angl. European network transmission system operators for electricity) VE SE SPTE GE BP OVE RVE RMSE NRMSE LOLE PTDF LODF EE JEK 2 ETS EU FE IJS RAW RRW Vetrne elektrarne Sončne elektrarne (vedno fotonapetostni princip delovanja) Elektrarne na soproizvodnjo toplote in električne energije Geotermalne elektrarne Elektrarne na bioplin Obnovljivi viri energije Razpršeni viri energije Koren povprečne vrednosti kvadratov napak (angl Root Mean Square Error) Normiran koren povprečne vrednosti kvadratov napak (angl Normalised Root Mean Square Error) Faktor pričakovanja nenapajanja bremen (angl. Loss of Load Expectation) Faktorji porazdelitve pretokov moči (angl.Power Transfer Distribution Factor) Faktorji porazdelitve moči izpadlega voda (angl. Line Outage Distribution Factor) Električna energija Drugi blok jedrske elektrarne Krško Evropska trgovalna shema s CO2 kuponi Evropska Unija Fakulteta za elektrotehniko, Univerza v Ljubljani Inštitut Jožef Stefan Faktor ohranitve tveganja (angl. Risk Achievement Worth) Faktor zmanjšanja tveganja (angl. Risk Reduction Worth), 1. RAZŠIRJENI POVZETEK Glavni namen študije je analiza in primerjava vlaganj v jedrske vire in obnovljive vire energije s tehničnega, ekonomskega in okoljskega vidika. Predvideli smo več različnih scenarijev razvoja elektroenergetskega sistema (EES). Osredotočili smo se predvsem na primerjavo med scenariji razvoja z različnimi možnostmi vključevanja novega bloka jedrske elektrarne v Krškem (JEK 2) ter scenariji zmernega in intenzivnega vključevanja razpršenih virov energije (RVE). Slika 1.1 prikazuje izbranih 12 scenarijev. Sl. 1.1: Shematski prikaz obravnavanih scenarijev razvoja slovenskega EES. Cilj študije je bila analiza zanesljivosti obratovanja EES, ki zajema: • oceno tranzientne stabilnosti agregata JEK 2, • oceno tranzientne stabilnosti ostalih agregatov v EES, • analiza udarnih momentov generatorjev ob priključitvi JEK 2, • analizo lokalnih nihanj generatorjev ob priključitvi JEK 2, • analizo medsistemskih nihanj ob priključitvi JEK 2, • občutljivostno analizo obremenitve EES na podlagi vplivnih faktorjev PTDF, • analizo obremenitev omrežja, • N-1 sigurnostno analizo izpadov elementov v EES na podlagi izračunov pretokov moči in uporabi vplivnih faktorjev LODF, • analizo zahtevanih rezerv moči za zagotavljanje zaneslj ivosti obratovanja. V okviru ocene zadostnosti proizvodnih zmogljivosti v izbranih scenarijih smo izvedli: • analizo bilance moči, • oceno zadostnosti proizvodnih zmogljivosti po metodologiji UCTE (sedaj ENTSO-E), • analizo elektroenergetske bilance, • izračun kazalnikov LOLE. Pomemben del študije popisuje tudi ekonomske analize, pri katerih smo preverjali: • primerjavo lastnih cen električne energije iz različnih virov, • primerjavo cen električne energije na trgu z električno energijo, • primerjavo dodatka k ceni električne energije za porabnika električne energije, zaradi stroškov zagotavljanja rezerve moči ter stroškov za shemo spodbud v RVE, • ugotavljanje dobičkonosnosti investicij v JEK 2 ter RVE. V zadnjem sklopu študije obravnavamo dosego okoljskih zavez s poudarki na: • ocenjevanju izpustov CO2, • doseganju deleža OVE v bruto porabi električne energije. Za analize so bistveni vhodni podatki, pri čemer velja izpostaviti: • predvidena vlaganja v proizvodne zmogljivosti: o vlaganja v koncentrirane vire, o vlaganja v RVE, • predvideno rast porabe, • predvidene ukrepe učinkovite rabe energije (URE). Poudariti je treba, da smo po NEP 2010 [13] privzeli naslednja izhodišča: • razvojni načrt izgradnje koncentriranih virov energije, • napovedi vključevanja nizkega in visokega deleža RVE, kar zajema OVE in majhne enote soproizvodnje toplote in električne energije (SPTE), tako na gorivo iz obnovljivih virov energije, kot tudi na zemeljski plin, • scenarij z intenzivnim vlaganjem v URE in posledično, • scenarij z nizko napovedjo porabe električne energije, Scenariji vlaganja v OVE, SPTE in URE se posredno upoštevajo v scenarijih dolgoročne napovedi porabe električne energije. Po naši presoji so ocene vlaganj v RVE (OVE in SPTE) in URE v NEP 2010 [13] preveč optimistične, čeprav so to zahteve evropskih direktiv, posledično je napovedana dolgoročna rast porabe električne energije prenizka. Zaradi tega smo v analizi upoštevali dodatni scenarij napovedi porabe (Napoved porabe FE), ki zajema tudi vlaganja v RVE in URE. Slika Sl. 1.2 prikazuje oba scenarija. 22000 20000 _ 18000 -f: 16000 Ol C 14000 12000 Z'____ .-•i 10000 i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 -----Napoved porabe FE ---Napoved porabe IJS ■ Pretekla poraba Sl. 1.2. Napoved rasti porabe električne energije. V nadaljevanju predstavljamo kratke povzetke omenjenih analiz, detajlni rezultati pa so obravnavani v poglavjih 6.-8. V sklopu študije so na Inštitutu Jožef Stefan razvili kazalnik pomembnosti elementov in komponent varnostnih sistemov v elektroenergetskih sistemih, in sicer faktor ohranitve tveganja izpadov enot (RAW - Risk Achievement Worth) in faktor zmanjšanja tveganja izpadov enot (RRW - risk reduction worth), ki sta merili tveganja, ki identificirata najpomembnejše komponente varnostnih sistemov jedrske elektrarne s pomočjo verjetnostnih varnostnih analiz. Podrobna metodologija in rezultati so predstavljeni v nadaljevanju. V sklopu analize zanesljivosti obratovanja smo preučili tranzientno stabilnost agregata JEK 2 in ugotovili da: • s stališča tranzientne stabilnosti JEK 2 (male ali večje enote) je obratovanje v kapacitivnem režimu najneugodnejši primer, saj je v tem režimu moč agregata najmanjša, kar pa vpliva na sposobnost agregata odvesti zadostne količine energije, ki se med napako kopiči v rotirajočih masah, • v črpalnem režimu obratovanja ČHE Kozjak ugodno vpliva na tranzientno stabilnost agregata JEK 2 (male ali večje enote), • v turbinskem režimu obratovanja CHE Kozjak poslabša razmere tranzientne stabilnosti JEK 2 (male ali večje enote), vendar je vpliv relativno majhen. V okviru analize tranzientne stabilnosti ostalih agregatov v sistemu ugotavljamo: • kritični čas odstranitve motnje NEK se precej podaljša, če obratuje JEK 2, in sicer je vpliv večje enote večji kot manjše, • vpliv JEK 2 je praktično zanemarljiv na kritični čas odstranitve motnje 6. bloka termoelektrarne Šoštanj (TEŠ 6). Udarni momenti ostalih generatorjev v EES se z vključitvijo JEK 2 znižajo. Podobno se zniža frekvenca lokalnih nihanj z vključitvijo JEK 2 predvsem zaradi velikih rotirajočih mas turbine in generatorja v JEK 2, medtem ko na dušenje nihanj JEK 2 nima posebnega vpliva. Zaradi številnih neznank v vezi z morebitnim bodočim agregatom JEK 2 (predvsem njegove napetostne regulacije) ni mogoče podati natančnejših izsledkov glede vpliva JEK 2 na medsistemska nihanja. V grobem sklepamo, da ima vključitev JEK 2 iz vidika dinamične stabilnosti obratovanja EES pozitiven vpliv. Večja enota JEK 2 je bolj sprejemljiva. V sklopu analize zanesljivosti obratovanja smo preučili občutljivostno analizo obremenitve elementov EES. Za predviden razvoj EES smo izračunali faktorje PTDF, ki predstavljajo spremembo obremenitve elementov EES v odvisnosti sprememb injiciranih moči po vozliščih EES oz. v odvisnosti od izklopov vodov in transformatorjev. Na podlagi PTDF ugotavljamo, da ima sprememba moči v izbranih vozliščih praviloma največji vpliv na električno najbližje vode. Občutljivostne analize kažejo, da v nobenem scenariju ne prihaja do preobremenitev, če sledimo predvidenim investicijam v elektroenergetsko omrežje in če obratujejo vsi elementi omrežja po programu. V sklopu sigurnostne analize obratovanja EES smo preučili tudi kazalnik N-1 in vplivni faktor LODF. Iz slednjih ugotavljamo da, izpad nekega voda povzroči dodatno obremenitev električno najbližjih vodov, vendar načrtovane posodobitve omrežja zadostujejo vsem analiziranim scenarijem razvoja. Ocena zanesljivosti oskrbe z električno energijo temelji na več metodah. V splošnem velja, da za zanesljivo oskrbo z domačimi viri zadostuje vrednost kazalnika LOLE od 4 do 10 ur na leto, kar pomeni, da EES po pričakovanju ni sposoben samostojno pokriti porabe v 4 do 10 urah na leto. Kazalec se izboljša z uvozom električne energije, saj ta nadomesti primanjkljaj v domačem EES. Po pričakovanju ugotavljamo, da vključitev JEK 2, manjše ali večje enote, bistveno izboljša kazalec LOLE in s tem zanesljivost oskrbe odjemalcev z domačimi proizvodnimi viri. Predvideni RVE tudi pripomorejo k izboljšanju razmer, vendar v mnogo manjši meri, saj gre za nestalne vire z manjšo količino proizvedene energije na instalirano moč. Če bi želeli le z RVE doseči raven zanesljivosti oskrbe energije, ki jo zagotavlja izgradnja JEK 2, bi potrebovali nekajkratnik optimističnih napovedanih zmogljivosti RVE, kar je neizvedljivo. V analizi smo kot sprejemljivo raven zanesljive oskrbe z domačimi viri upoštevali vrednost kazalnika LOLE 10 ur na leto, vendar mora država zavzeti stališče glede elektroenergetske neodvisnosti oskrbe z električno energijo in v okviru tega določiti sprejemljivo raven kazalnikov, ki opredeljujejo neodvisnost. Za zanesljivo obratovanje EES je potrebno zagotoviti tudi rezervo moči za izravnavo odstopanj bilanc energije na mejah ter regulacijo frekvence. Ugotavljamo, da se bodo zahteve po primarni rezervi moči pri vseh scenarijih rahlo povečale, vendar ne bo imelo bistvenega vpliva na zanesljivo obratovanje slovenskega EES. Zahteve po sekundarni regulaciji frekvence so odvisne od konične porabe električne energije, iz česar sledi, da bodo ob uresničitvi nizke napovedi rasti porabe rahlo višje kot leta 2010, medtem ko ob uresničitvi visoke napovedi rasti porabe do leta 2030 večje za okoli 25 % glede na leto 2010. Glede na razpoložljive proizvodne zmogljivosti ocenjujemo, da težav z zagotavljanjem moči in energije za sekundarno regulacijo frekvence ne bo. Posebno pozornost smo namenili rezervam moči v okviru povečanega deleža RVE, posebno pri obratovanju vetrnih in sončnih elektrarn, saj gre za nestalne vire, ki zahtevajo dodatne rezerve. Tako bi bilo potrebno za scenarij nizkega vključevanja RVE zagotoviti okoli 40 MW oziroma pri visokem scenariju okoli 200 MW, kar glede na planirane investicije ne predstavlja tehničnih težav, zahteva pa dodatna finančna sredstva, kar se posledično odraža na ceni električne energije za končne odjemalce, prikazano v nadaljevanju. Iz vidika zagotavljanja rezerve moči je najbolj obsežna rezerva za zagotavljanje terciarne regulacije frekvence. V študiji smo analizirali 4 možnosti: • nadaljuje dosedanja politike delnega zakupa rezerve moči v tujini in delnega v Sloveniji (Varianta 1), • povezovanje s sosednjimi regulacijskimi območji (Varianta 2), • celotno zagotavljanje terciarne rezerve moči znotraj slovenskega EES (Varianta 3), • terciarna rezerva moči se v celoti upošteva kot strošek obratovanja JEK 2 (Varianta 4). Ugotovitve kažejo, da bi bilo iz vidika stroškovne učinkovitosti ob izgradnji JEK 2 najbolj smiselna povezava sosednjih regulacijskih območij. Investicija JEK 2 negativno vpliva na zahteve po terciarni regulaciji frekvence, saj zahteva večjo rezervo. V skrajnem primeru bi potrebovali 1.555 MW rezerve moči za zagotavljanje terciarne regulacije frekvence. Rezerva se lahko zakupi tudi v tujih EES, če so na razpolago zadostne prenosne zmogljivosti. Slika Sl. 1.3 prikazuje ocenjene letne stroške zakupa terciarne rezerve moči po različnih variantah za vse scenarije izgradnje JEK 2. 300,0 OJ C OB ^ 3 OU LU o (T! 'c ^ rs v. ro > N ^iO OJ O >-^ 250,0 r^ Ü 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 2009 2015 IJEK0 -Varianta 1 IJEK0 -Varianta 4 IJEK1085 -Varianta 3 IJEK1555 -Varianta 2 2020 Leto IJEK0 -Varianta 2 IJEK1085 - Varianta 1 IJEK1085 - Varianta 4 IJEK1555 -Varianta 3 2025 2030 ■ JEK0 -Varianta 3 ■ JEK1085 -Varianta 2 ■ JEK1555 -Varianta 1 ■ JEK1555 -Varianta 4 Sl. 1.3. Letni stroški zagotavljanja terciarne rezerve moči po različnih scenarijih razvoja EES in variantah zagotavljanja moči. V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi primerjavo lastnih cen posameznih tehnologij RVE ter JEK 2 pri različnih zahtevanih donosnostih investicije. Analize kažejo, da sončne elektrarne predstavljajo najdražji vir z vidika lastnih cen, medtem ko je izgradnja JEK 2 najbolj ekonomična in posledično dobičkonosna v primerjavi z ostalimi viri, slika Sl. 1.4. 400,0 -- 350,0 -- 300,0 -- 250,0 ÖJ m 200,0 -- C OJ u 150,0 ro C to 100,0 50,0 0,0 mHE SE VE SPTE - OVE I 0 % donosnost investicije BP SPTE- GE Zemeljski plin ■ 12 % donosnost investicije JEK 2 Sl. 1.4. Primerjava lastnih cen različnih tehnologij Posebno pozornost smo namenili tudi oceni stroškov za podporno shemo obratovanja RVE. Sliki Sl. 1.5 in Sl. 1.6 kažeta, da bo največja vrednost letnega stroška za zmerni scenarij vključevanja RVE znašala okoli 280 Mio€, medtem ko za intenzivni scenarij okoli 350 Mio€. cc D 350 300 250 S: 200 150 ■o -Q ■O O .i?" 100 o i; 50 lO J \ THTHTHTHTHTHTHTHTHTH(N(N(N(N«N«N«N(N(N(NOn ooooooooooooooooooooo «N(N(N(N(N(N«N«N«N(N(N(N(N(N«N«N«N(N(N(N(N I RVE (leta 2010) IGE ISPTE - ZP I BP I SPTE - OVE VE SE I mHE Leto Sl. 1.5: Skupni strošek subvencij za RVE za zmerni scenarij rasti na letni ravni - konstantne cene spodbud za RVE. 0 oe LU O s: -o .Q TS O a 400 350 300 250 200 150 ii 100 50 0 1 o «O" „O" «O" Leto ■JEK0_VP_ZRVE ■JEK1085_VP_ZRVE ■JEK1555 VP ZRVE JEK0_VP_IRVE -JEK1085_VP_IRVE ■JEK1555 VP IRVE JEK0_NP_ZRVE ■JEK1085_NP_ZRVE ■JEK1555 NP ZRVE JEK0_NP_IRVE ■JEK1085_NP_IRVE ■JEK1555 NP IRVE Sl. 1.9. Primerjava cen električne energije z dodatkom za zagotavljanje rezerve moči in za spodbude za RVE za vse obravnavane scenarije razvoja. V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi primerjavo dobičkonosnosti investicije v JEK 2 po različnih scenarijih razvoja slovenskega EES. Ugotavljamo, da največjo donosnost predstavlja investicija v malo JEK 2 (Sl. 1.10) glede na cene električne energije na trgu in vpliva JEK 2 na te cene, medtem ko je neto sedanja vrednost investicije ob 5,16 % zahtevani donosnosti največja pri investiciji v veliko enoto JEK 2. Neto sedanja vrednost je večja, ker je večja tudi investicijska vrednost. Donosnost investicij v veliko in malo JEK 2 za vse obravnavane scenarije razvoja. V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi analizo doseganja okoljskih zavez, in sicer doseganja mejne količine izpustov CO2 določenih za sektor energetika. Ugotavljamo, da glede na načrtovane enote v sistemu po vseh predvidenih scenarijih razvoja predvidene meje izpustov CO2 za energetiko ne bomo dosegli, slika Sl. 1.11, v kolikor ne bomo radikalno posegali v dovoljenja obratovanja obstoječih in predvidenih termoelektrarn. Ugotavljamo, da vključitev JEK 2 in velikega deleža RVE ob predpostavljenih pogojih ne vpliva na izpuste CO2, saj se izpusti navezujejo na proizvodnjo električne energije v termoelektrarnah, ki ob predvidenih visokih cenah električne energije obratujejo. Prav tako je slovenski EES dobro povezan s sosednjimi EES in ni težav s prenosom energije na tuje trge. Slika Sl. 1.11 prikazuje dolgoročno napoved izpustov CO2, ki se z leti zmanjšujejo. 7000 6500 6000 (N Ej 5500 "tš 5000 4500 4000 i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto -----Omejitve ETS po 2020 ■ Omejitve ETS • Projekcija izpustov Sl. 1.11. Napoved izpustov CO2 ter omejitve za evropsko trgovalno shemo za sektor energetika. V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi analizo doseganja deleža OVE, glede na bruto porabo električne energije, določenih za sektor energetika. Ugotavljamo, da po vseh obravnavanih scenarijih zagotavljamo zahtevan delež OVE za sektor energetika. Večja vključenost RVE pozitivno vpliva na omenjen delež, medtem ko vključitev JEK 2 nima vpliva, saj te elektrarne ne uvrščamo med OVE. o .n ^ O ^ C5 ■M .n n; C OJ ■o JU t^ u > o >N JU Q 65,00% 60,00% 55,00% 50,00% 45,00% 40,00% 35,00% 30,00% N^ N> -O» O ^^ -A «fe rA ^O) O? r^ r^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto • Zahtevan delež • NP_IRVE •VP IRVE ---Zahtevan delež - po letu 2020 -VP_ZRVE -NP ZRVE Sl. 1.12. Delež OVE glede na bruto porabo električne energije. V dolgoročnih napovedih je venomer polno ekonomskih, demografskih, političnih itd. neznank, zato je točnost napovedi omejena. Iz tega razloga so scenarijske analize najboljša izbira, saj analizirajo vrsto različnih predpostavk v razvoju EES. Poleg omenjenih scenarijev razvoja slovenskega EES smo morali upoštevati tudi vrsto vplivov, stanj in dolgoročnih načrtov v EES. Neznanke, ki se pojavijo so cena tehnologij in obratovalnih stroškov po posameznih virih energije, višina finančnih spodbud za RVE, investicije v omrežje v slovenskem EES in v okoliških državah, investicije v proizvodnje enote v Sloveniji in okoliških državah, prehodi moči preko slovenskega omrežja zaradi tržnih in netržnih razmer itd. Kljub mnogim neznankam v EES pa vseeno lahko izluščimo najpomembnejše prednosti in slabosti JEK 2 ter RVE. Glavne prednosti in slabosti 1.085 MW JEK 2 glede na opravljene analize so: • prispeva k energetski neodvisnosti, • prispeva k zanesljivosti obratovanja slovenskega EES, • znižuje ceno električne energije na trgu na debelo, • nima negativnega vpliva na izpuste CO2, • poveča zahtevano terciarno rezervo moči. Glavne prednosti in slabosti 1.555 MW JEK 2 glede na opravljene analize so: • prispeva k energetski neodvisnosti (še bolj kot 1.085 MW JEK 2), • prispeva k zanesljivosti obratovanja slovenskega EES, • znižuje ceno električne energije na trgu na debelo (še bolj kot 1.085 MW JEK 2), • nima negativnega vpliva na izpuste CO2, • poveča zahtevano terciarno rezervo moči (še bolj kot 1.085 MW JEK 2). Glavne prednosti in slabosti RVE glede na opravljene analize so: • delno prispevajo k energetski neodvisnosti, • pozitivno vplivajo na izpolnj evanje evropskih okolj skih zavez, • povečujejo ceno električne energije za porabnika. 2. METODOLOGIJA Primerjava strateškega pomena jedrske energetike z ostalimi viri energije s stališča vpliva na gospodarstvo zahteva uporabo primernih metodologij, ki podajajo odgovore z naslednjih vidikov: • tehnični vidik, • ekonomski vidik, • razvojno-tehnološki vidik, • okoljski vidik. Gre torej za široko področje analize, zato se to poglavje namenja opisu metodologij in matematičnih modelov, ki se uporabljajo pri predvidenih analizah. 2.1. METODOLOGIJE ZA PRIMERJALNO ANALIZO S TEHNIČNEGA VIDIKA Električna energija predstavlja najbolj praktično obliko energije, ki jo je mogoče uporabljati v vsakdanjem življenju, saj je praktično vedno na razpolago, je čista oblika energije in primerna za delovanje naprav, ki jih uporabljamo. To je tudi razlog, da poraba te oblike energije v primerjavi z ostalimi oblikami najhitreje narašča. V Sloveniji predstavlja proizvodnja električne energije z jedrsko tehnologijo približno 30 % delež v končni porabi, kar pomeni, da ima ta tehnologija močan vpliv na življenje posameznika in na gospodarstvo. Razvoj novih tehnologij za izkoriščanje drugih energentov je v razmahu in njihov delež se povečuje, še posebej ker se teži vzdržnostnem in okolju prijaznem razvoju. To pomeni, da tudi ta del ni zanemarljiv s stališča vpliva na gospodarstvo in ga je treba vključiti v predvidene analize. Zavedati se je treba, da je predpogoj za njeno uporabo zanesljivo delovanje elektroenergetskega sistema (EES), ki zajema zanesljivo proizvodnjo in prenos električne energije. Gre za kompleksen sistem z nekaj posebnostmi: • električne energije ni mogoče učinkovito shranjevati v velikih količinah, zato je treba potrebe po električni energiji sproti pokrivati s primernim angažiranjem proizvodnih enot; • visoka dinamika odjema kot posledica ravnanja odjemalcev in posledično visoka dinamika na strani proizvodnih virov, • nenehno spreminjanje strukture omrežja zaradi izpostavljenosti zunanjim dejavnikom, kot so neurja, strele, poškodbe elementov itd.; • nelinearnost sistema, ki izhaja iz lastnosti samih elementov, • raznolikost proizvodnih enot s stališča tehničnih lastnosti, kot so časovne konstante, nazivne moči, izkoristki, energenti ipd.; • povezanost s sosednjimi sistemi in medsebojni vplivi med sistemi. Zaradi navedenih lastnosti EES zahteva tehnična analiza posebne metode, modele in matematična orodja, ki jih predstavljamo v nadaljevanju. 2.1.1. Obremenitev prenosnega omrežja 2.1.1.1. Izračun pretokov moči Izračun pretokov moči je pomembno orodje za analizo EES v normalnem, stacionarnem obratovalnem stanju. Rezultat analize pretokov moči so napetosti in koti po vseh vozliščih v sistemu, kateri pa posredno definirajo pretoke po vodih in transformatorjih. izračune opravimo na modelu izmeničnih (AC) pretokov moči, kar pomeni, da upoštevamo tako pretoke delovnih kot tudi jalovih moči. Bremena obravnavamo kot ponore delovnih in jalovih moči, generatorje pa v mešanem režimu - pomembne generatorje iz vidika napetostnega profila obravnavamo kot elemente z injicirano delovno močjo in konstantno napetostjo, ostale generatorje pa kot injekcije delovne in jalove moči. V izračunu so prisotni tudi ostali elementi EES, kot so transformatorji, prečni transformatorji, enosmerne povezave med EES. Pri izračunu pretokov moči uporabljamo profesionalna namenska orodja [1]. 2.1.1.2. Opis modela za izračun pretokov moči Equation Section (Next)Za izhodišče izgradnje osnovnega modela (v nadaljevanju označen kot prvi referenčni model oz. REF-1) smo izbrali zimski referenčni scenarij oz. model UCTE1 za leto 2009 (angl. winter reference base case), ki ga pripravlja delovna podskupina UCTE NM&FT (Network Models and Forecast Tools) in ga prikazuje slika Sl. 2.1. Za modeliranje načrtovanih sprememb omrežij smo upoštevali razvojni dokument UCTE Transmission Development Plan [2] in [3], ki nastaja pod okriljem delovne skupine UCTE Coordinated Planning. 1 Organizacija UCTE se je z drugimi združenji sistemskih operaterjev znotraj Evrope v letu 2009 združila v skupno združenje ENTSO-E, regija, ki jo je pokrivala organizacija UCTE, pa se je preimenovala v regionalno skupino Centralna Evropa. Ker so modeli nastali v času obstoja UCTE in delovnih podskpin UCTE, bomo le-te poimenovali po njihovih prvotnih nazivih. Sl. 2.1: Države regionalne skupine Centralne Europe modelirane v izbranem zimskem referenčnem UCTE modelu. Izbrani izhodiščni zimski referenčni model v obliki UCTE-DEF vsebuje podatke o topologiji in injiciranih močeh v interkonekciji UCTE za napetostne nivoje 750 kV, 380 kV, 220 kV in delno tudi nižje napetostne nivoje. Predstavlja zimsko normalno obratovalno stanje za tretjo sredo v januarju leta 2009 (21. januar 2009 ob 10.30 uri). Tako model podaja dobro izhodišče za izgradnjo osnovnega modela omrežja UCTE za leto 2009 za izračune pretokov moči, vendar je v njem opisana le predvidena topologija v obratovalnem stanju v začetku leta 2009, zaradi česar v omrežje UCTE niso nujno vključeni vsi relevantni elementi, ki bodo v obratovanju šele konec leta 2009. Analiza modela je pokazala, da so pomanjkljivosti v EES Avstrije, Italije, Švice, Francije. Nemčije, BiH, Makedonije, Bolgarije in Romunije. Pri tem so mišljeni predvsem vsi tisti elektroenergetski elementi omrežij, ki bodo imeli močan vpliv na razmere v EES Slovenije, kot so npr. vod 2x400 kV Kainachtal - Südburgenland, vod 2x400 kV Dürnrhor - Slavetice in prečni transformator 220/220 kV v RTP Padriciano. V modelu za izračun pretokov moči definirane napetostne nivoje 380 kV povežemo s slovenskim EES, ki ima napetostni nivo 400 kV preko navideznih transformatorjev. Odkrite pomanjkljivosti v izhodiščnem zimskem modelu za leto 2009 smo ustrezno odpravili in v omrežje UCTE vključili manjkajoče elemente. Zaradi nepopolnega modela EES Slovenije v sklopu UCTE modela in nepoznavanje vpliva poenostavljenega modeliranja na končne rezultate analiz smo obstoječ celotni model dopolnili s podrobnim modelom VN EES Slovenije, ki vsebuje natančno modelirane injekcije, porabo in model omrežja napetostnih nivoje v 400 kV, 220 kV in 110 kV. Bilančno vozlišče se nahaja v Nemčiji (vozlišče D7WEIS12). Tako sestavljen model vsebuje 8.005 vodov, 1.192 transformatorjev, 7.030 vozlišč, 3.652 bremen in 1.895 virov proizvodnje. V osnovnem modelu je bila skupna poraba 320,646 GW, izgube so obsegale 5,428 GW proizvodnja pa 326,074 GW. Izmenjave med državami prikazuje slika Sl. 2.2. vJ / ^ 5 ij <^^3048,2 1 1435,8 MW^^ ..... ^ " 1567,2 MW/ O f "4 K 1286,4 MW/ Izvoz > Uvoz Uvoz > Izvoz 'V—vi 538,4 i8,4 1W I h 312,4 MW / / 298,6 MW V -^191,2 /-^^ / 2 mW / 1510,0 MW CH S M A AT 3895,3 / MW MW \ 804,5 MW CT" 146,4 MW/ \ ' --^ CZ I \ /1206,8 M \ 182,9 MW ^ AT J MW ^ MW , 1131,9 MW 494,0 / MW / / / RO 82,2 MW 740,2 MW I-. f V IT V 1218,7 MW 602,6 MW 466,9\ MW f 113,6 MW „ > ^ J RS v /> H ^375,0 MW 142,3 MW 816,8 MW V, \ \ s \\ \ 230,3 \ MW/ X \ / 27,9 91,8 M^^ r MW \ba \ — \ \ 202,4 MW \ 8,4\ GjO 3^9W7I MWV \ ^/X \ 351,2 -JM^ \MW 331,2 MW / ^ " 336,9 MW / 148,8 I I / MW v --Jo 220,8 1«W V Sl. 2.2: Izmenjave med državami regionalne skupine Centralna Evropa v izbranem referenčnem UCTE modelu. 1225,4 317,8 MW 1962,5 MW 215,8 422,7 Poraba je v EES Slovenije obsegala 1.742 MW, proizvodnja pa 2.167 MW. Izmenjave s sosednjimi sistemi na različnih napetostnih nivojih prikazuje slika Sl. 2.3. Razlika med proizvodnjo in porabo predstavlja neto izvoz. 2x 400 kV vod Kainachtal - Maribor P = 2x 274,3 MW 220 kV vod Obersielach - Podlog P = 191,6 MW , 400 kV vod Divača - Redipuglia P = 1040,7 MW 220 kV vod Divača - Padrician P = 178,0 MW 2x 400 kV vod Tumbri - Krško P = 2x 277,4 MW \ 220 kV vod Pehlin - > r\ ■ Divača \ P = 136,3 MW / 400 kV vod Melina - Divača P = 538,5 MW / Sl. 2.3: Pretoki moči na slovenskih meddržavnih povezavah v izbranem referenčnem modelu. Osnovni model smo v skladu z načrti razvoja slovenskega EES in razvoja EES v sosednjih državah nadgradili z elementi v poglavjih 4.3 in 4.4. Tako sestavljen model sedaj vsebuje 8.050 vodov, 1.201 transformatorjev, 7.040 vozlišč, 3.652 bremen in 1.926 virov proizvodnje. 2.1.1.3. N-1 slgurnostna analiza Sistem mora biti dimenzioniran tako, da normalno obratuje vsaj z n-1 elementi, tj. s sigurnostjo n-1. Kriterij n-1 je v skladu z ENTSO-E pravili osnovni kriterij, ki ga je potrebno izpolnjevati pri načrtovanju izgradnje, izgradnji in obratovanju EES. Namen izpolnjevanja kriterija je preprečiti nastop večjih motenj in njihovo širjenje zaradi izpada kateregakoli elementa EES. Izpad enega elementa ne sme povzročiti preobremenitev ostalih vodov in transformatorjev, prav tako ne sme povzročiti spremembo napetosti izven v naprej določenega področja. 2.1.1.4. Faktorji PTDF Faktorji PTDF (angl. Power Transfer Distribution Factors) podajo spremembe obremenitev v sistemu, glede na spremembe prenosa električne moči med različnimi točkami injekcij v sistemu. Uporaba faktorjev PTDF predstavlja alternativni način izračuna pretokov moči, ob pogoju, da se topologija omrežja ne spreminja. Z njihovo uporabo lahko določimo pretoke moči brez ponovne izvedbe klasičnega izračuna pretokov moči. Vrednosti faktorjev PTDF so določene z linearno aproksimacijo enačb pretokov moči in določajo kako se pretok moči med točko generacije in točko odjema porazdeli po omrežju. Vsaka sprememba v sistemu ima namreč posledico spremembe pretokov moči na vodih. Izračun faktorjev PTDF temelji na lineariziranih enačbah za izračun pretoka delovnih in jalovih moči, ki so se v osnovi algebrajske in nelinearne. Ker je izračun PTDF faktorjev kompleksen, se za izračun uporabi enak model omrežja za izračun DC pretokov moči, kar pomeni, da zanemarimo vpliv izgub v sistemu, upoštevamo da so vse napetosti enake 1 per unit ter predpostavimo, da so razlike kota dovolj majhne, s čimer odpadejo nelinearnosti v izračunu pretokov moči. Prav tako se za poenostavitev v izračunih ne upoštevajo pretoki jalove moči. Poenostavljen analitični izraz za izračun faktorjev PTDF za pretok delovne moči na vodu i-j nam podaja naslednja enačba [4], [5] PTDF( = dS^ kjer je Jacobijeva matrika J = dp db dS r-1 Tako lahko zapišemo matriko PTDF na vseh povezavah v omrežju za vse vplive. PTDF = PTDF^ ... PTDF^^ PTDF, AP, PTDF, AP„ (1.1) (1.2) (1.3) in matrično enačbo: AP' AP' APm =PTDF• AP AP kjer je m oznaka povezave v omrežju in n število vozlišč. (1.4) Pretok moči na vodu i-j po nastopu motnje v obliki spremembe obremenitve, je enak: ^ = Pt0 + , (1.5) kjer je P^^0 pretok delovne moči izhodiščnega obratovalnega stanja, torej pred spremembo obremenitve. Matrika PDTF se s spreminjanjem obratovalnega stanja spreminja, saj se spreminjajo spremenljivke stanja. Faktorji za delovne pretoke moči se minimalno spreminjajo z spremembami obremenitev v normalnem obratovalnem stanju, zato lahko predpostavimo, da so faktorji konstantni, s čimer je sprememba pretoka na vodu linearno odvisna od sprememb obremenitev vozlišč [4]-[5]. 2.1.1.5. Faktorji LODF V omrežju ima vsak vod svoj nabor faktorjev LODF, ki nam povedo, za koliko se bo spremenil pretok na opazovanem vodu ob izpadu nekega voda. Za razliko od faktorjev PTDF, ti ohranjajo svoje vrednosti, ko se spremeni topologija omrežja. Ker so izračuni pretokov moči zamudni, se je razvila metoda določitve pretokov moči ob izpadu nekega elementa v omrežju. Za vsako omrežje se predhodno določijo faktorji LODF. Uporaba teh faktorjev je podobna uporabi faktorjev PTDF. Uporabni so le za določanje pretokov delovnih moči na vodih. Faktorji LODF se lahko uporabljajo pri sigurnostni analizi za računanje n-1 kriterija, kjer izpade en element v sistemu. Prav tako se uporabljajo pri analizi n-2 kriterija, kjer izpadeta dva elementa. Ko izpade nek vod, se pretoki moči v sistemu spremenijo. Pri tem se ne smejo preobremeniti ostali vodi. Metoda je sposobna izračunati pretoke moči za poljubno število opazovanih vodov, medtem ko poljubno število vodov izpade. Izračuni imajo določeno napako, toda kot bomo videli v nadaljevanju, so te napake majhne in je smiselno uporabljati faktorje LODF namesto klasičnih izračunov za določanje pretokov moči v sistemu. Z uporabo LODF^se oceni vpliv spremembe pretoka moči na pretok Pj na vodu ij ob izpadu voda kl. Faktor LODF določa delež pretoka delovne moči, ki ga dobi opazovani vod od izpadu nekega drugega voda [6]-[7]. AP(kl) LODF. ij P ij ^ kl (1.6) Faktorje LODF lahko združimo v matriko. LODF = LODF, M, LODF, M, LODF, M,, LODFO; lodfMO: LODF O„ M (1.7) kjer M predstavlja nabor opazovanih vodov u in O predstavlja nabor izpadlih vodov :. Linijski izpadni distribucijski faktor je definiran kot sprememba v pretoku delovne moči na opazovanem vodu, zaradi izpada nekega drugega voda. Faktor je normiran na MW. pM+LODF^O PO , (1.8) kjer je PM^^ vektor pretoka moči na opazovanih vodih po izpadu vodov O velikosti u x1, u število opazovanih vodov, PM0 vektor pretoka moči pred izpadom na opazovanih vodih velikosti u x1, POI vektor pretoka moči pred izpadom na izpadlih vodih velikosti v x1, v število izpadlih vodov LODFM,0 matrika velikosti u x v. V kolikor upoštevamo izpad le enega voda na enkrat (N-1), potem se PO^ vektor pretoka moči pred izpadom na izpadlih vodih ter L0DFM,0 matrika ustrezno reducirata, saj prva postane skalar, druga pa reda u x 1 [6]-[7]. 2.1.2. Napoved porabe 2.1.2.1. Splošni ekonometrični model napovedi porabe električne energije Napoved porabe električne energije smo izvedli po dveh scenarijih in sicer scenarij nizke rasti napovedi porabe, ki jo je napovedal Inštitut Jožef Stefan (US) [13] ter napoved zmerne rasti porabe, ki smo jo na podlagi spodaj prikazane metodologije napovedali na Fakulteti za elektrotehniko Univerze v Ljubljani (FE). Za napoved porabe električne energije v Republiki Sloveniji za obdobje 2009 - 2030 smo uporabili Model za dolgoročno napoved porabe električne energije, razvit na UL FE [9]. Porabo električne energije smo določili kot vsoto porabe električne energije, ki jo porabniki odjemajo od distribucij, in porabo električne energije na neposrednem odjemu. Pri tem modelu smo na podlagi spremenljivk, ki vplivajo na porabo električne energije, sestavili ekonometrični model porabe električne energije, ki zahteva dolgoročne napovedi vseh vplivnih spremenljivk. To v praksi pomeni, da moramo za napovedovanje porabe, ki je odvisna, recimo, od bruto družbenega proizvoda, poznati napoved gibanja bruto družbenega proizvoda. Medtem ko napovedi za nekatere od teh spremenljivk izdajajo institucije za makroekonomske napovedi, so napovedi za nekatere druge spremenljivke precej kratkoročne. Za slednje se zato največkrat poslužujemo različnih ekstrapolacijskih metod oz. drugih kredibilnih informacij. Vse vplivne spremenljivke izhajajo iz makroekonomskih vplivov (bruto domači proizvod (E), izdatki za potrošnjo v gospodinjstvih (G)), vremenskih vplivov (temperatura (T)) ter vpliv umetnih spremenljivk (D), ki v modelu predstavljajo neposredni odjem. BDP Izdatki za potrošnjo Poraba električne energije Temperatura Umetne spremenljivke Sl. 2.4: Vplivne spremenljivke V ekonometričnem modelu predpostavljamo, da je vpliv in povezava med vplivnimi spremenljivkami linearna. To pomeni, da je poraba električne energije preprosto linearna kombinacija vplivnih spremenljivk, pri kateri koeficiente teh spremenljivk določimo z metodo najmanjših kvadratov odstopanj. Z uporabo določenih predpostavk in s poenostavitvami smo poiskali dejanske povezave med temi spremenljivkami in porabo električne energije. Pri tem je potrebno poudariti, da na izbiro spremenljivk vpliva tudi dostopnost njihovih zgodovinskih podatkov in podatkov o njihovih napovedih za prihodnost. Za modeliranje porabe električne energije so potrebni zgodovinski podatki odvisnih in neodvisnih spremenljivk, s katerimi izračunamo parametre modela. Za napoved porabe za prihodnost pa so napovedi neodvisnih spremenljivk prav tako potrebne. Za neodvisne spremenljivke potrebujemo torej zgodovinske podatke in napovedi za prihodnost, medtem ko za odvisno spremenljivko potrebujemo samo zgodovinske podatke. Ker linearna predpostavka pri mnogih naravnih in ekonomskih procesih ne drži, se v ekonometričnem modeliranju uporabljajo t. i. transformacije spremenljivk, ki omogočajo opis določenih najpogostejših nelinearnih povezav med spremenljivkami. Tako smo uporabili pet različnih modelov, ki temeljijo na različnih transformacijah spremenljivk. Te transformacije so: 1. Brez transformacije (absolutne vrednosti). Pri uporabi absolutnih vrednosti gre za linearno povezavo med neodvisnimi spremenljivkami in odvisno spremenljivko. 2. Razlike absolutnih vrednosti. Namesto absolutnih vrednosti nas zanima vpliv diferenc neodvisnih spremenljivk na diferenco odvisne spremenljivko. Transformacijo zapišemo kot: ft = -(1.9) kjer je xt originalna spremenljivka in ft transformirana spremenljivka. 3. Logaritem absolutnih vrednosti. Gre za pogosto transformacijo pri ekonometriji in analizi finančnih časovnih vrst, ki predvideva eksponentno (logaritemsko) povezavo med neodvisnimi spremenljivkami in odvisno spremenljivko. Transformacijo zapišemo kot: ft= In Jt (1.10) kjer je xt originalna spremenljivka in ft transformirana spremenljivka. 4. Kvocient. Zanima nas povezava med kvocienti neodvisnih spremenljivk in kvocientom odvisne spremenljivke, pri čemer je kvocient spremenljivke ft definiran kot razmerje med sedanjo vrednostjo spremenljivke xt in preteklo vrednostjo spremenljivke xt-i . Transformacijo zapišemo kot: V ft(1.11) Vt-1 kjer je xt originalna spremenljivka in ft transformirana spremenljivka. 5. Logaritem kvocientov. Podobno kot pri kvocientu nas pri logaritmu kvocientov zanima povezava med logaritmiranimi kvocienti neodvisnih spremenljivk in logaritmiranim kvocientom odvisne spremenljivke, pri čemer je logaritem kvocienta spremenljivke definiran kot: V ft = In^-^) (1.12) Vt -1 kjer je xt originalna spremenljivka in ft transformirana spremenljivka. Porabo električne energije smo torej modelirali s petimi različnimi modeli, ki predvidevajo drugačen vpliv in povezave med spremenljivkami. Na ta način smo lahko izbrali model, ki najboljše opisuje porabo električne energije. 2.1.2.2. Viri in obdelava podatkov Za modeliranje napovedi porabe električne energije smo uporabili podatke v četrtletni resoluciji, ki smo jih preračunali na tekoče letne vrednosti. Z uporabo četrtletne resolucije podatkov na letni ravni se izognemo sezonskemu vplivu (zima/poletje) in povečamo velikost vzorca za analizo. Tako časovna serija teh podatkov obsega obdobje od začetka 1995 do 3. četrtletja 2006. Podatke o porabi električne energije v RS smo pridobili iz Statističnega letopisa Energetskega gospodarstva Republike Slovenije [41]-[44], iz baze podatkov Elektra Slovenije (ELES) [36]-[45], iz Statističnega urada Republike Slovenije (SURS) [49], Direktorata za energijo na Ministrstvu za gospodarske dejavnosti RS in od distribucijskih podjetij Elektro Ljubljana, Elektro Maribor, Elektro Primorska, Elektro Celje in Elektro Gorenjska. Podatke o bruto domačem proizvodu (BDP) smo pridobili od SURS [49]. Uporabili smo podatke normirane na cene iz leta 2000, desezonirane in prilagojene na število dni v milijonih €. Uporabili smo četrtletno resolucijo podatkov od vključno 1. 1. 1995 dalje. Posamezen podatek, uporabljen pri modeliranju porabe električne energije, je enak seštevku podatkov za zadnja štiri četrtletja, tako da vsota predstavlja bruto domači proizvod za opazovano letno obdobje. Obdelan je bil vpliv temperature zraka na porabo električne energije z dvema parametroma in sicer toplotnim indeksom HDD in hladilnim indeksom CDD. Oba indeksa je možno izračunati na podlagi zgodovinskih podatkov o povprečni dnevni temperaturi zraka v RS, ki smo jih pridobili od Agencije Republike Slovenije za okolje [120]. Povprečna dnevna temperatura izražena v ° C izbrane vremenske postaje je izračunana iz treh časovnih meritev, ki so zmerjene ob 7., 14. in 21. uri, po enačbi, ki smo jo dobili od Agencije Republike Slovenije za okolje [120], T, = 1(To7 + + 2 • T,i) (1.13) kjer je Td povprečna dnevna temperatura zraka, To? temperatura zraka ob 7. uri, T14 temperatura zraka ob 14. uri in T21 temperatura zraka ob 21. uri. Toplotni indeks HDD za četrtletje smo izračunali kot vsoto razlik med povprečno dnevno temperaturo zraka in temperaturo 15 ° C, kadar je povprečna dnevna temperatura zraka nižja od 15 ° C. HDDq =-2(T, -15), T, < 15 (1.14) ,=1 kjer je Td povprečna dnevna temperatura zraka, Nq pa število dni v posameznem četrtletju. Toplotni indeks smo prilagodili na letni ravni s četrtletno resolucijo. Hladilni indeks CDD za posamezno četrtletje smo izračunali kot vsoto razlik med povprečno dnevno temperaturo zraka in temperaturo 18 ° C, kadar je povprečna dnevna temperatura zraka višja od 18 ° C. CDDq =2 (T, -18), T, > 18 (1.15) d=1 kjer je Td povprečna dnevna temperature, Nq pa število dni v posameznem četrtletju. Hladilni indeks smo prilagodili na letni ravni s četrtletno resolucijo. 2.1.2.3. Modeli za napoved porabe električne energije Model absolutnih vrednosti vhodnih parametrov Osnovni model absolutnih vrednosti vhodnih parametrov definiranih v prejšnjem poglavju je: Wc + 2 ÄWC, + ^ E + ^ ^ + a,HDD + ^ CDD (1.16) i=1 kjer je t čas, W^t. skupna poraba električne energije razen porabe neposrednega odjema, Et bruto domači proizvod, Gt potrošnja v gospodinjstvih, HDDt toplotni indeks in CDDt, hladilni indeks. Model razlik absolutnih vrednosti vhodnih parametrov Model razlik absolutnih vrednosti vhodnih parametrov definiranih v prejšnjem poglavju ima naslednjo obliko: 5 w; =a+2 ^AW', + +aAG+^ahdd+^ACDD (1.17) i=1 kjer je diferenca absolutnih vrednosti posamezne spremenljivke A.ft definirana kot: Af, = x^ - Jt-1 (1.18) Po izločitvi vseh regresijskih spremenljivk z majhno statistično težo ali z neustreznim predznakom, ostanejo vrednosti avtoregresijska člena Wt-1, bruto domači proizvod Et, toplotni indeks HDDt. in hladilni indeks CDDt.. Model logaritmov absolutnih vrednosti vhodnih parametrov Pri modelu logaritmov absolutnih vrednosti vhodnih parametrov definiranih v prejšnjem poglavju smo izhajali iz sledečega modela: 5 =a0 +a1t + 2 A, In W^l, + a2 In Et + a3 In Gt + a4 In HDDt + a5 In CDD^ (1.19) i=1 Po izločitvi vseh regresijskih spremenljivk z majhno statistično težo ali z neustreznim predznakom, ostanejo konstanta a0, časovno odvisni člen a^t, vrednosti avtoregresijska člena ^ A In ter toplotni indeks a InHDD. i=\ Model kvocientov vhodnih parametrov Model kvocientov vhodnih parametrov definiranih v prejšnjem poglavju ima naslednjo obliko: w; ^ , w;, E G HDD CDD^ = a0 + > + + + a3-^ + a4-^ (1.20) Po izločitvi vseh regresijskih spremenljivk z majhno statistično težo ali z neustreznim E predznakom, ostanejo konstanta a, kvocient bruto domačega proizvoda a—~, kvocient Et-i HDD .......... CDD, toplotnega indeksa a-— ter kvocient hladilnega indeksa a.-—. 3 HD^ CDD^_, Model logaritmov kvocientov vhodnih parametrov Model logaritmov kvocientov vhodnih parametrov definiranih v prejšnjem poglavju ima naslednjo obliko: , w; ^ , , w;, , E , G , HDD , CDD, = a + / A In-^^ + a In-^ + a In-^ + a In-^ + a In-^(1.21) Wt-i 0 ^^^ i Wt-i-i l E-i 2 Gt-i 3 HDDt-i 4 CDD-i( ) Po izločitvi vseh regresijskih spremenljivk z majhno statistično težo ali z neustreznim predznakom, nam ostanejo konstanta a0, logaritem kvocienta bruto domačega proizvoda ajl^-^^, logaritem kvocienta toplotnega indeksa a^ In HDDt ter logaritem kvocienta Et-i HDDt-i hladilnega indeksa a^ In CDD' CDD,-i Uspešnost vseh zgoraj izračunanih modelov smo preverili tako, da smo vse modele preračunali nazaj v absolutne vrednosti in preverili, kako dobro se model ujema z originalnimi podatki o pretekli porabi električne energije porabniških skupin. Pri tem smo kot merilo ujemanja uporabili standardno napako izračuna (ang. Standard Error of the Estimate). 2.1.2.4. Napoved vplivnih spremenljivk Za napoved BDP in izdatkov za potrošnjo v gospodinjstvih obstajajo srednjeročne napovedi, ki jih pripravlja UMAR (Urad za Makroekonomske Analize in Razvoj) [10]-[11], tako da je za dolgoročno napoved potrebno ekstrapolirati srednjeročne napovedi. Večjo težavo predstavlja napoved indeksov HDD in CDD, ki se nanašata na temperaturo, to pa je zelo težko natančno dolgoročno napovedati. Za napovedovanje srednje vrednosti temperature smo uporabili logistično krivuljo: Ker četrtletne temperature preveč nihajo napovemo četrtletne srednje temperature na podlagi napovedanih srednjih letnih temperatur. To storimo tako, da preračunamo vrednost koeficienta g logistične krivulje na vrednosti posameznih četrtletij s preprostim proporcionalnim preračunom. Ostala dva koeficienta logistične krivulje (a in b) nastavljamo tako, da se krivulja čimbolj ujema preteklim srednjim vrednostim in napovedanim vrednostim za leto 2100. 2.1.3. Napoved rasti razpršenih virov energije Za napoved rasti razpršenih virov električne energije smo uporabili napovedi Inštituta Jožef Stefan v Nacionalnem energetskem programu - NEP, ki je bil pripravljen leta 2010 [13]. Poleg povzemanja napovedi rasti vključevanja RVE smo podali tudi pregled potencialov po posameznih tehnologijah. Ti so večinoma povzeti po študiji [14], ki natančno opredeljujejo teoretične, tehnične ter ekonomske oziroma ekološke potenciale posameznih virov. Teoretični potenciali so tisti potenciali, ki obstajajo, vendar jih dejansko zaradi mnogih vplivov in omejitev ni mogoče izrabiti. Omejitve so lahko tehnične narave (npr. izkoristki transformacij energij ipd.). Del teoretičnega potenciala, ki ga z dano tehnologijo lahko izkoristimo, imenujemo tehnični potencial. Tega bi se dalo v celoti izrabiti, če ne bi naleteli na ovire, ki so povečini družbene, naravovarstvene, ekonomske narave ali drugačne). 2.1.4. Neto prenosne zmogljivosti Ena izmed nalog ENTSO-E je poenotenje izračuna neto prenosnih zmogljivosti (NTC) med sosednjimi državami ter tako narediti pregled interkonekcijskih prenosnih zmogljivosti na ravni EU. Prav tako v strokovnih publikacijah ENTSO-E definira metodo za določevanje čezmejnih prenosnih zmogljivosti [15]-[17]. Pri izračunu prenosnih zmogljivosti sta pomembni dve vrednosti in sicer tehnične omejitve fizičnih pretokov moči na vodih (angl. total trasfer capacity, TTC), ki so v skladu z največjim možnim izmenjavam moči med dvema področjema pri čemer zadostimo sigurnostne kriterije v obeh področjih ter neto prenosne zmogljivosti (angl. net transfer capacity, NTC), ki so največje možne izmenjave moči med dvema področjema pri čemer zadostimo sigurnostne kriterije v obeh področjih ter tehnične negotovosti pri stanju omrežja v prihodnosti [15]. Vrednost TTC določa enačba (1.23), NTC pa enačba (1.24). TTC = BCE + AP (1.23) NTC = TTC - TRM (1.24) kjer je BCE izmenjava po osnovnem scenariju (načrtovana izmenjava), AP največja sprememba proizvodnje, ki jo je mogoče določiti regulacijskim območjem, udeleženim v interkonekciji, brez kršenja kriterija N ali (N-1) in prenosna rezerva (angl. transfer reliability margin, TRM). trm zajema varnostno maržo v skladu z negotovostjo pri izračunu TTC, katera vsebuje: • Spremembe pretokov moči kot posledica delovanj a regulacij e frekvence. • Nujnih izmenjav med SO zaradi neplaniranih situacij v realnem času. • Netočnosti v zbiranju podatkov in meritvah. Vrednost TRM v slovenskem elektroenergetskem sistemu predstavlja 20% TTC. NTC se nadalje deli na že dodeljene prenosne zmogljivosti (AAC) ter razpoložljive prenosne zmogljivosti (ATC). Definicija razpoložljive prenosne zmogljivosti je zapisana v enačbi (1.25). ATC = NTC - AAC (1.25) Sl. 2.5: Grafični prikaz posameznih postavk in razmerij med posameznimi pojmi v določevanju prenosnih zmogljivosti. Prenosne zmogljivosti se določijo za obe smeri in so v večini primerov različne za uvoz in izvoz električne energije, saj drugje nastajajo ozka grla. Največja težava pri tem je ravno izračun TTC. Uporabi se metodo s spremembo proizvodnje, katera se ukvarja z načinom razdelitve globalne spremembe izmenjave med različnimi proizvodnimi enotami. Izbrani generatorji se za določitev vrednosti TTC uporabijo na naslednji način: v območju enega SOja (generatorji i = 1,n) se poveča delovna moč generatorjev, v območju drugega SO-ja (generatorji j = 1,m) pa se proizvodnja zmanjša ob istem času za enako vrednost. Takšno spremembo je mogoče izvesti na več načinov, ki jih popisuje ENTSO-E [18]. V študiji smo uporabili metodo B, pri kateri ne upoštevamo omejitev proizvodnje. Metoda temelji na tem, da se vsi izbrani dovodi se spremenijo proporcionalno trenutni proizvodnji: p new 1 pdec=p+Ap I ^ 1=1 p, n 1=1 (1.26) (1.27) Pri tem je p proizvodnja delovne moči, F^nC nov povečani dovod, v naslednji iteraciji bo enak p , ^^^^eC nov zmanjšani dovod, v naslednji iteraciji bo enak p ter AP sprememba proizvodnje, negativna za povečanje ali pozitivna za zmanjšanje. Ker se pri tej metodi omejitve proizvodnje ne upoštevajo lahko to vodi do prevelike izrabe in nerealnih rezultatov za vrednost NTC. Metoda B tako poda teoretično vrednost NTC za prenosno omrežje, pri tem pa ne upošteva fizičnih omejitev proizvodnje. n ^TRM"" AEmaxn L TTC" NTC^ BCE AEmax" TTC" \ NTC" TRM' Sl. 2.6: Grafični prikaz med razmerji določenih postavk pri izračunu TTC. Za določitev vrednosti TTC se vrednost AP iterativno povečuje, dokler se ne prekrši pomembna omejitev. Po vsakem koraku iteracije je treba preveriti sigurnost po kriteriju N-1 v lastnem prenosnem omrežju. Vsak SO se odloči, kateri elementi se upoštevajo pri analizi sigurnosti po kriteriju N-1. Priporočljivo je, da se poleg lastnega omrežja upoštevajo tudi nekateri elementi v sosednjih sistemih. V vseh primerih morajo sosednji SO medsebojno izmenjati podrobne informacije o sigurnosti. Največja AP, pri kateri so sigurnostni kriteriji še zadoščeni se uporabi za določanje TTC. Med določitvijo vrednosti TTC se odcepi transformatorjev in dovodi jalove moči v vozlišča PQ ne spremenijo. Spremembe izgub, ki jih povzroči sprememba pretoka moči, se kompenzirajo v bilančnem vozlišču. 2.1.5. Zanesljivost oskrbe z električno energijo 2.1.5.1. Bilanca moči Za kakovostno oskrbo odjemalcev je treba v sistemu zagotoviti dovolj moči, ki je na razpolago za pokrivanje odjema in kot rezervna moč za zagotavljanje zanesljivosti obratovanja pri nepredvidenih dogodkih, zaradi negotovosti hidroloških razmer ipd.. Upoštevajo se razmere na VN napetostnem nivoju, t.j. inštalirana moč elektrarn in konična moč odjema. V bilanco moči se ne štejejo razpršeni viri energije, saj je njihovo obratovanje nezanesljivo in posledično ne pripomorejo k zanesljivosti oskrbe z električno energijo. Poleg bilance moči smo preverjali tudi razmerje med inštalirano močjo elektrarn ter konično močjo porabe. S tem, ko je razmerje višje, je tudi zanesljivost oskrbe višja. 2.1.5.2. Bilanca moči po metodologiji UCTE Metodologija UCTE3 ločeno obravnava preteklo in prihodnje obdobje, saj so podatki za nazaj znani, za prihodnost pa se upoštevajo napovedi. Ocenjujejo se razmere po državah, po regijah in na nivoju celotnega ENTSO-E. Na razpolago so tako periodična poročila: • Zadostnost sistema za preteklo obdobje (System Adequacy Retrospective), • Zadostnost sistema za prihodnje obdobje (System Adequacy Forecast). Pri ocenjevanju razmer v preteklem obdobju se upoštevajo dejanske meritve za tretjo sredo v mesecu ob 11.00 uri oz. 10.00 uri v zimskem času. Primerjajo se urna povprečja merjenih vrednosti, s katerimi razpolagajo sistemski operaterji. Za prihodnje obdobje pa veljajo trije časovne reference: • tretja sreda v januarju ob 11.00 uri, • tretja sreda v januarju ob 19.00 uri, • tretj a sreda v juliju ob 11.00 uri, pri čemer ni na razpolago dejanskih meritev, ampak temelji analiza na napovedih. Pri proizvodnih zmogljivostih se za preteklo obdobje upoštevajo dejanske meritve, za prihodnje obdobje pa se upoštevata dva dolgoročna scenarija napovedi: • konservativni scenarij A, ki upošteva le projekte, ki se bodo zanesljivo realizirali, • optimistični scenarij B, ki poleg projektov iz prejšnjega scenarija upošteva še ostale predvidene projekte, pri čemer se upošteva geografska lega elektrarn. V našem primeru imamo podan nabor elektrarn po optimističnem scenariju in posledično obravnavamo le scenarij B. Metodologija nadalje upošteva nerazpoložljivo moč (angl. non-usable capacity), ki vsebuje sistemsko rezervo, remonte termoelektrarn, zmanjšane moči hidroelektrarn zaradi hidrologije in izpade blokov termoelektrarn. Pri analizi preteklega obdobja se upošteva dejansko stanje v referenčnem trenutku, za analizo prihodnjega obdobja pa se upošteva predvideno obratovanje. Če se od inštalirane moči (angl. net generating capacity) odšteje nerazpoložljiva moč, preostane zanesljivo razpoložljiva moč (angl. reliably available capacity), ki mora pokriti odjem (angl. load). Na strani porabe se pri ocenjevanju zadostnosti za preteklo obdobje ne upošteva upravljanje z odjemalci (angl. load management), saj so na razpolago dejanske meritve, ki že zajemajo morebitno upravljanje z odjemom. Če se od zanesljivo razpoložljive moči odšteje odjem, dobimo preostalo moč (angl. remaining capacity), ki je potrebna za pokritje nepredvidenih nihanj odjema in izpadov v referenčnem 3 UCTE združenje se je v letu 2009 združilo z ostali združenji sistemskih operaterjev v Evropi v združenje ENTSO-E. Ker je metodologija nastala v času obstoja UCTE, smo ohranili njeno prvotno poimenovanje. trenutku. Pri metodologiji za prihodnje obdobje se na tem mestu upošteva še predvideno upravljanje z odjemalci. Oceni se še sposobnost izmenjav (angl. exchange capacity), ki pokaže sposobnost uvoza in izvoza moči med sosednjimi območji. Za preteklo obdobje se izmenjave določijo na podlagi razlike med fizičnimi pretoki v sistem in pretoki iz sistema v referenčnem trenutku in se upoštevajo pri določitvi preostale moči z upoštevanjem izmenjav (angl. remaining capacity with exchanges). Ker se referenčni čas in čas konične obremenitve ne sovpadata, upošteva model dodatno postavko, t.j. razliko med mesečno konico in odjemom v referenčnem trenutku (angl. margin against peak load). Za preteklo obdobje so na razpolago meritve, za prihodnost pa napovedi. Pri metodologiji za prihodnje obdobje se upošteva še rezervna zmogljivost (angl. spare capacity), ki jo je potrebno zagotoviti zaradi morebitnih nepredvidenih dogodkov v sistemu. Na podlagi verjetnostnih analiz [19] se ocenjuje, da se za slovenski EES potrebuje 10 % rezervnih zmogljivosti. Referenčna meja zadostnosti (angl. adequacy reference margin) za preteklo obdobje vsebuje razliko med mesečno konico in odjemom v referenčnem trenutku, za prihodnjo obdobje pa upošteva še rezervne zmogljivosti. Preostala meja (angl. remaining margin) je razlika med preostalo močjo in referenčno mejo zadostnosti. Ta kazalnik zadostnosti mora biti pozitiven, če naj bo imel EES zadosti proizvodnih zmogljivosti. Vir: [19] Sistemska rezerva Izpadi blokov termoelektrarn Remonti proizvodnih enot Zmanjšanje moči HE zaradi hldrologlje SI. 2.7: Bilanca moči po metodologiji UCTE. 2.1.5.3. Tveganje izpada napajanja (LOLE) Tveganje izpada napajanja ali verjetnost nepokrivanja porabe (LOLE) predstavlja verjetnost, da domače proizvodne zmogljivosti z upoštevanjem moči iz tujine ne bodo zadostovale za celotno porabo v sistemu s stališča moči. Mejna vrednost za ocenjevanje izgube porabe in s tem kakovostne oskrbe znaša približno 10 ur/leto. Metodologija upošteva razmere na VN nivoju, enako kot pri elektroenergetski bilanci. Pri izračunu kazalca LOLE se upoštevajo naslednji vhodni podatki: • odjem vključno z izgubami v omrežju, • vpliv hidrologij e na proizvodnjo hidroelektrarn, • razpoložljivost termoelektrarn glede na načrtovane zaustavitve (remonti), • razpoložljivost termoelektrarn glede na nenačrtovane zaustavitve (izpadi), • možno angažiranje kogeneracijskih elektrarn glede na potrebe po toploti in tehnološki pari, • možnosti uvoza in izvoza električne energije. Pri izračunu kazalca LOLE se upoštevajo tri karakteristične hidrologije: • 10 % hidrologij a (mokro leto), • 50 % hidrologija (povprečno leto), • 90 % hidrologij a (suho leto). Vsaka od teh določa prispevek hidroelektrarn k pokrivanju odjema. Končna letna vrednost LOLE se izračuna kot utežena srednja vrednost LOLE za posamezne hidrologije, pri čemer je vrednost LOLE, ki ustreza 50% hidrologiji, utežena z 0,7, ostali dve vrednosti pa vsaka z 0,15, saj sta manj verjetni. Razpoložljivost elektrarn se za obdobje med letoma 2010 in 2030 se določijo glede na predvidene remontne cikle in dolgoročno statistična verjetnost razpoložljivosti elektrarn zaradi izpadov. Statistična verjetnost razpoložljivosti elektrarn zaradi izpadov temelji na statističnih obratovalnih podatkih iz obdobja med letoma 1970 in 2008, ki so jih posredovala proizvodna podjetja. Vrednosti podaja tabela Tab. 2.1. Tab. 2.1: Ocenjena razpoložljivost termoagregatov TET PB1,2 TE-TOL1-3 NEK TEB TET 4 TEŠ 1-3 TEŠ4 TEŠ5 0,9718 0,8954 0,8383 0,7 0,9843 0,9137 0,9557 0,9267 Vir:[20], [21], TE-TO Ljubljana. 2.1.5.4. Elektroenergetska bilanca Elektroenergetska bilanca podaja proizvodnjo, porabo ter uvoz in izvoz električne energije. V oceni so elektroenergetske bilance podane za VN omrežje. Proizvodnja na SN nivoju pokriva del odjema končnih odjemalcev na teh in nižjih napetostnih nivojih, kar se na VN nivoju odraža kot znižanje porabe. 2.1.6. Ocena varnost jedrskih elektrarn Aktivnosti na področju povezave med zanesljivostjo elektroenergetskega sistema in med varnostjo jedrskih elektrarn smo razdelili na dve glavni smeri. Prva je bila analiza vpliva zanesljivosti zunanjega električnega napajanja na varnost jedrske elektrarne. Druga je bila razvoj novih faktorjev pomembnosti v elektroenergetskih sistemih. 2.1.6.1. Vpliv zanesljivosti zunanjega električnega napajanja na varnost jedrske elektrarne Varnost jedrskih elektrarn in zanesljivost elektroenergetskega sistema sta medsebojno povezana. Varno delovanje jedrske elektrarne daje velike količine električne energije v EES in hkrati kot močan vir prispeva k njeni kakovosti. Po drugi strani EES daje električno energijo za lastno rabo jedrske elektrarne, kar je še posebej pomembno v času njene zaustavitve in zagona. Začetni dogodek izguba zunanjega napajanja je neželen dogodek, ki se zgodi, če jedrska elektrarna izgubi vse vire zunanjega električnega napajanja. Čeprav je elektrarna opremljena z dizelskimi generatorji, ki se v takem primeru zaženejo, je varnost elektrarne ob tem dogodku poslabšana. To kažejo tudi rezultati verjetnostnih varnostnih analiz, kjer izguba zunanjega napajanja prispeva k kazalcem tveganja nekaj deset odstotkov celote. Trenutne metode za ocenjevanje frekvence izgube zunanjega napajanja so splošne in ne upoštevajo dejanskega stanja elektroenergetskega omrežja in njegovih specifičnih značilnosti. Zato je bila razvita nova metoda za ocenjevanje frekvence začetnega dogodka izguba zunanjega napajanja. Metoda združuje linearni model pretokov moči in analizo dreves odpovedi. V okviru metode so upoštevani pretoki moči med vozlišči, ki predstavljajo transformatorske postaje, in napetosti v njih. Upoštevane so normalne razmere in tudi delovanje pri odpovedi enega daljnovoda. Lokalne vremenske razmere so upoštevane. Identificirane so možne poti dobave električne energije porabnikom, med katerimi je tudi lastna raba jedrske elektrarne. Za vsak porabnik posebej je razvito odgovarjajoče drevo odpovedi [87]. Rezultati kvalitativne in kvantitativne analize drevesa odpovedi so naslednji: • najkrajše poti odpovedi, ki predstavljajo kombinacije odpovedi komponent in ki lahko pomenijo odpovedi sistema, in v konkretnem primeru pomenijo izpad dobave zunanje električne energije za lastno rabo jedrske elektrarne, • zanesljivost EES in • merila pomembnosti komponent ter skupin komponent sistema. Merila pomembnosti identificirajo najpomembnejše komponente sistema s stališča jedrske varnosti. Frekvenca začetnega dogodka izguba zunanjega napajanja je ocenjena na osnovi nezanesljivosti elektroenergetskega sistema za dobavo lastne rabe jedrske elektrarne. Proučen je vpliv sprememb v elektroenergetskem sistemu na varnost jedrske elektrarne. Metoda je bila preverjena na majhnih primerih. Preizkušena je bila na velikem standardnem primeru elektroenergetskega sistema. Uporabljena je za slovenski EES. 2.1.6.2. Faktorji pomembnosti za ocenjevanje varnosti jedrske elektrarne Verjetnostne varnostne analize so standardno orodje za proučevanje zanesljivosti sistemov in varnosti objektov [92]-[94]. V največji meri se uporabljajo za ocenjevanje in izboljševanje varnosti jedrskih elektrarn in vesoljskih poletov. Faktor ohranitve tveganja (RAW - Risk Achievement Worth) in faktor zmanjšanja tveganja (RRW - risk reduction worth) sta merili tveganja, ki identificirata najpomembnejše komponente varnostnih sistemov jedrske elektrarne s pomočjo verjetnostnih varnostnih analiz. Faktor ohranitve tveganja identificira komponente, ki jih je treba skrbno vzdrževati, da se raven tveganja v sistemu bistveno ne poslabša, kar pomeni, da se raven tveganja bistveno ne poveča. Faktor zmanjšanja tveganja identificira komponente, ki jih je smotrno izboljšati, da se raven tveganja v sistemu izboljša, kar pomeni, da se raven tveganja bistveno zmanjša. Pri analizi na ravni posameznega varnostnega sistema faktorja temeljita na nerazpoložljivosti sistema kot merilu tveganja (enačbi (1.28) in (1.29)). Pri analizi na ravni celotne jedrske elektrarne faktorja temeljita na frekvenci poškodbe sredice reaktorja kot merilu tveganja, kar pomeni, da se v enačbah (1.28) in (1.29) nerazpoložljivost sistema nadomesti s frekvenco poškodbe sredice. RAWi = (Ql =1) (1.28) Ös ^ ^ RRWi =-Ös--(1.29) Ö. (Q, = 0) ' ' kjer je RAWi faktor ohranitve tveganja za komponento i, RRWi faktor zmanjšanja tveganja za komponento i, Qs nerazpoložljivost sistema, Qs(Qi=1) nerazpoložljivost sistema pri nerazpoložljivosti komponente i postavljeni na 1, Qs(Qi=0) nerazpoložljivost sistema pri nerazpoložljivosti komponente i postavljeni na 0. Nezanesljivost sistema lahko izračunamo iz izračuna nezanesljivosti dobave električne energije posameznim porabnikom, da upoštevamo uteži sorazmerne velikosti porabnikov (enačba (1.30)). NL Ms =Z Mi^ (1.30) kjer je Ms nezanesljivost sistema, Mi nezanesljivost dobave električne energije porabniku i, NL število porabnikov, Ki velikost porabnika i Pri tem je velikost vseh porabnikov njihova vsota. NL K = (1.31) i=\ Faktor ohranitve tveganja omrežja lahko izrazimo kot v enačbi (1.32). NL NL ^ M, {M, = 1)K, ^ M,K,RAW, rk {Mk_ = 1)_ 1-1 fs 1=1 1=1 NRAwk = ' = -= "^^ILL-' (1.32) kjer je NRAWk faktor ohranitve tveganja omrežja za element k, Ms(Mk=l) nezanesljivost sistema pri nezanesljivosti elementa k postavljeni na l, Mi(Mk=l) nezanesljivost dobave električne energije porabniku i pri nezanesljivosti elementa k postavljeni na l, RAWki faktor ohranitve tveganja omrežja za element k z upoštevanjem porabnika i Faktor zmanjšanja tveganja omrežja lahko izrazimo kot v enačbi (l.33). NL NL NRRWk ^ M^. = -= ^^ „ , (l.33) j/^ ^ ,=1_^ _^=1 Ms {Uk = 0) NL NL M-K. s ' ^^M,{Mk =0)K. '^RMwy kjer je NRRWk faktor zmanjšanja tveganja omrežja za element k, Ms(Uk=0) nezanesljivost sistema pri nezanesljivosti elementa k postavljeni na 0, Mi(Mk=0) nezanesljivost dobave električne energije porabniku i pri nezanesljivosti elementa k postavljeni na 0, RRWki faktor zmanjšanja tveganja omrežja za element k z upoštevanjem porabnika i, Ki velikost porabnika Celostna analiza zanesljivosti obeh izbranih elektroenergetskih sistemov skupaj z vplivom zanesljivosti elektroenergetskega sistema na varnost jedrskih elektrarn je predstavljena v i. referencah [96],[97]. Rezultati, ki kažejo oba faktorja pomembnosti: faktor ohranitve tveganja omrežja in faktor zmanjšanja tveganja omrežja, so za standardni testni primer in za poenostavljen slovenski elektroenergetski sistem prikazani [96],[97]. 2.1.7. Potreba po dodatni moči zaradi visokega deleža RVE Pri vključevanju visokega deleža RVE je zaradi nestanovitnosti proizvodnje in omejenih regulacijskih zmožnosti teh virov potrebna določena rezerva moči v sistemu, predvsem zaradi ohranjanja zanesljivosti preskrbe z električno energijo. Metodologija za zagotavljanje rezerve moči zaradi visokega deleža RVE trenutno ni usklajena na evropski ravni in posledično države, ki zaznavajo težave v sistemu same določajo pogoje in metodologije za določanje rezerve moči. Na podlagi metodologij držav v ENTSO-E bomo dodatno rezervo moči zaradi visokega deleža RVE ocenjevali na podlagi dveh kazalnikov, in sicer: • urnih sprememb proizvodnje moči iz RVE, • napake napovedi proizvodnje električne energije iz RVE. Pod prvo alinejo se bomo osredotočili na nihanja proizvodnje električne energije iz vetrnih elektrarn in sončnih elektrarn. Za ostale vire bomo predpostavili, da so urna nihanja proizvodnje zanemarljiva zaradi daljših časovnih konstant spreminjanja vplivnih dejavnikov npr. pri mHE je pretok vode na turbini manj nepredvidljiv, kot hitrost vetra na vetrnih turbinah [22]. Urna nihanja proizvodnje bomo obravnavali skupaj z porabo električne energije ter tako dobili agregiran model spremembe moči. Nihanja moči bomo statistično analizirali, pri čemer bomo uporabili normalno porazdelitev. Predlagana moč za kritje urnih nihanj bo odražala štirikratno standardno deviacijo nihanj agregirane proizvodnje RVE ter bremen, medtem ko bo dodatna moč za kritje nihanj le zaradi RVE izračunana na podlagi naslednje enačbe: PAR,RVE = PAR,L&RVE ~ PAR,L = 4' (G,S,L&RVE ~GS,L ) (1.34) kjer je gl&rve standardna deviacija urne spremembe moči bremen ter RVE, gs,l standardna deviacija urne spremembe moči bremen, PAR pa predstavlja moč dodatnih rezerv, pri čemer podpis RVE določa dodatne rezerve moči zaradi RVE, podpis L pa zaradi bremen. Podpis S narekuje, da gre za standardno deviacijo urne spremembe moči. Štirikratnik standardne deviacije odraža 99,99 % verjetnost nastopa dogodka. V tem primeru bi ocenili rezervo moči, ki je zadostna v 99,99 % primerih od vseh obratovalnih stanj. Omenjen kazalnik je tako predlagan za povečanje regulacijske rezerve moči, npr. za sekundarno regulacijo frekvence. Takšen način uporabljajo Nordijske države [22]. Drug kazalnik za oceno dodatne moči zaradi visokega deleža RVE bomo izvedli na podlagi napak napovedi proizvodnje iz RVE. Te rezerve bi lahko obravnavali kot rezerve za sekundarno regulacijo frekvence ali kot rezerve za izravnalni trg odstopanj voznih redov. V prihodnosti se pričakuje, da bo zaradi velike količine RVE v sistemu potrebno narediti napovedi proizvodnje v obliki voznih redov. V izračunih smo predpostavili napoved voznih redov za RVE za en dan vnaprej. Glede na točnost oziroma napako napovedi voznih redov bo potrebno v sistemu poiskati ustrezne mehanizme za izravnavo teh odstopanj. Eden izmed možnih mehanizmov je izravnalni trg odstopanj voznih redov. Napake napovedi voznih redov proizvodnje agregiranih RVE definirajo dodatno potrebno moč za sodelovanje na izravnalnem trgu EE. To moč lahko zagotovimo znotraj lastnega EES ali pa se jo zagotovi na zunanjih trgih električne energije - odvisno od predpisov za sodelovanje na izravnalnem trgu, ki pa je v Sloveniji šele v nastajanju. Za določitev referenčne moči smo uporabili štirikratno vrednost standardne deviacije napake napovedi, kar odraža 99,99 % verjetnost da bo rezerva moči zadostovala. PIR,RVE = 4 '^N,RVE (1.35) kjer podpis 1R definira dodatne rezerve na izravnalnem trgu, podpis N pa napaka - torej standardna deviacija napake napovedi. Napako napovedi proizvodnje električne energije iz vetrnih elektrarn ne moremo povzemati iz slovenskega EES, saj še nimamo večjih proizvodnih vetrnih virov. Veliko analiz na področju napovedi proizvodnje iz vetrnih virov je bilo izvedenih v Nemčiji [25], ki je izjemno bogata z vetrnimi viri, tako da smo za natančnost napovedi proizvodnje v Sloveniji predpostavili kar natančnost napovedi v Nemčiji. Glede na veliko količino teh virov v Nemčiji je težko pričakovati, da bi takšno natančnost dosegli tudi v Sloveniji, vendar po drugi strani pričakujemo razvoj metod za natančnejšo napoved, kar bi kompenziralo prvo pomanjkljivost. Napako napovedi proizvodnje električne energije iz fotovoltaičnih elektrarn povzemamo glede na točnost napovedi, ki jo lahko dosežemo v Avstriji in Nemčiji. Obstajajo najrazličnejše metode za napoved proizvodnje sončnega sevanja iz katerega lahko nato določimo proizvodnjo električne energije iz fotovoltaičnih elektrarn. Točnost napovedi je med drugim odvisna tudi od števila sončnih dni ter konstantnosti vremena. Tako lahko v Španiji dosegamo do 20 % boljše napovedi glede na napovedi v Centralni Evropi [23]. Ker so razmere v Nemčiji podobne razmeram v Sloveniji, smo točnost napovedi v nemškem prostoru prevzeli tudi za Slovenijo. Iz študij [23]-[24] točnosti napovedi sončnega sevanja je mogoče izluščiti, da je rRMSE (relativna RMSE ang. Root Mean Square Error - Koren povprečne napake kvadratov odstopanj) enaka 13 %. Vrednost rRMSE je normirana glede na povprečno urno sončno sevanje, vendar le takrat, ko je ta večji od nič, saj je takrat, ko elektrarna ne obratuje (npr. ponoči), točnost napovedi proizvodnje enaka 100 %. Absolutni RMSE je za primer Nemčije enak od 0,6 - 0,09 Wh/Wp. V kolikor podatek o absolutnem RMSE prevedemo na NRMSE, kjer je NRMSE normirana RMSE glede na inštalirano zmogljivost fotovoltaične elektrarne, dobimo nižje relativne vrednosti. Iz slednjih sklepov dobimo naslednje NRMSE napovedi voznih redov prikazane v tabeli Tab. 2.2. _Tab. 2.2: NRMSE napovedi proizvodnje iz VE in SE._ Vetrne elektrarne Sončne elektrarne 24 urna napoved 6,8% 9% Vir: [24] in [25]. NRMSE je definiran kot: IV^ - A ^ / j \ xforecast, i xmea^-ured, i / NRMSE ---(1.36) ^installed Iz NRMSE oz. normiranega korena povprečnih kvadratov napak lahko določimo standardno deviacijo napake v kolikor predpostavimo, da je povprečna vrednost napak enaka 0. Meritve kažejo, da so povprečne vrednosti napak okoli 10 krat manjše od RMSE, tako da prejšnja predpostavka nima velikega vpliva na točnost rezultatov. 2.1.8. Dinamični izračuni 2.1.8.1. Opis modelov posameznih elementov omrežja Celotni model EES je sestavljen iz modelov osnovnih elementov. Pri njihovi izbiri in uporabi je potrebno upoštevati vrsto prehodnih pojavov, ki jih bomo simulirali, in pa podatke o elementih, ki so na voljo. Model električnih vodov Eden od možnih modelov električnih vodov v sistemu, tako nadzemnih kot kabelskih, predstavljajo n - ekvivalentna vezja. Za ta model so potrebni vhodni podatki: ohmska upornost, reaktanca in kapacitivnost na enoto dolžine, ter dolžina voda. Poleg tega je potrebno v model vnesti tudi razmerja med direktno in nično ohmsko upornostjo ter direktno in nično reaktanco, če želimo simulirati tudi nesimetrične pojave. Tovrstni model uporabimo za električno kratke odseke vodov. »Električna dolžina« je seveda odvisna od frekvence prehodnih pojavov, ki jih opazujemo [26]-[30]. V primerih hitrih prehodnih pojavov ob npr. udaru strele znaša dolžina voda, ki jo lahko ponazorimo z enim n - členom reda, nekaj metrov, medtem, ko znaša ta dolžina pri prehodnih pojavih nihanja strojev reda 100 km. Model transformatorja Za predstavitev transformatorjev smo v študiji uporabili preprost model, ki upošteva nazivno moč transformatorja, nazivne napetosti obeh navitij ter kratkostično napetost transformatorja (ohmski in kompleksni del) [26]-[30]. Model pasivnega impedančnega porabnika - bremena Porabnik (breme) je predstavljen s kompleksno impedanco, vezano v zvezdo brez izvedenega zvezdišča. Model bremena je določen s podano delovno in jalovo močjo porabe. Model stikala (odklopnika, ločilnika) Ker v raziskavi prehodni pojavi ob stikalnih manevrih niso predvideni, je za vse vrste stikalnih aparatov uporabljen osnovni model stikala. Ta zajema dve stanji (vklopljeno in izklopljeno), ki sta predstavljeni s konstantnima impedancama (10-6 Q in 10+6 Q). Trenutek vklopa in izklopa sta poljubna, s tem da se pri izklopu tok dejansko prekine šele pri prvem prehodu skozi nič. S tem je upoštevano gorenje električnega obloka v stikalu [26]-[30]. Model zbiralk Ker pričakovane frekvence simuliranih prehodnih pojavov ne bodo segle v kiloherčno (kHz) področje, zbiralk ni potrebno modelirati z njihovimi električnimi lastnostmi. Zato so vse zbiralke, kot tudi odcepna mesta na vodih, predstavljene preprosto z vozliščem, ki nima električnih lastnosti [26]-[30]. Model sinhronskega generatorja Obnašanje sinhronskega generatorja je tako za simulacije prehodnih pojavov kot za izračune v stacionarnem stanju opisano s Parkovim dvoosnim modelom in pripadajočim sistemom enačb. Po tej teoriji so vrednosti statorskih parametrov transformirane v ekvivalentna navitja v direktni in prečni osi vrtečega se rotorja. Sistem diferencialnih enačb, ki opisujejo ta navitja, pa predstavlja osnovo modela v uporabljeni programski opremi. Model tako vključuje tudi dušilna navitja v obeh oseh rotorja ter nasičenja tako glavnega magnetnega polja kot tudi stresanega polja rotorja [26]-[30]. Poleg nadomestne sheme samega generatorja smo modelirali tudi turbinski ter napetostni regulator skupaj z vzbujalnim sistemom. Kot vhod napetostnega regulatorja je uporabljena napetost na sponkah generatorja ali pa kombinacija te napetosti z ostalimi parametri generatorja, kot so tok na sponkah, delovna ter jalova moč, hitrost vrtenja, itd. Izhod iz napetostnega regulatorja predstavlja vzbujalno napetost generatorja. V kolikor napetostni regulator ni podan, se predpostavi konstantno vzbujanje generatorja z vzbujalno napetostjo, ki je potrebna, da dobimo na sponkah generatorja napetost in tok ustrezno izračunanemu stacionarnemu stanju pred začetkom simulacije. Mehansko obnašanje generatorja je določeno s pomočjo njegove vztrajnosti ter mehanske časovne konstante. Generatorju se lahko doda ustrezen model frekvenčnega (hitrostnega) generatorja skupaj z modelom pogonskega stroja. Kot vhod regulatorja je uporabljena hitrost vrtenja stroja, izhod pa predstavlja mehanski moment na osi generatorja. Če regulator ni podan, se upošteva konstanten mehanski moment na osi generatorja, določen iz potreb izračunanih v izračunu pretokov moči pred začetkom simulacije. Potrebni podatki poleg nazivne moči, napetosti in frekvence vsebujejo še podatke o impedanci statorja ter podatke o upornostih in reaktancah po nadomestni shemi. Kot ekvivalent temu je možno uporabiti tudi podatke o subtranzientnih, tranzientnih ter sinhronih impedancah ter časovnih konstantah v obeh oseh. Poleg tega je potrebno podati še mehansko časovno konstanto oziroma vztrajnostni moment. Nasičenje magnetnega kroga pa se poda s pomočjo karakteristike praznega teka (odvisnost napetosti na sponkah generatorja od vzbujalnega toka). Uporabljeni načini dinamične simulacije Zaradi pravilne interpretacije rezultatov (ponekod je potreben tudi različen način modeliranja elementov) omenimo, da smo pri študiju dinamičnih pojavov uporabili dva načina simulacije, in sicer: • izračun v stabilnostnem načinu in • izračun v trenutnem načinu. Prvi način predpostavlja simetrične razmere v omrežju, veličine (npr. tok, napetost) pa so predstavljene s fazorji. Kot rezultat torej ne dobimo sinusnih veličin, pač pa časovne poteke amplitude ali kota fazorjev (npr. toka ali napetosti). Pri izračunu v trenutnem načinu je rezultat časovni prikaz poteka veličin. Razlika med rezultati izračunov obeh načinov torej nastopi le tam, kjer pojavi niso simetrični oziroma pri pojavih, kjer nastopajo višje harmonske komponente, ki jih v stabilnostnem delu ni moč zajeti. Prednost izračuna v stabilnostnem delu je bistveno hitrejši izračun (večji integracijski korak) in enostavnejše modeliranje določenih elementov. Zato je bilo smiselno dalj časa trajajoče pojave, pri katerih so se nesimetrični pojavi iznihali, simulirati v stabilnostnem načinu, v trenutnem načinu pa smo simulirali pojave, kjer nesimetrija bistveno vpliva na veličino, ki jo opazujemo (enopolni zemeljski stik in izračun udarnih momentov generatorjev) [26]-[30]. 2.1.8.2. Obseg modela omrežja Za potrebe študije hitrih prehodnih pojavov ali pojavov povezanih z lokalnimi vplivi bi načeloma zadostovalo modeliranje EES Slovenije in njene bližnje električne okolice. Problem pa lahko nastane, ko želimo ustrezno upoštevati tudi vpliv prečnih transformatorjev (PST) med Slovenijo in Italijo. Glede ta to, da je v modelu upoštevana tudi priključitev prečnih transformatorjev v prihodnosti, je za nastavitev ustrezne delovne točke omrežja potrebno upoštevati nekoliko širšo okolico. Razlog leži v tem, da regulacija kota v povezavah Slovenija - Italija močno vpliva na pretoke moči po omrežju Slovenije in tudi velikega dela Evrope. Zato smo za izhodišče uporabljen obseg modela, kot ga prikazuje slika Sl. 2.8 z modro obrobljenim področjem [26]-[30]. Osnovna značilnost tega modela je, da je bila vsaj v grobem modelirana tudi električna pot, ki poteka po srednji Evropi med vzhodom in zahodom. V vozlišča, v katerih smo model sistema omejili in ki napajajo omrežje, smo postavili nadomestne generatorje (Sl. 2.8 - vijolični generatorji), ki predstavljajo preostanek sistema. Nekatere generatorje smo združili v nadomestne vire (npr. generatorji v Avstriji na Donavi vzhodno od Duernrohra so ponazorjeni s tremi viri pripetimi na 220 kV oziroma 400 kV elektroenergetsko omrežje, generatorji v Srbiji v okolici Beograda do Derdapa so ravno tako združeni v en vir). Hkrati smo dodali dve dodatni povezavi ("nadomestna voda" - vijolična voda - Sl. 2.8), ki predstavljata omenjeno električna pot po srednji Evropi med vzhodom in zahodom. Za bilančno vozlišče je izbrano vozlišče Nave v Italiji. Uporabljeni model obsega 400 kV, 220 kV in 110 kV omrežje Slovenije skupaj s čezmejnimi vodi na 400 kV in 220 kV, poleg tega pa so dodani še pomembnejši prenosni deli sosednjih omrežij, in sicer držav: • Madžarske, • Avstrije, • Italije, • Hrvaške, • Bosne in Hercegovine, • Srbije. Sl. 2.8: Prikaz obsega dinamičnega modela Slovenije in njene okolice 2.2. METODOLOGIJE ZA PRIMERJALNO ANALIZO Z EKONOMSKEGA VIDIKA Pri ekonomskem vrednotenju projektov analiziramo donos v obliki premoženja, zmanjšanja stroškov ali družbene dobrobiti glede na trenutne odhodke premoženja ali ostalih sredstev. Investicija se izplača, če vse prihodnje koristi v zadostni meri odtehtajo poprejšnje izdatke, ki so potrebni za dosego teh koristi. Ekonomsko vrednotenje bo podano v obliki ekonomskih kazalnikov, ki bodo nosili informacijo o donosnosti preučevanih scenarijev. Ti kazalniki se izračunavajo na podlagi denarnih tokov, ki upoštevajo več postavk prihodkov in odhodkov. Zato, da se ovrednotijo davki na dobiček na letnem nivoju, se najprej, v okviru izkaza poslovnega izida, izračuna dobiček pred obdavčitvijo, ki zajema naslednje postavke [31] • dohodke iz poslovanja, • investicijske stroške, • variabilne stroške, • stroške financiranja, • amortizacijo, • preostalo vrednost, • stroške obratovanja in vzdrževanja naprav. Nato se izračunajo projekcije denarnih tokov, ki poleg davkov ta, upoštevajo še naslednje postavke: dohodke iz poslovanja d^, stroški investiranja in re-investiranja c,t, variabilne stroške ^^ preostalo vrednost s , anuiteto za odplačevanje kreditnih obveznosti A^, stroške obratovanja in vzdrževanja naprav o t. Denarni tokovi cf se izračunajo za vsako leto t posebej [31]. cft = d, + st - At -c',t -cv,t -Ot -tat (1.37) Na podlagi denarnih tokov se nato izračunajo naslednji ekonomski kazalci. Neto sedanja vrednost (NPV, angl. Net Present Value) je indeks pogosto uporabljen pri ekonomskem vrednotenju; predstavlja trenutno vrednost vseh pričakovanih bodočih prihodkov in odhodkov v življenjski dobi projekta Z [31]. NPV (1.38) t0(1 + r)t ( ) V splošnem je investicija sprejemljiva, če je NPV, ki se izračuna iz denarnega toka, pozitiven. V nasprotnem primeru projekt za investitorja ni sprejemljiv. Glavna pomanjkljivost tega indeksa je, da ne zagotavlja informacije o stopnji donosnosti, kar je pomemben podatek za investitorja, da ta lažje razlikuje med različnimi projekti različnih vrednosti. Interna stopnja donosnosti (IRR, angl. Internal Rate of Return) je prav tako indeks, ki se pogosto uporablja, in daje informacijo o stopnji donosnosti vloženega kapitala. IRR je diskontna stopnja, ki enači pozitivni in negativni del denarnega toka, oziroma je diskontna stopnja, pri kateri je neto sedanja vrednost enaka nič [31]. Z rf y ct , = o (1.39) t0 (1 + IRR)t Ce je IRR enak ali večji od stroškov izgubljenih priložnosti kapitala (diskontne stopnje) v zasebnih projektih ali socialne diskontne stopnje v državnih projektih, se v projekt izplača investirati. V projektu uporabimo tudi modificirano interno stopnjo donosnosti (MIRR, angl. Modifiend Internar Rate of Return), ki se od IRR razlikuje predvsem v tem, da upošteva vnaprej določeno stopnjo re-investiranja za pozitivni denarni tok NPV^^ in privzema prav tako vnaprej določeno stopnjo diskontiranja negativnega denarnega toka na sedanjo vrednost NP^ß.. S tem bolj natančno ponazarja dejansko dogajanje z denarnim tokom pri projektih [3l]. MIRR = ^NP^ ,. ■ {1 + r f -1 -1 ^PV-^ fr 1 (l.40) Ker je stopnja financiranja fr že upoštevana v izračunih za NPV, je njena vrednost pri izračunu MIRR enaka 0. MIRR rešuje problem pri izračunu IRR, kjer lahko dobimo več rezultatov zaradi večkratnih sprememb predznaka v denarnem toku tekom življenjske dobe projekta. Za primerjalno analizo iz ekonomskega vidika uporabimo tudi izračun lastne cene oz. lastne cene z zahtevanim donosom (LCOE - levelised cost of energy ) [32]. Po računovodskih standardih [54] v Sloveniji se lastna cena določa neposredni stroški materiala, neposredni stroški dela, drugi neposredni stroški, posredni proizvajalni stroški, posredni stroški nabave, posredni stroški uprave, posredni stroški prodaje, posredni stroški obresti in neposredni stroški prodaje oz. drugače prodajna cena brez DDV odšteta za dobiček. Lastno ceno električne energije smo izračunali na podlagi enačbe (l.4l), kjer so spremenljivke • stroški obresti v letu t, • ^ proizvedena energija v letu t. ^ (1 + LCOE =-^--(l.4l) ^(1. r V kolikor podajamo le lastno ceno električne energije (LC) privzamemo, da je diskontni faktor enak 0. 2.3. METODOLOGIJE ZA PRIMERJALNO ANALIZO Z OKOLJSKEGA VIDIKA Primerjalna analiza med različnimi scenariji razvoja energetskega sektorja se lahko ocenjuje glede na okoljski vidik. Pod okoljski vidik spadajo vplivi, ki neposredno ali posredno vplivajo na živo in neživo naravo. Sem spadajo emisije snovi v okolje (toplogredni plini, prah, para idr.), obremenitev okolja zaradi infrastrukture, vpliv na življenjsko okolje živali idr. V študiji smo okoljske vplive ocenjevali le na podlagi izpustov CO2. 2.3.1. Izpusti v okolje Pri ocenjevanju izpustov v okolje smo uporabljali podatke o izpustih posameznih proizvodnih enot, ki temeljijo na metodologiji, pripravljeni s strani Medvladnega foruma za spremembo podnebja (1PCC), ki je podlaga za določanje izpustov TGP pri Kjotskem protokolu. Scenarije razvoja smo ocenjevali na podlagi skupne pričakovane vrednosti izpustov TGP iz sektorja proizvodnje električne energije oziroma na osnovi razlike izpustov TGP za posamezen scenarij. Za vsak primer smo ocenili, kako izpolnjujemo določbe okoljskih direktiv. 2.3.1.1. IPPC metodologija ocenjevanja izpustov v okolje 1PPC metodologija za oceno izpustov CO2 zaradi emisij vsebuje 6 korakov: • ocena porabe goriv po tipih goriv v originalnih enotah, • pretvorba porabe goriv v energetske enote, • pomnožitev z emisijskimi faktorji za izračun vsebine ogljika • ocena shranjenega ogljika, • popravni faktor za oceno neoksidiranega ogljika • pretvorba oksidiranega ogljika v Co2 emisije Poraba goriv se ocenjuje na podlagi proizvodnje goriv v državi, uvoza in izvoza goriv ter spremembe količine goriv v hranilnikih. Emisijski faktorji za izračun vsebine ogljika podaja tabela Tab. 2.3, tabela Tab. 2.4 pa prikazuje končni CO2 izpuste z upoštevanim faktorjem oksidacije [33], [34]. Tab. 2.3: Ocenjena vsebnost ogljika glede na različne energetske vire. Vrsta goriva tC/TJ Premog 27,60 odpadki 0,00 Nafta 20,20 ELKO 21,10 Mazut 20,30 Petrol koks 27,50 Motorni bencin 18,9 Dizel 20,20 Letalski bencin 19,5 unp 17,2 Zemelj ski plin 15,3 Nuklearna energija 0 Vir: [33],[34]. Tab. 2.4: Ocenjena vsebnost ogljikovega dioksida glede na različne energetske vire. Vrsta goriva kt CO2/PJ Premog 96,14 odpadki 0 Nafta 73,33 elko 76,6 Mazut 73,69 Petrol koks 99,83 Motorni bencin 68,61 Dizel 73,33 Letalski bencin 70,79 UNP 62,44 Zemelj ski plin 55,82 Nuklearna energija 0 Vir: [33],[34]. Na podlagi IPPC metodologije ocenimo le izpuste CO2 zaradi emisij konvencionalnih elektrarn - torej za sektor elektroenergetika, medtem ko za ostale sektorje izpustov CO2 ne bomo ocenjevali. 3. TRENUTNO STANJE V EES SLOVENIJE Poglavje predstavlja trenutne razmere v slovenskem EES, s poudarkom na proizvodnji, prenosu in porabi električne energije. Razmer na distribucijskem nivoju ne prikazujemo. 3.1. PROIZVODNA ZMOGLJIVOSTI KONVENCIONALNIH VIROV V Sloveniji je bilo leta 2009 največ električne energije proizvedene z termoelektrarnami na črni, rjavi premog in lignit (40 %), nekoliko manj s hidroenergijo (36 %). Sledi delež jedrske energije z 23 %, medtem ko proizvodnja električne energije s plinskimi bloki znaša le okoli odstotka celotne porabljene primarne energije [38]. Pri tem se upošteva le polovica proizvodnje energije iz jedrske elektrarne, saj je druga polovica energije v hrvaški lasti. Porazdelitev deležev primarne energije, ki je bila potrebna za proizvodnjo električne v Sloveniji leta 2009, prikazuje slika Sl. 3.1. Črni in rjavi premog Plin in olje 1% Lignit 31% Hidroenergija 36% Jedrsko gorivo 23% Sl. 3.1: Proizvodnja električne energije glede na vrsto energenta za leto 2009 (polovična NEK) [38]. 3.1.1. Hidroelektrarne Skupna inštalirana moč na pragu hidroelektrarn je bila konec leta 2009 enaka 1091 MW oz. z upoštevanjem slovenskega deleža HE Golice 1101 MW. Karakteristike posameznih HE na prenosnem nivoju kaže Tab. 3.1. Tab. 3.1: Hidroelektrarne na prenosnem omrežju konec leta 2009. Elektrarna Tip e jen d a r g z e J s g a r p a n č o ja jn d o « ^ n t e HE na DRAVI Dravograd Vuzenica Vuhred Ožbalt Fala Mariborski otok Zlatoličje Formin pretočne 1955 1957 1958 1962 1991 1960 1969 1978 26 56 72 73 58 60 120 116 3.266 Moste akumulacijska 1977 21 Vrhovo 1993 34 HE na SAVI Mavčiče 1986 38 546 Medvode pretočne 1955 25 Blanca 2009 42 Boštanj 2005 34 Doblar 1, 2 2002 70 HE na SOČI Plave 1, 2 pretočne 2002 34 457 Solkan 1986 32 Avče črpalna 2009 180 Vir: [38]. Pri proizvodnji električne energije hidroelektrarn na Soči je upoštevano zmanjšanje proizvodnje zaradi porabe energije v črpalni hidroelektrarni (ČHE) Avče. V letu 2009 je bilanca ČHE Avče znašala -9 GWh [38]. 3.1.2. Termoelektrarne Proizvodni park slovenskih termoelektrarn sestavljajo dve klasični elektrarni na premog (TE Šoštanj in TE Trbovlje), plinski elektrarni PE Brestanica in PE Trbovlje, termoelektrarna toplarna TE-TO Ljubljana in nuklearna elektrarna Krško. Skupna moč na pragu termoelektrarn brez NE Krško je konec leta 2009 znašala 1.310 MW. Karakteristike TE so prikazane v Tab. 3.2. Tab. 3.2: Termoelektrarne na prenosnem omrežju konec leta 2009. Elektrarna Agregat Gorivo je jn d a r g iz o t e L u g a r p a n č o a jn d 0 v iz 01 r p a )h tna W te G PT 51, 52 2008 84 TEŠ 1 premog,lignit, 1956 25 TE ŠOŠTANJ TEŠ 3 1960 50 3.698 TEŠ 4 plin 1972 248 TEŠ 5 1978 305 TE-TO 1 1966 38 TE-TO LJUBLJANA TE-TO 2 uvožen premog 1966 29 349 TE-TO 3 1984 45 TET 4 rjavi premog 1968 110 TE TRBOVLJE TET PB 1 plin/ELKO 1976 29 645 TET PB 2 1976 29 Parna 1 1943 10 Parna 2 1961 11 TEB 1 1975 21 TE BRESTANICA TEB 2 plin/ELKO 1975 21 9 TEB 3 1975 21 TEB 4 2001 114 TEB 5 2001 114 Vir: [38]. V okviru TE Šoštanja, ki ima inštalirano moč na pragu elektrarne 712 MW, je v letu 2007 obratovalo pet blokov. Z dograditvijo plinskih turbin k bloku TEŠ 5 v letu 2008, je termoelektrarna prešla na kombinirani plinsko parni proces. TE Trbovlje ima na pragu inštalirano moč 168 MW, od tega 110 MW v premogovnem bloku in 58 MW v dveh plinskih turbinah, ki uporabljata tekoče gorivo. Plinska bloka služita pretežno kot sistemska rezerva v primeru izrednih dogodkov v EES. V zadnjem desetletju sta bila od večjih enot zgrajeni le dve plinski turbini TEB 4 in 5 s po 114 MW električne moči. Tako znaša skupna moč na pragu TE Brestanica ob obstoječih treh manjših plinskih in dveh parnih agregatih 312 MW. TEB predstavlja za slovenski EES predvsem zanesljiv rezervni vir napajanja v najbolj kritičnih trenutkih ter je neodvisni in neposredni vir napajanja NEK. Uporablja predvsem zemeljski plin in posebno lahko kurilno olje, mogoča pa je tudi kombinacija obeh virov. TE-TO Ljubljana je proizvajalec ogrevne toplote, električne energije in tehnološke pare. Njene proizvodne zmogljivosti v letu 2009 so bile proizvodnja 1.119,8 GWh ogrevne toplote, 348,8 GWh električne energije na pragu elektrarne in 133,1 GWh tehnološke pare [48]. 3.1.3. Nuklearna elektrarna Krško NEK je pričela obratovati leta 1983 z močjo na pragu elektrarne 632 MW. Po zamenjavi uparjalnikov leta 2000 se je moč povečala na 676 MW na pragu. Vgradnja nove nizkotlačne turbine v letu 2006 je povečala moč elektrarne na 696 MW na pragu. Nuklearna elektrarna Krško ima poseben položaj v slovenskem EES, saj je v deljenem lastništvu Slovenije in Hrvaške z enakovrednima deležema. Odnos definira meddržavni sporazum. V skupni državi je bila predvidena enakovredna delitev proizvodnje, ki se je leta 1999 prekinila in je celotna proizvodnja NEK pripadala Sloveniji do konca prvega četrtletja 2003. Po ureditvi statusnih in drugih pravnih razmerij med Slovenijo in Hrvaško v NEK je Hrvaška ponovno začela prevzemati polovico proizvedene električne energije. Delitev proizvodnje med državama prikazuje Sl. 3.2. 7000 6000 5000 .s S; « 4000 C« 'ei b u S td 3000 2000 1000 oP oN aV cv> oi^ o^ c^'o ofc oP c?^ c^ c>> c^ N?^ N?^ N?^ -V^^ 'V^^ # # -V^^ 'V^^ # # # Leto -Hrvaška ■ ■ Slovenij a • Skupaj Sl. 3.2: Proizvodnja energije NEK med letoma 1990 in 2009 ter delitev energije med Hrvaško in Slovenijo. Proizvodnja energije iz NEK je v letu 2009 znašala 5,45 TWh [38], pri čemer je polovica energije hrvaške, druga polovica pa slovenske. 0 Izkoriščenost (load factor) je količnik med dejansko pridobljeno električno energijo in električno energijo, ki bi jo lahko ob maksimalni zmogljivosti teoretično pridobili v istem času. Slika Sl. 3.3 kaže faktor izkoriščenosti v zadnjih letih. Leta 2009 je znašal 93,6 %. Glavni razlog za tako visoko vrednost je ta, da ni bilo nenačrtovanih zaustavitev in ugodna hidrologija. Faktor izkoriščenosti se tudi v svetu uporablja kot glavna ocena uspešnosti obratovanja elektrarne [47]. Sl. 3.3: Izkoriščenost NEK v zadnjih letih Razpoložljivost (availability) nuklearne elektrarne je količnik med številom ur obratovanja generatorja (sinhroniziranega z omrežjem ne glede na moč reaktorja) in celotnim številom ur v tem obdobju. Pove, koliko časa je bila elektrarna priključena na omrežje (v odstotkih). Slika Sl. 3.4 kaže razpoložljivost NEK v zadnjih letih. Sl. 3.4: Razpoložljivost NEK v zadnjih letih Faktorji izkoriščenosti, razpoložljivosti, zmožnosti ter proizvedene energije so za leto 2009 nekoliko nižji kot za leto 2008 zaradi remonta, ki ga leta 2008 ni bilo. Odkar se remont in menjava goriva odvija vsako leto in pol, so pri teh faktorjih večja nihanja pri vrednostih, če medsebojno primerjamo koledarska leta. Tudi v koledarskem letu 2005 ni bilo remonta, kar se lahko opazi slikah [47]. 3.2. PROIZVODNJA ZMOGLJIVOST RAZPRŠENIH VIROV EE Razpršena proizvodnja električne energije obsega posamezne proizvodne enote, ki so priključeni večinoma na distribucijsko omrežje, njihova inštalirana moč pa ne presega meje 10 MW. Med razpršene vire lahko uvrstimo proizvodnjo, ki izkorišča obnovljive vire energije (OVE) ali pa soproizvodnjo toplote in električne energije (SPTE). Celotna inštalirana moč RVE v slovenskem sistemu v letu 2008 je znašala okoli 140 MW, deleže posameznih tehnologij pa prikazuje slika Sl. 3.5. [49]. Ker podatki za leto 2009 niso razpoložljivi smo se za trenutno stanje pri zmogljivosti RVE sklicevali na leto 2008. Realno gledano se je zmogljivost RVE v letih od 2008 - 2009 povečala za zelo majhen delež. Sl. 3.5: Delež inštaliranih moči posameznih tehnologije RVE v letu 2008 [49]. RVE so v letu 2008 prispevali 544 GWh električne energije [13], kar znaša 5,4 % celotne proizvodnje v Sloveniji. Pri tem je potrebno poudariti, da je v Sloveniji še relativno velik delež proizvodnje v HE, ki niso zajete v teh primerjavah, ter del konvencionalnih goriv v termoelektrarnah zamenjajo z obnovljivimi viri, kot so lesna biomasa ter bioplini. Celoten delež obnovljivih virov v konvencionalnih TE je leta 2008 znašal še dodatnih 223 GWh [49]. Delež posameznih tehnologij RVE prikazuje slika Sl. 3.6. Sl. 3.6: Delež proizvedene električne energije posameznih tehnologije RVE v letu 2008 [13]. Celoten prispevek razpršenih virov OVE ter SPTE je v letu 2009 po podatkih Borzena [149] znašal 942 GWh, pri čemer je v to vrednost všteta tako proizvodnja iz RVE, uporaba OVE v konvencionalnih termoelektrarnah, kot sosežig ali nadomestilo primarnega vira, ter proizvodnja električne energije v toplarnah na daljinsko ogrevanje in industrijskih toplarnah. 3.2.1. Proizvodnja električne energije iz razpršenih vodnih potencialov V metodologiji za izračun subvencij za obratovanje HE [58] so klasificirani štirje velikostni razredi, in sicer: • Mikro HE - inštalirana moč je manjša kot 50 kW, • Male HE - inštalirana moč je v rangu od 50 kW do 1 MW, • Srednje HE - inštalirana moč je v rangu od 1 MW do 10 MW, • Velike HE - inštalirana moč je v rangu od 10 MW do 125 MW. V nadaljevanju bomo s pojmom mala hidroelektrarna (mHE) naslavljali vse hidroelektrarne do moči 10 MW. V letu 2007 je od 487 mHE, 73 mHE proizvedlo letno več kot 1.000 MWh, 13 od njih pa je glede na proizvodnjo električne energije bliže elektrarnam, ki so značilne za hidroelektrarne z močjo večjo od 10 MW, kot pa elektrarnam, ki jih označujemo mHE. V letu 2008 je bila skupna inštalirana moč malih hidroelektrarn ocenjena na 115 MW. Skupna proizvedena energija v letu 2008 je tako znašala 457 GWh [13]. 3.2.2. Proizvodnja električne energije iz vetrne energije Proizvodnja električne energije iz vetrnega vira se v večini študij obravnava kot razpršen vir, vendar zaradi omejenih in redkih lokacij s primernim vetrnim potencialom, in ki niso sklopu zavarovanih območij, obravnavamo potenciale vetrnih parkov, kamor vključujemo večje število vetrnih elektrarn, ki so obravnavani kot celota in skupno največkrat presegajo mejo inštalirane moči 10 MW. Takšne vetrne parke se zato priključuje na prenosno omrežje, kjer nenadzorovana proizvodnja električne energije povzroča manjši vpliv na pretoke moči in napetostne razmere. Trenutno izkoriščanja energije vetra v Sloveniji praktično ni in je omejeno na zgolj nekaj posameznih manjših enot (vetrnici moči 4 kW na Kredarici, 250 W na Slavniku, Krnu, 1,4 kW na Kokrškem sedlu, prototip vetrnic moči 70 W s katerimi razpolagajo posamezniki, vetrnica moči 90 W za raziskovalne namene na Fakulteti za elektrotehniko, računalništvo in informatiko Univerze v Mariboru). 3.2.3. Proizvodnja električne energije iz sončnega potenciala Leta 2008 je bila v Sloveniji inštalirana moč sončnih elektrarn okoli 1,8 MW [50]. Ekonomski potencial je glede na teoretičnega sicer izredno majhen, vendar se z razvojem tehnologije in zniževanjem cen ekonomski potencial povečuje. Zaradi ugodnega sončnega obsevanja je izgradnja sončne elektrarne primerna v celotnem področju v Sloveniji, izogniti sem moramo le vplivom senčenja. Prav tako ima sončna elektrarna pri proizvodnji električne energije minimalen vpliv na okolje. Sončna elektrarna vpliva le na lokalno okolje, kar pa je v določeni primerih lahko moteče. Sončno energijo lahko pretvarjamo v toploto (ogrevanje sanitarne vode) in preko nje posredno v elektriko (sončne termoelektrarne) ali pa jo direktno pretvarjamo s pomočjo fotonapetostnega efekta v električno energijo (sončne PV elektrarne). V raziskovalnem projektu se bomo osredotočili le na direktno proizvodnjo električne energije (fotovoltaika -PV). 3.2.4. Proizvodnja električne energije iz biomase in bioplina Goriva, kot sta biomasa ali bioplin in ki se uporabljata za proizvodnjo električne energije, se uvrščata med obnovljive vire. Pod pojem biomase štejemo lesno biomaso (drva, sekanci, gozdarski ostanki ipd.) in biomaso iz kmetijski ostankov, ki se jih v procesu fermentacije uporablja za pridobivanje bioplina. Bioplin lahko torej pridobivamo iz kmetijskih ostankov, lahko pa se ga zbira na deponijah ali v čistilnih napravah. Pri izgorevanju tako lesne biomase in bioplina pridobljenega nastajajo izpusti plinov (CO2 ipd.), ki jih pri drugih obnovljivih virih ne zasledimo. Vseeno to gorivo uvrščamo med obnovljive vire, saj so izpusti plinov takšni, kot bi bili, če bi to biomaso prepustili samodejnem razpadanju, ali bi pa bioplin uhajal v zrak. Uporaba teh virov naj ne bi dodatno obremenjevala okolja, kot to zasledimo pri uporabi fosilnih goriv. Tab. 3.3: Proizvodnja električne energije iz lesne biomase v letu 2008 [13]. Proizvodnja električne energije iz lesne biomase Skupna moč [MW] 10 Proizvedena energija [GWh] 29 Pri tem je potrebno poudariti, da je lesna biomasa bila uporabljena tudi v konvencionalnih TE, kot delni nadomestek standardnim gorivom. Tako je leta 2008 proizvodnja iz trdne biomase v konvencionalnih TE znašala 204 GWh [49]. Med kmetijske ostanke, ki jih lahko uporabimo za pridobivanje bioplina, sodijo živalski odpadki ter ostanki pri poljedelstvu, kot so pšenica, ječmen, koruza za zrnje in pesa. Za pridobivanje bioplina v fermentorju se uporabljajo rastlinski ostanki, in sicer: slama žit, koruznica in ostanki sladkorne pese. K deležu proizvodnje električne energije iz bioplina smo dodali tudi proizvodnje električne energije iz deponijskega plina ter plina iz čistilnih naprav. _Tab. 3.4: Proizvodnja električne energije iz bioplina v letu 2008 [13]._ Proizvodnja električne energije iz bioplina Skupna moč [MW] 15 Proizvedena energija [GWh] 56 3.2.5. Proizvodnja električne energije iz geotermalnih virov Slovenija je s svojim začetkom razvoja raziskav in projektiranja geotermalnih elektrarn na področju sedimentacijskih bazenov bila med pionirji. Intenzivne raziskave o možnosti pridobivanja električne energije so se pričele po tretjem posvetu o mineralnih in termalnih vodah leta 1992. Do leta 1994 sta bili izdelani študija potencialov geotermalnega vodonosnika Termal II, ki jo je financiralo takratno Ministrstvo za gospodarstvo RS, in študija izvedljivosti za Geotermalni projekt Ljutomer, katero sta financirali slovenska in francoska vlada. Kljub zelo ugodnim rezultatom obeh študij so nadaljnje aktivnosti zamrle oziroma so se nadaljevale v drugo smer [51]. Sicer je način proizvodnje električne energije iz geotermalnih virov močno odvisen od lastnosti samega vira, kjer so najpomembnejše lastnosti agregatno stanje geotermalnega vira (voda, para), temperatura vira, idr.. Toplotna energija vode (entalpija) nad 140 °C omogoča njeno izkoriščanje za konvencionalno proizvodnjo električne energije v prvi stopnji. Pri temperaturah, ki so lahko tudi za več deset stopinj nižje, pa je proizvodnja električne energije možna v za to posebej razvitih agregatih z binarnim (sekundarnim) ciklom, v katerem geotermalni vir (termalna voda) ogreva medij z nižjo točko vrelišča, ki je nato v plinasti fazi voden na turbino. Trenutno znaša najnižja temperatura geotermalnega vira, iz katerega se proizvaja električna energija, 98 °C. Razvitih je več sistemov za proizvodnjo električne energije: • dvofazni (vodno-parni), • parni (enotlačni in dvotlačni), • binarni (enotlačni in dvotlačni) in • kombiniran parno-binarni. V trenutnih razmerah se v Sloveniji električne energije iz geotermalnih virov ne pridobiva, se pa ta vir sicer uporablja za pridobivanje toplotne energije. 3.2.6. Soproizvodnja električne energije in toplote iz konvencionalnih virov Pri analizi proizvodnje električne energije iz razpršenih virov je potrebno upoštevati tudi proizvodnjo električne energije iz soproizvodnje iz konvencionalnih virov. To tehnologijo lahko štejemo med RVE, saj je SPTE v osnovi razpršena proizvodnja električne energije, ker gre za manjše enote, po drugi strani pa ta tehnologija omogoča veliko boljše izkoristke primarnega vira energije, zaradi česar je deležna finančnih spodbud države v obliki zagotovljene odkupne cene. Največji tržni potencial za takšno proizvodnjo je v soproizvodnji z visokim izkoristkom v industriji, kjer se zaradi nezagotovljenih odkupnih cen za proizvedeno električno energijo soproizvodnja ni razvijala. Neizkoriščen ostaja tudi potencial v sistemih daljinskega ogrevanja, s tržnim prodorom enot mikro soproizvodnje pa se kažejo potenciali tudi v gospodinjstvih in storitvenem sektorju. 3.3. ELEKTROENERGETSKO OMREŽJE 3.3.1. Slovensko prenosno omrežje EES Slovenije poleg odjemalcev sestavljajo elektrarne in omrežje, ki ga delimo na prenosno in distribucijsko, pri čimer so VN nivoji 400 kV, 220 kV in 110 kV, SN nivoji 35 kV, 20 kV in 10 kV ter NN nivo 230 V. Sl. 3.7 prikazuje slovensko VN omrežje ter elektrarne, priključene na VN nivo. Sl. 3.7: Slovensko prenosno omrežje s proizvodnimi viri. 3.3.2. Interkonekcijske prenosne zmogljivosti med slovenskim in sosednjimi EES Slovenski EES se povezuje s sosednjimi sistemi na vseh treh napetostnih nivojih z naslednjimi povezavami: Avstrija: 2 X 400 220 kV Hrvaška: 2 X 400 400 kV 200 kV 200 kV ll0 kV ll0 kV ll0 kV Italija: 400 kV 220 kV kV DV Maribor - Kainachtal, DV Podlog - Obersielach, kV DV Krško - Tumbri, DV Divača - Melina, DV Cirkovce - Žerjavinec, DV Divača - Pehlin, DV Koper - Buje, DV Formin - Nedeljanec, DV Ilirska Bistrica - Matulji, DV Divača - Redipuglia, DV Divača - Padriciano. ELES je objavil [52] najvišje vrednosti NTC za leto 2010 po posameznih mejah in smereh prenosa, katere so prikazane v Tab. 3.5. NTC vrednosti definirajo količino tržnih izmenjav moči med dvema sosednjima državama, tako iz vidika stalnih pogodb kot iz vidika dnevnega trgovanja s prenosnimi zmogljivostmi. Tab. 3.5: Vrednosti NTC na mejah slovenskega EES za januarski delavnik v letu 2010 v času pas/trapez [52] Iz države V državo NTC (MW) Avstrija Slovenija 900 Italija Slovenija 180/160 Hrvaška Slovenija 350 Slovenija Avstrija 900 Slovenija Italija 396/430 Slovenija Hrvaška 350 X V Slovenijo 1480/1760 X Iz Slovenije 1746/2080 * maksimalna vrednost NTC-jev se spreminjajo glede na sezono 3.4. PORABA ELEKTRIČNE ENERGIJE IN KONIČNE MOČI V SLOVENSKEM EES 3.4.1. Elektroenergetska bilanca Sl. 3.8 prikazuje porabo električne energije na prenosnem omrežju v letih med 1990 in 2009. Poraba zajema: • odjem neposrednih odjemalcev, priključenih na 110 kV napetostni nivo, • odjem distribucijskih podjetij iz VN omrežja, ki pokriva izgube v SN in NN omrežju in porabo končnih odjemalcev, priključenih na SN in NN omrežje (proizvodnja na NN nivoju pokriva del odjema končnih odjemalcev na teh napetostnih nivojih, kar se na VN nivoju odraža kot znižanje porabe), • izgube na VN omrežju. 16000 14000 12000 10000 ro 8000 .a ta i- 6000 4000 2000 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 — Neposredni odjem —Distribucija =Izgube na prenosu —Skupna poraba Sl. 3.8: Poraba električne energije na VN nivoju. Vir: [35], [36], [37], [38] Za isto obdobje Sl. 3.9 prikazuje proizvodnjo električne energije elektrarn, priključenih na VN nivo. o -a o > Q- 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 'Hidroelektrarne —Termoelektrarne 'NE Krško —Proizvodnja Sl. 3.9: Proizvodnja električne energije elektrarn, priključenih na VN nivo. Vir: [35], [36], [37] in [38]. 0 0 Skupno proizvodnjo in porabo na VN nivoju ter vrednost izvoza po posameznih letih prikazujeta Tab. 3.6 in Sl. 3.10. Tab. 3.6: Proizvodnja, poraba in izmenjave na VN nivoju. Leto Proizvodnja (GWh) Poraba (GWh) Razlika (GWh) 1990 8.891 10.150 -1.259 1991 9.112 9.515 -403 1992 8.950 9.071 -121 1993 8.634 9.149 -515 1994 9.143 9.465 -322 1995 9.043 9.732 -689 1996 9.180 9.779 -599 1997 9.374 10.136 -762 1998 10.992 10.399 593 1999 11.744 10.476 1.268 2000 12.072 10.824 1.248 2001 12.828 11.126 1.702 2002 12.966 11.775 1.191 2003 10.604 12.342 -1.738 2004 10.817 12.615 -1.798 2005 10.501 13.065 -2.564 2006 10.489 13.405 -2.916 2007 10.341 13.496 -3.155 2008 11.364 12.806 -1.442 2009 11.705 11.432 274 Vir: [35], [36], [37] in [38]. 14000 13000 12000 _rB 11000 "Ei C 10000 9000 8000 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 — Proizvodnja =Poraba Sl. 3.10: Proizvodnja in poraba na VN nivoju. Vir: [35], [36], [37] in [38]. Zaradi naraščajoče porabe, vrnitve polovice proizvodnje NEK Hrvaški in zastale izgradnje novih proizvodnih zmogljivosti je Slovenija v letu 2003 postala neto uvoznica električne energije. Gospodarska kriza je toliko zmanjšala porabo električne energije, da je Slovenija postala izvoznica, vendar se morajo zaradi bojazni, da bo v bodoče Sloveniji primanjkovalo električne energije, oblikovati primerni ukrepi in postopki za zagotavljanje potrebnih proizvodnih zmogljivosti. 3.4.2. Bilanca moči - razmerje med inštalirano močjo elektrarn in konico odjema Vrednosti letnih konic odjema in inštalirane moči agregatov na VN nivoju prikazuje Sl. 3.ll. Po letu 1993 je rast koničnega odjema dokaj stabilna, od leta 1990 pa sta bila od večjih enot zgrajena le dva plinska agregata po ll4 MW v TE Brestanica (leta 2000), ki sta namenjena predvsem zagotavljanju rezerve za pokrivanje izpada največjega bloka, tj. NEK. Konica odjema je po dosedanjih dostopnih podatkih podana le do leta 2008. 3000 2800 2600 2400 ^ 2200 2000 >U O ^ 1800 1600 1400 1200 1000 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 —Konica —Inštalirana moč Sl. 3.ll: Konične moči porabe in inštalirane moči generatorjev na VN nivoju. Vir: [35], [39], [40] in [45]. Tab. 3.7: Razmerje med inštalirano močjo in konico odjema. Inštalirana proizvodnja (MW) Leto Konica odjema (MW) 1990 l70l l99l 1616 1992 1423 1993 1484 1994 1507 Razmerje Pinst/Podj 2375 2375 2375 2409 2409 l,40 l,47 l,67 l,62 l,60 Vir: [35], [39], [40] in [45]. 1995 1551 2409 1,55 1996 1599 2409 1,51 1997 1652 2409 1,46 1998 1734 2409 1,39 1999 1686 2409 1,43 2000 1705 2677 1,57 2001 1838 2677 1,46 2002 1901 2740 1,44 2003 1923 2744 1,43 2004 1991 2762 1,39 2005 2043 2756 1,35 2006 2075 2819 1,36 2007 2060 2833 1,38 2008 1963 2880 1,47 Zgornja tabela in slika Sl. 3.12 prikazujeta razmerje med inštalirano močjo elektrarn in konico odjema. Prirastek inštalirane moči z izgradnjo plinskih agregatov v TE Brestanica v letu 2000 je le pokril naraščanje porabe, ni pa izboljšal zanesljivosti oskrbe v primerjavi s predhodnimi leti. Rast razmerja v zadnjem letu pa gre prepisati predvsem padcu konične moči, ki je posledica gospodarske krize. o u 1,70 1,60 ]C5 >17 O m 1,50 ^ z: -Si dO TT >« o ■a OJ JE ou (U E N re QC 1,40 1,30 1,20 1,10 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Sl. 3.12: Razmerje med inštalirano močjo in konico odjema. Vir: [35], [39], [40] in [45]. 4. PRIHODNJE STANJE V EES 4.1. PREDVIDENE PROIZVODNE ZMOGLJIVOSTI KONVENCIONALNIH VIROV V SLOVENSKEM EES 4.1.1. Predvidene proizvodne zmogljivosti konvencionalnih virov brez jedrske energije Predvidene investicije v proizvodne enote električne energije v Sloveniji opredeljuje več strateških dokumentov [13], [35], [53] in [132]. Določene enote bodo zaradi konca življenjske dobe prešle ali v rezervo za zagotavljanje sistemskih storitev, ali pa bodo bloke nadomestili z novejšimi enotami. Časovno opredeljevanje ter umeščanje novih enot v prostor je strateškega pomena, pri čemer ima veliko težo pri odločanju dogovor med politiko ter investitorji. Pri vsem tem je potrebno spoštovati tudi uresničevanje energetsko-podnebnih zavez Evropske unije ti. 20-20-20. Svet EU in Evropski parlament sta na predlog Evropske komisije decembra leta 2008 sprejela načrt do leta 2020 za 20 odstotkov znižati izpuste toplogrednih plinov, znižati raven porabe energije za 20 odstotkov ter povečati delež obnovljivih virov energije za 20 odstotkov. Cilji Slovenije iz podnebno-energetskega paketa so, da bi dosegla 25-odstotni delež obnovljivih virov v rabi energije, za 20 % izboljšati energetsko učinkovitost do 2020, kot tudi cilj po Direktivi 32/06/ES [131] o učinkoviti rabi končne energije in energetskih storitvah, ki opredeljuje kot cilj za 9 % prihranka končne energije do leta 2016. Glede na pričakovano rabo energije je bil izdelan Akcijski načrt za obnovljive vire [144], ki definira sektorske usmeritve in cilje. Ti so prikazani na sliki Sl. 4.1. 45,00% -T 40,00% 35,00% - 30,00% - o 25,00% - >N ■55 100 50 0 ■ T 300000 250000 "Jä E 200000 2 150000 ŠJ 100000 50000 1= ^^- BWR FBR GCR LWGR PHWR PWR vrelni reaktor hitri oplodni plinsko hlajeni lahkovodni težkovodni tlačnovodni reaktor reaktor grafitni reaktor reaktor reaktor tip reaktorja I število enot -skupna instalirana moč [MWe] Sl. 4.4: Število reaktorjev jedrskih elektrarn v obratovanju po tipu reaktorja 0 Sl. 4.5: Število reaktorjev jedrskih elektrarn v obratovanju Delujoči reaktorji jedrskih elektrarn glede na starost elektrarn 35 30 25 "(H §5 20 J^ 15 >1/0 10 5 + \ T 35000 -- 30000 >o -- 25000 £E ro C -- 20000 -- 15000 ro 10000 -- 5000 starost (leta) I število eno^ ^—skupna instalirana moč [MWe] Sl. 4.6: Delujoči reaktorji jedrskih elektrarn glede na starost elektrarn Slika Sl. 4.7 kaže, da je največ jedrskih elektrarn v izgradnji na Kitajskem, v Rusiji in v Koreji. V Evropi sta za Slovenijo zanimivi predvsem izgradnji na Finskem in v Franciji. Elektrarne s tlačnovodnim reaktorjem so najpogostejši tip elektrarn, ki se trenutno gradijo v svetu, kar kaže slika Sl. 4.8. Pri izbiri tehnologije naše druge jedrske elektrarne je pametno preveriti obstoječe možnosti, je pa določena prednost podobna tehnologija, ki jo že desetletja poznamo. Slika Sl. 4.9 kaže, da je razpoložljivost energije jedrske elektrarne v Krškem na visokem nivoju v primerjavi z elektrarnami po svetu, obenem pa je tudi faktor moči jedrske elektrarne v Krškem na visokem nivoju v primerjavi z elektrarnami po svetu (slika Sl. 4.l0). Število reaktorjev jedrskih elektrarn v gradnji o Sš C) > "c^ 400 200 I Geotermalna I Sončne elektrarne I Veter I Komunalni odpadki I Čistilne naprave Bioplin I Deponijski plin I mHE 2008 2010 2015 2020 2025 2030 Leto Sl. 4.20: Napoved proizvodnje energije iz RVE do leta 2030 za konservativni scenarij [13]. 3000 ST 2500 2000 OJ SŠ 1500 C ■53 1000 > "Čj ai 500 Geotermalna I Sočnčne elektrarne I Veter Komunalni odpadki Čistilne naprave Bioplin Deponijski plin I mHE 2008 2010 2015 2020 2025 2030 Leto Sl. 4.21: Napoved proizvodnje energije iz RVE do leta 2030 za optimistični scenarij [13]. 0 0 800,0 700,0 g 600,0 500,0 Ü 400,0 nj ' C 300,0 dO iE 200,0 100,0 0,0 ISPTE ZP I SPTE OVE 2010 2015 2020 Leto 2025 2030 Sl. 4.22: Napoved inštalirane moči SPTE do leta 2030 za oba scenarija [13]. 4000 ^ 3500 3000 o o (M CJ ia ra C lU ■a JU t^ a. Q m 1,900 1,700 1,500 1,300 1,100 0,900 i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1~ -----Visoka napoved ---Nizka napoved--UMAR Pomladna napoved ■ Pretekla rast Sl. 4.24: Predvidena rast BDP za dva scenarija [49], [66], [ll] in [l2]. Neposredni odjem ni odvisen od BDP, saj je vezan na proizvodne procese neposrednih odjemalcev, zato dolgoročne napovedi porabe neposrednega odjema nismo izvedli. Dolgoročne napovedi smo povzeli po Elesovi analizi [53], ki upošteva predviden razvoj teh odjemalcev. Ker je v času gospodarske krize poraba neposrednega odjema močno upadla, smo predpostavili, da bomo predkrizno vrednost porabe neposrednih odjemalcev dosegli potopoma, predvidoma do leta 2015. Tab. 4.45 prikazuje predpostavljeno rast porabe neposrednega odjema. Tab. 4.45: Napoved porabe neposrednega odjema v TWh Leto Poraba neposrednega odjema 2ÖTÖ 1,272 2011 1,478 2012 1,683 2013 1,889 2014 2,094 2015-2030 2,300 Porabo električne energije smo določili kot vsoto porabe električne energije, ki jo porabniki odjemajo od distribucij in porabo električne energije na neposrednem odjemu. Napovedi porabe nato dodamo še porabo ČHE, ki je prikazana v tabeli Tab. 4.46. Pri tem je potrebno poudariti, da porabo električne energije ČHE delno kompenzira proizvodnja energije ČHE, ki pa je v celoti zajeta pri analizi skupne proizvodnje električne energije v slovenskem EES. Tab. 4.46: Napoved porabe črpalnih elektrarn Enota Leto izgradnje Poraba energije ČHE Avče 2009 350 GWh ČHE Kozjek 2018 786 GWh Nova ČHE 2028 364 GWh Vir: [13]. Na podlagi utežnostnih faktorjev različnih modelov napovedi porabe električne energije ter porabe energije ČHE smo izvedli enotno napoved električne energije do leta 2030. Model napovedi porabe ne vključuje zmanjševanja energetske intenzivnosti, izboljšave tehnologij ali ukrepov za zmanjšanje porabe električne energije, temveč samo povzema trende vplivnih spremenljiv iz obdobja 1995-2006, na podlagi katerega je kalibriran. Poleg enotne napovedi s strani Fakultete za elektrotehniko (FE) smo v projekcijah porabe električne energije upoštevali tudi enotno napoved ekspertnega modela s strani IJS (Napoved porabe IJS) [13], ki jo prikazujejo tabele Tab. 4.47 - Tab. 4.49 . Tab. 4.47: Projekcije porabe električne energije do leta 2030 v TWh. 2008 2010 2015 2020 2025 2030 Predelovalne dej. in gradb. 6,23 4,82 6,16 6,48 6,74 7,02 Promet 0,19 0,20 0,3 0,49 0,64 0,85 Gospodinjstva 3,18 3,33 3,49 3,43 3,33 3,27 ostala poraba 3,12 3,16 3,22 3,20 3,17 3,08 - Storitve 3,09 3,14 3,19 3,18 3,14 3,05 - Kmetijstvo 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 SKUPAJ 12,72 11,51 13,17 13,60 13,88 14,22 Vir: [13]. Tab. 4.48: . Projekcije porabe za v elektroenergetiki do leta 2030 v TWh. 2008 2010 2015 2020 2025 2030 izgube 0,82 0,82 0,82 0,82 0,82 0,82 Energetski sektor 0,14 0,14 0,16 0,16 0,17 0,17 Poraba ČHE 0,00 0,35 0,35 1,14 1,14 1,50 SKUPAJ Energetika 0,96 1,31 1,33 2,11 2,12 2,49 Vir: [13]. Tab. 4.49: Skupna projekcije porabe električne energije do leta 2030 v TWh. 2008 2010 2015 2020 2025 2030 SKUPAJ 13,68 12,82 14,50 15,71 16,00 16,71 Vir: [13]. Pri tem je potrebno poudariti, da v projekcijah porabe električne energije nismo upoštevali lastne rabe elektrarn, razen porabe ČHE v črpalnem režimu. Končni projekciji rasti porabe električne energije s strani FE in IJS sta prikazani v Sl. 4.25. 22000 20000 „ 18000 sä s 16000 C "" 14000 12000 10000 i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 -----Napoved porabe FE ---Napoved porabe IJS ■ Pretekla poraba Sl. 4.25: Referenčna napoved celotne porabe električne energije v Republiki Sloveniji z dvema različnima načinoma s strani FE in IJS. Na podlagi napovedi porabe električne energije smo napovedali tudi konično moč v slovenskem EES do leta 2030. Ta podatek je pomemben pri analizi obremenitve omrežja ter sigurnostnih analizah. Upoštevali smo konstanten faktor med porabo energije in konično močjo, glede na leto 2007, pri čemer smo iz projekcij porabe energije odstranili porabo ČHE v črpalnem režimu, saj ta ne vpliva na konično porabo, ker je v času konične porabe cena električne energije višja in ČHE nastopa v generatorskem režimu. 3000 2500 bT ^^ 2000 .a ro k- 1500 O SE rs O 1000 500 —I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1- c^ c^ «S* O' iO> N^ «^J f^» nT' n'' o*» n'S' n*^ o? ^CP ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ -----Napoved porabe FE ---Napoved porabe IJS ■ Pretekla poraba Sl. 4.26: Referenčna napoved konične moči porabe v Republiki Sloveniji z dvema različnima načinoma s strani FE in IJS. V nadaljevanju bomo za napoved porabe po metodi FE uporabljali termin visoka rast porabe električne energije, za napoved porabe po metodi IJS pa nizka rast porabe električne energije. 4.6. NAPOVED PORABE IN PROIZVODNE ZMOGLJIVOSTI V ENTSO-E 4.6.1. Napoved porabe in proizvodnje v ENTSO-E Strateški dokument evropskega združenja sistemskih operaterjev ENTSO-E z naslovom UCTE System Adequacy Forecast [139] napoveduje proizvodnje zmogljivosti po tipih elektrarn, porabo ter preostalo proizvodno zmogljivost do leta 2020 v bivši t.i. UCTE regiji. Ta regija se sedaj uradno imenuje Regionalna skupina celinska Europa (angl. Regional group Continental Europe - RGCE). Sl. 4.27: Prikaz regionalnih skupin ENTSO-E združenja. Napovedi za sosednje države ter RGCE regijo v celoti prikazuje tabela Tab. 4.50, pri čemer je RAC razpoložljiva proizvodna zmogljivost, RC pa preostala rezerva razpoložljive moči. Tab. 4.50: Napoved porabe ter razpoložljive proizvodnje električne moči za posamezne države v soseščini ter skupno za RGCE, za tretjo sredo v januarju ob 7:00 zvečer v GW do leta 2020. Država leto 2010 leto 2015 leto 2020 Poraba RAC RC Poraba RAC RC Poraba RAC RC AT 7,7 16,9 9,1 8,4 20,5 12,1 9,2 22,9 13,8 IT 59,9 65,3 9,4 68,9 71,1 6,2 76,9 77,6 4,7 HUN 6,0 6,8 0,8 6,6 7,9 1,4 7,3 8,6 1,5 SR 7,1 7,5 0,4 7,4 9,1 1,7 7,9 9,1 1,2 HR 2,9 3,3 0,4 3,6 3,9 0,3 3,9 4,1 0,2 RGCE 413 478,1 76,7 449 554,5 118,9 487 581,2 108,9 Avstrija ima relativno velike rezerve moči, kar je posledica predvsem večjega deleža plinskih elektrarn ter črpalnih hidroelektrarn [139]. Slednje je odlično za pokrivanje koničnih moči, slabše pa iz stališča energetske samooskrbe, saj so črpalne hidroelektrarne porabnice električne energije. Italija velja za veliko uvoznico, čeprav ima ob konični porabi še 9 GW rezerv v proizvodnih zmogljivostih. Termoelektrarn na olje je 16,5% vseh enot, plinskih 23% ter termoelektrarn na mešana goriva 24,9 % [139]. Kljub temu da država uvaža električno energijo v velikih količinah, vidimo da do leta 2020 lahko zagotovi samooskrbo z elektrarnami, ki zaradi visokih lastnih cen ne obratujejo, so pa na razpolago. Za ostale države velja, da imajo še nekaj rezerve moči v konični porabi, vendar je ta rezerva nižja, s čimer so v konicah bolj odvisne od preostalih držav. Na splošno ima regija RGCE velike rezerve v pokrivanju konične porabe, katere bodo do leta 2015 še narastle, nato pa postopoma padale. Te rezerve so poledica vključitve več novih enot do leta 2020. Največ k proizvodnji zmogljivosti (angl. net generation capacity - NGC) prispevajo termoelektrarne in elektrarne iz obnovljivih virov brez hidroelektrarn, vendar slednje veliko prispevajo k nerazpoložljivosti proizvodnih zmogljivosti (angl. unavailible generation capacity - UGC), tako da RAC v večji meri definirajo TE ter HE. Tab. 4.51: Napoved proizvodnih zmogljivosti v GW za RGCE do leta 2020. leta 2010 leta 2015 leta 2020 JE skupaj 108,9 106,8 99,6 TE skupaj 355,6 417,5 432,9 HE skupaj 140,2 149,8 159,4 RVE (brez HE) 84,7 138,1 179,9 skupaj NGC 689,9 812,7 872,4 UGC 212,1 258,4 291,5 RAC 478,1 554,5 581,2 Vir: [139] V Tab. 4.52 je prikazana linearna ekstrapolacija porabe ter razpoložljivih proizvodnih zmogljivosti do leta 2030. Pri tem scenariju se preostale razpoložljive zmogljivosti v RGCE do leta 2030 zmanjšajo na 71,6 GW. Tab. 4.52: Napoved porabe ter razpoložljive proizvodnje električne moči za posamezne države v soseščini ter skupno za RGCE, za tretjo sredo v januarju ob 7:00 zvečer v GW za leto 2025 in 2030. Napoved je določena z linearno ekstrapolacijo. Država leto 2025 leto 2030 Poraba RAC RC Poraba RAC RC AT 10 25,3 15,3 10,8 27,7 16,9 IT 84,9 84,1 -0,8 92,9 90,6 -2,3 HUN 8 9,3 1,3 8,7 10 1,3 SR 8,4 9,1 0,7 8,9 9,1 0,2 HR 4,2 4,3 0,1 4,5 4,5 0 RGCE 525 607,9 82,9 563 634,6 71,6 Vir: [139] Sl. 4.28: Rast porabe električne energije med letoma 2010 in 2030 v sosednjih državah ter skupno za RGCE - brezdimenjzijsko število [139]. Sl. 4.29: Rast proizvodnih zmogljivosti med letoma 2010 in 2030 v sosednjih državah ter skupno za RGCE - brezdimenjzijsko število [139]. Referenčni model pretokov moči za leto 2009 smo modificirali glede na spremembo porabe in spremembo proizvodnje moči v vsaki državi RGCE za določena leta. Ta leta računanja scenarijev so 2020, 2025 in 2030. Referenčni model ter posamezni scenariji obratovanja so podrobneje predstavljani v nadaljevanju. 4.6.2. Pregled razpoložljivih proizvodnih zmogljivosti v tujih EES za terciarno regulacijo frekvence Ob vključevanju velikih blokov je potrebno preveriti ali obstoječe rezerve za primarno, sekundarno in terciarno rezervo moči zadostujejo. V nasprotnem primeru je potrebno razliko rezerv moči zakupiti znotraj lastnega EES, če pa proizvodne zmogljivosti tega ne dopuščajo, sledi zakup v sosednjih EES. Poglavje podaja pregled razpoložljivih proizvodnih zmogljivosti v sosednjih državah, katere bodo zadostovale tehničnim zahtevam pri sodelovanju pri terciarni regulaciji frekvence. Iz ekonomskega vidika je najbolj smiselno zakupiti terciarno rezervo moči v pri odsluženih plinskih elektrarnah, ki s slabimi izkoristki ne morejo računati na večje dobičke na trgu z električno energijo. Tehnično gledano imajo plinske elektrarne idealne karakteristike za zagotavljanje terciarne rezerve moči, saj lahko iz hladnega stanja tj. iz neobratovanja, preidejo v obratovanje v času, ki je znotraj predpisane meje za vklop terciarne rezerve (15 minut). Možnost sodelovanja na trgu sistemskih storitev, tj. zakupu terciarne rezerve moči, imajo tudi ČHE. Te prav tako iz tehničnega vidika zadostujejo zahtevi po hitri spremembi moči. Sodelovanje ČHE pri zagotavljanju terciarne rezerve moči bi lahko bilo delno, kot delež glede na inštalirano moč elektrarne, ali v celoti s polno močjo elektrarne [143]. Viške proizvodnih zmogljivosti bosta imeli Avstrija in Italija, tabela Tab. 4.53. Po projekcijah ENTSO-E [139] bosta ti državi leta 2020 imeli okoli 20 % delež inštaliranih moči iz plinskih elektrarn. Avstrija bo imela 37 % delež črpalnih hidroelektrarn-glede na celotno inštalirano moč [139], kar je tudi negativno, saj te elektrarne predstavljajo neto porabnike. Italija velja za uvoznico električne energije, ker so elektrarne v Italiji drage in ne obratujejo. Slovenija lahko tako zakupi del moči za terciarno regulacijo frekvence ravno v Italiji. Tab. 4.53: Napoved proizvodnih zmogljivosti ter porabe v Avstriji, Hrvaški, Madžarski in Italiji do leta 2020. AT HR HU IT 2009 2015 2020 2009 2015 2020 2009 2015 2020 2009 2015 2020 Jedrske elektrarne 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 l,9 l,9 l,9 0,0 0,0 0,0 Elektrarne na fosilna goriva 7,3 8,5 8,5 l,8 2,5 2,7 6,l 6,9 5,2 74,6 80,0 84,6 Plinske elektrarne 4,l 5,3 5,3 0,5 l,5 l,9 3,5 4,4 4,0 22,0 25,0 27,0 Ostale elektrarne na fosilna goriva 3,2 3,2 3,2 l,3 l 0,8 2,6 2,5 l,2 52,6 55 57,6 RVE brez hidroelektrarn l,4 l,9 2,0 0,l 0,7 l,l 0,8 l,0 l,0 5,2 7,3 9,7 Hidroelektrarne l2,6 l4,0 l5,2 2,l 2,3 2,3 0,l 0,l 0,l 2l,2 2l,5 22,0 Črpalne HE zaprtega tipa 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,9 0,0 0,0 Črpalne HE odprtega tipa 7,2 8,2 9,3 0,3 0,3 0,3 0,0 0,0 0,0 3,6 0,0 0,0 Ostale hidroelektrarne 5,4 5,8 5,9 l,8 2 2 0,l 0,l 0,l l3,7 2l,5 22 NGC 2l,3 24,4 25,7 4,0 5,5 6,l 8,8 9,9 8,2 l0l,0 l08,8 ll6,3 UC 4,6 4,6 4,6 0,7 l,6 2,0 l,9 2,2 2,4 38,8 38,8 39,7 RAC l6,7 l9,8 2l,l 3,3 3,9 4,l 6,9 7,7 5,8 62,2 70,0 76,6 Poraba električne energije 8,8 9,7 l0,5 3,2 3,9 4,3 5,7 6,5 7,2 58,6 68,7 76,9 Upravljanje porabe električne energije 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,0 4,0 4,0 RC 7,9 l0,l l0,5 0,l 0,0 -0,2 l,2 l,2 -l,3 7,6 5,3 3,7 Vir: [139] 5. PREDSTAVITEV SCENARIJEV RAZVOJA SLOVENSKEGA EES 5.1. PREGLED SCENARIJEV RAZVOJA SLOVENSKEGA EES V nadaljevanju so predstavljeni obravnavani scenariji razvoja slovenskega EES. Kot izhodiščno stanje smo izbrali zimsko normalno obratovalno stanje za tretjo sredo v januarju leta 2009 (21. januar 2009 ob 10.30 uri). V skladu z predstavljenimi scenariji smo v nadaljevanju definirali tri možnosti vključevanja JEK 2, visoko oziroma nizko rast porabe električne energije v slovenskem elektroenergetskem sistemu ter intenzivno oziroma zmerno vključevanje RVE v slovenski elektroenergetski sistem. Scenariji na sliki Sl. 5.1 predstavljajo kombinacijo omenjenih možnosti razvoja slovenskega EES. Visoka rast porabe EE v SLO Z' Scenarij brez JEK2 / \ Nizka rast porabe EE v SLO Visoka rast porabe EE v SLo Scenarij z 1.085 MW JEK2 / \ Nizka rast porabe EE v SLO Visoka rast porabe EE v SLo Scenarij z 1.555 MW JEK2 / \ Nizka rast porabe EE v SLO Zmerno vključevanje RVE v SLO -• Intenzivno vključevanje RVE v SLO —»CJEKI 085_VP_I RVE) Zmerno vključevanje RVE v SLO —KJEKI 085_NP_ZRVE) Intenzivno vključevanje RVE v SLO —KJEKI 085_N P_I RVE> Zmerno vključevanje RVE v SLO -►JEKI 555_VP_ZRVE> Intenzivno vključevanje RVE v SLO —KJEKI 555_VP_I RVE> Zmerno vključevanje RVE v SLO —KJEKI 555_NP_ZRyE> Intenzivno vključevanje RVE v SLO —»(JEKI 555_N P_I RVE> Sl. 5.1: Shematski prikaz obravnavanih scenarijev razvoja slovenskega EES. 5.1.1. Prehod moči preko slovenskega EES V študiji obravnavamo 5 stanj v evropskem EES, ki vplivajo na slovenski EES, in sicer: ■ prehod moči preko slovenskega EES, kot ga definirajo projekcije rasti porabe in proizvodnje električne energije, ■ manjši prehod moči, iz Nemčije proti Balkanu, ■ večji prehod moči, iz Nemčije proti Balkanu, ■ manjši prehod moči iz Balkana proti Nemčiji in ■ večji prehod moči iz Balkana proti Nemčiji. Na meji z Italijo bomo do leta 2020 že imeli vgrajene prečne transformatorje, s katerimi bomo lahko omejevali pretoke moči proti Italiji, zato dodatnih povečanih pretokov, ki bi ogrožali slovenski EES, nismo obravnavali. Drugače je na mejah z Avstrijo, Hrvaško in Madžarsko, kjer nimamo vgrajenih prečnih transformatorjev in posledično imamo le posredni, delni vpliv na prehode moči po slovenskem prenosnem omrežju. 5.2. SCENARIJI ZAGOTAVLJANJA TERCIARNE REZERVE MOČI Zakup terciarne rezerve mora pokriti izpad največjega bloka v EES. ReNEP [142] v ciljih in mehanizmih opredeljuje, da naj bi bilo vsaj 60 % sistemske rezerve pri oskrbi z električno energijo zakupljeno v domačem EES, ostalo pa pri sistemih, ki nimajo prenosnih omejitev. Na dražbi za zakup terciarne rezerve za leto 2010 je bilo zakupljeno v slovenskem EES le 40 % potreb [60]. Zagotavljanje terciarne rezerve lahko delimo na tri časovne mejnike, in sicer od leta 2009 do 2014, ko bo največji blok predstavljal ^ NEK, od leta 2015 do 2024, ko bo največji 6. blok TE Šoštanj ter po letu 2025, ob morebitni vključitvi JEK 2. Predvidevajo se štiri variante zakupa rezerv moči z vstopom JEK 2 v obratovanje: ■ nadaljevanje sedanjega načina o 60 % zakupu rezerv na tujih trgih (Varianta 1), ■ tesnejše povezovanje v okviru ENTSO-E za primer izpada največjega agregata s t.i. conskim načinom (Varianta 2), ■ celotno potrebno moč zagotoviti samostojno znotraj sistema (Varianta 3), ■ zagotovitev sistemske storitve s strani JEK2 - izgradnja plinskega bloka (Varianta 4). Pri prvi varianti je glavno vodilo nižja cena rezerve moči na tujih trgih. Za oceno stanja v prihodnosti je potrebno upoštevati, da so nekatere elektrarne pred iztekom življenjske dobe (starejše enote v TEB in TET), prav tako je vprašljiva razpoložljiva moč TETOL, tako da del zmogljivosti ne bo na voljo že pred letom 2015. Druga varianta izhaja iz potrebe po tesnejšem sodelovanju ter povezavah sosednjih EES. Obstajajo pobude za conski način zagotavljanja rezerve, pri čemer bi rezervo zagotavljalo več EES znotraj regulacijskega območja. Tretja varianta predvideva zagotavljanje rezerve znotraj slovenskega EES. Četrta varianta predvideva, da investitor, ki povzroči potrebe po večjih rezervah, sam krije stroške zagotavljanja rezerv za terciarno regulacijo frekvence. 6. SCENARIJ RAZVOJA SLOVENSKEGA EES BREZ DRUGEGA BLOKA JEDRSKE ELEKTRARNE KRŠKO Trije scenarijski sklopi vključevanja JEK 2 zajemajo tako skupne analize posameznega sklopa scenarijev, kot tudi posamične analize vsakega podscenarija. Skupne analize so: • Dinamične simulacije stabilnosti slovenskega EES • Občutljivostna analiza slovenskega omrežja • Zagotavljanje rezerve moči za primarno, sekundarno in terciarno regulacijo frekvence, • Projekcij a izpustov CO2. Posamične analize vsakega podscenarija pa se nadaljnjo delijo še na: • Obremenitev slovenskega omrežja • Zanesljivost oskrbe z električno energijo • Bilanca moči in energije • Rezerva moči v okviru povečanega deleža RVE • Cena električne energij e • Ekonomika obratovanja RVE in JEK 2 • Ocena deleža OVE glede na bruto porabo EE 6.1. SKUPNE ANALIZE SCENARIJEV RAZVOJA BREZ JEK2 6.1.1. Dinamične simulacije slovenskega EES 6.1.1.1. Tranzientna stabilnost agregata JEK 2 Po tem scenariju razvoja tranzientne stabilnosti agregata JEK2 ne moremo ocenjevati, ker ni predviden. 6.1.1.2. Tranzientna stabilnost ostalih agregatov v sistemu V nadaljevanju so podani rezultati za izračunani CCT (Kritični čas eliminacije motnje v sistemu) agregatov NEK in TEŠ 6. To je dejansko najhujši možen primer s stališča stabilnosti agregata. CCT predstavlja maksimalni čas napake, ko agregat še ostane v sinhronizmu. Če čas napake povečamo za 1 ms, agregat postane nestabilen. brez JEK 2 CCT - NEK 297 ms CCT - TEŠ 6 171 ms 6.1.1.3. Električni udarni momenti ob stikalnih manevrih Ob sklopnih manevrih oziroma ob nastopu napak v omrežju prihaja do velikih dinamičnih obremenitev mehanskih sklopov agregatov. Agregati morajo biti dimenzionirani tako, da te obremenitve prenesejo. Vprašanje pa je, koliko se poveča možnost napake oziroma poškodbe na agregatu skozi njegovo življenjsko dobo, če se tovrstne obremenitve pogosto ponavljajo. Do najtežjih obremenitev, ki jih predstavljajo po navadi kratki stiki na sponkah generatorja, prihaja praviloma zelo redko. Po drugi strani pa je verjetnost nastopa kratkostičnih napak v električni bližini agregata, ko ta obratuje v močno zazankanem omrežju precejšnja. Razen tega predstavljajo sklopni manevri v omrežju normalna obratovalna stanja, ki se lahko pogosto dogajajo. V preteklosti so bile izvedene nekatere študije, ki so definirale vklopne kote slovenskih vodov. Izkazalo se je, da omejilni faktor pri vklopnem kotu 400 kV interkonekcije Divača Redipuglia postavljajo dinamične obremenitve agregata v NEK. Te definirajo maksimalen vklopni kot 400 kV daljnovoda Divača Redipuglia na 40 stopinj. Pri tem kotu doseže trenutna vrednost momenta agregata NEK nekaj čez 160 % nazivnega momenta (momenta, ki ustreza pri nazivni delovni moči ob nazivni frekvenci). To vrednost hkrati definirajo kot kriterij za maksimalni vklopni kot omenjenega voda. V preteklih izvedenih analizah se je izkazalo, da dovolj visoka impedanca v vodu, ki ga vklapljamo, bistveno omeji udarne momente agregata NEK in je vklop možen praktično pri poljubnem kotu. Konkretno govorimo o dušilki 50 Ohm oziroma prečnem transformatorju v 400 kV povezavi Slovenija - Italija. Zato smo izvedli analize, ki so iz tega gledišča najbolj neugodne, t.j., ko prečni transformator med Slovenijo in Italijo ni vključen v omrežje (npr. zaradi remonta), poleg tega pa so vse ostale povezave med Slovenijo in Italijo tudi prekinjene. Pri analizi smo v vseh primerih izvedli priklop 400 kV voda Divača - Redipuglia pri kotu 40°, kar je pomenilo, da je bilo v različnih scenarijih potrebno prilagoditi obratovalno točko omrežja. Glede na predhodno izvedene študije velja splošno pravilo, da dodatni elementi v EES mehanske obremenitve agregatov ob vklopu vodov zmanjšajo. V tem poglavju so nas zanimali električni udarni momenti agregatov, priključenih na EEO napetosti 400 kV. Natančneje, opazovali smo agregata NEK in TEŠ 6. Tabela Tab. 6.2 povzema vrednosti udarnih momentov NEK in TEŠ 6 v primeru opisanega stikalnega manevra, in sicer v odstotkih nazivnega mehanskega momenta stroja. Tab. 6.2: Rezultati - električni udarni momenti NEK in TEŠ 6 (obremenitve v % nazivnega mehanskega momenta) brez JEK 2 Mel - NEK 140.1 % Mel - TEŠ 6 125.2 % 6.1.1.4. Lokalna nihanja agregatov na 400 kV omrežju v Sloveniji V sklopu analize oscilatorne stabilnosti smo opazovali vpliv motnje na nihanja NEK, saj so nihanja TEŠ 6 ob izbrani motnji, kakor se je pri analizi izkazalo, bolje dušena kot NEK. Kot motnja v sistemu je bil izbran tripolen kratek stik na dvosistemskemu daljnovodu 2 x 400 kV RTP Krško - RTP Beričevo, in sicer tik ob RTP Krško. Za trajanje kratkega stika je izbrano tKS = 200 ms. DELOVNA MOC Krsko Maribor ODSTOPANJE W /Hz G-NEK 812 MVA -0.05 - 150 ROTORSKI KOT/DEG G-NEK 812 MVA DELOVNA MOC NEK DELOVNA MOC Divaca Redip DELOVNA MOC Krsko Zagreb -500 500 DELOVNA MOC Kaina. Maribor -500 250 brez JEK 2 T 2 [s] University of Ljubljana, Slovenia OBNASANJE OB KRATKEM STIKU Kratek stik v RTP Krsko in izklop KRS-BER KS =0.2 sec STRAN 1 29.5.2009 11:34 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 6.1: Značilne veličine NEK, tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško - Beričevo 0 -500 Sama frekvenca lokalnih nihanj je zaradi velikih rotirajočih mas v sistemu relativno majhna. Dušenje je sicer odvisno od obratovalne točke sistema, vendar izračuni pokažejo, da je dušenje lokalnih nihanj ugodno za sistem. Iz povedanega lahko sklepamo, da ob ustreznem parametriranju napetostne regulacije ni pričakovati problemov z lokalnimi nihanji. Vzrok za to lahko pripišemo relativno močnemu 400 kV omrežju EES Slovenije, ki naj bi bilo po predvidevanjih v času analize že zgrajeno. 6.1.1.5. Analiza med-sistemskih nihanj V nadaljevanju smo opazovali vpliv analiziranega scenarija razvoja slovenskega EES na medsistemska nihanja. Za natančnejše izračune bi bilo potrebno narediti dinamični model celotnega ENTSO-E omrežja, kar pa daleč presega okvire naloge. Privzet sistem nadomestnih generatorjev, ki smo ga privzeli v študiji, je sicer ustrezen za proučevanje lokalnih razmer in nastavitve obratovalne točke sistema, ne more pa nadomestiti prostorsko porazdeljenih virov preostalega dela ENTSO-E sistema. Zaradi tega ne moremo sklepati o problemu oscilatorne stabilnosti ENTSO-E sistema, lahko pa v grobem ocenimo vpliv analiziranega scenarija na medsistemska nihanja. Nihanja smo za namene simulacij vzbudili z izklopom 400 kV daljnovoda Divača -Redipuglia. Ker bi pri večjih pretokih moči v smeri proti Italiji posledično zaradi preobremenitev izpadel tudi 220 kV daljnovod Divača - Padriče, smo predpostavili, da je leta v osnovnem stanju izklopljen. Poleg tega smo nekoliko tudi zmanjšali ojačenje PSS stabilizatorjev v velikih agregatih v Evropi. Takšna situacija je tudi realno povsem možna, saj prihaja v obdobjih nizkih obremenitev do situacij, ko so nekateri veliki agregati s PSS stabilizatorji izklopljeni. Referenco za nadaljnjo primerjavo predstavljajo rezultati simulacije brez JEK 2 (slika Sl. 6.2) Odstop. frekv. Mladost /mHz/ Odstop. frekv. Edolo /mHz/ brez JEK 2 IZBRANE VREDNOSTI Medsistemska nihanja -TT 15.0 ""3o.o [s] University of Ljubljana, Slovenia IZKLOP POVEZAVE DIVACA - REDIPUGLIA STRAN _1 Produced with PSSM NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 6.2: Značilne veličine NEK, tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško - Beričevo 6.1.2. Občutljivostna analiza slovenskega elektroenergetskega omrežja Razvoj slovenskega EES ne zajema le vključevanje novih proizvodnih enot ter porabnikov, temveč tudi nadgradnjo prenosnega omrežja. V ta namen smo naredili občutljivostno analizo prenosnega elektroenergetskega omrežja z izračunom faktorjev PTDF in LODF. Ker scenariji razvoja slovenskega EES predvidevajo le en scenarij razvoja prenosnega elektroenergetskega omrežja so predstavljeni rezultati občutljivostne analize v tem poglavju enaki za vse scenarije razvoja slovenskega EES. 6.1.2.1. Faktorji PTDF Tabela Tab. 6.3 prikazuje vrednosti faktorjev PTDF za izbrana vozlišča v prenosnem omrežju in vpliv spremembe moči v vozliščih na pretoke vodov na 400 kV napetostnem nivoju v Sloveniji. Tab. 6.3: Faktorji PTDF - vpliv spremembe moči v vozliščih na obremenitev vodov. o voe ič ir e B e č e g o P r o ib ir a o k š r e c n a č a v lo gl o i. k O Podlog-Bericevo-1 Udine-Okroglo-1 Udine-Okroglo-2 Krsko-Bericevo-1 -0,15 0,15 0,15 -0,10 -0,14 0,14 0,14 -0,10 0,24 0,14 0,14 -0,04 0,09 0,12 0,12 0,07 -0,04 0,13 0,13 0,22 0,12 0,12 0,12 0,03 -0,11 0,09 0,09 -0,06 -0,13 0,20 0,20 -0,09 o 11:18 Krsko-B ericevo-2 -0,l0 -0,l0 -0,04 0,07 0,22 0,03 -0,06 -0,09 Klece-Divaca 0,07 0,l8 0,05 0,04 0,03 0,03 -0,24 0,05 Klece-Bericevo 0,07 -0,82 0,05 0,04 0,03 0,03 -0,24 0,05 Cirkovce-Podlog -0,ll -0,ll -0,l9 -0,06 -0,04 0,36 -0,08 -0,l0 Pince-Heviz -0,ll -0,ll -0,l3 -0,08 -0,l0 -0,3l -0,09 -0,l0 Pince-Zerjavinec 0,00 0,00 0,04 0,00 -0,05 0,27 -0,02 0,00 Cirkovce-Pince-l -0,05 -0,05 -0,09 -0,04 -0,02 0,2l -0,04 -0,05 Cirkovce-Pince-2 -0,05 -0,05 -0,09 -0,04 -0,02 0,2l -0,04 -0,05 Okroglo-Bericevo-2 0,l5 0,l4 0,l4 0,l2 0,l3 0,l2 0,09 -0,29 Bericevo-Divaca 0,09 0,02 0,06 0,04 0,04 0,03 -0,29 0,06 Bericevo-Podlog-l -0,l5 -0,l4 0,24 0,09 -0,04 0,l2 -0,ll -0,l3 Okroglo-Bericevo-l 0,l5 0,l4 0,l4 0,l2 0,l3 0,l2 0,09 -0,29 Maribor-Krsko -0,ll -0,ll -0,02 0,24 -0,26 -0,05 -0,ll -0,l0 Podlog-Maribor -0,l2 -0,l2 -0,23 0,26 -0,0l -0,l0 -0,l0 -0,l2 Melin-Divaca -0,05 -0,07 -0,02 0,02 0,04 0,04 -0,l9 -0,05 Tumbri-Krsko-l 0,05 0,04 0,03 0,05 0,l4 -0,06 0,00 0,04 Tumbri-Krsko-2 0,05 0,04 0,03 0,05 0,l4 -0,06 0,00 0,04 Divaca-Redipuglia 0,l0 0,l2 0,l0 0,09 0,l0 0,09 0,24 0,05 Maribor-Kainachtal -1 -0,l2 -0,l2 -0,l3 -0,2l -0,l4 -0,09 -0,ll -0,l2 Maribor-Kainachtal -2 -0,l2 -0,l2 -0,l3 -0,2l -0,l4 -0,09 -0,ll -0,l2 Na rezultate lahko gledamo iz dveh vidikov in sicer vidik vpliva specifičnega vozlišča na vode v sistemu, ali vidik vpliva vozlišč na specifični vod. Prvi vidik pomaga pri analizi vpliva vključitve enote ali povečanja odjema v posamičnem vozlišču, medtem ko drugi vidik pomaga pri identifikaciji vozlišč, ki so najbolj kritična iz vidika povečanja pretokov moči na določenem vodu. Slika Sl. 6.3 prikazuje vpliv spremembe odjema/proizvodnje moči specifičnega vozlišča na obremenitev prenosnih 400 kV vodov. Povečanje proizvodnje moči v Krškem bo najbolj vplivalo na pretoke moči na vodih Krško-Beričevo ter Maribor-Krško. Faktor v vrednosti 0,22 pomeni, da bi l00 MW višja moč proizvodnje v vozlišču Krško povzročila 22 MW dodatnega pretoka moči po obravnavanem vodu. 0,3 0,2 u. 0,1 o is: ra 0 -0,1 -0,2 -0,3 dd d J 1 1 a \ IITFHH m IIHII ■ ' MU'"' II ■ ■ TT o > (D (D CQ I M O Q. _C3 0 O 1 OJ 3 OJ 3 O > OJ OJ m cb 0 > OJ OJ m 1 o ro > _0Ü O > OJ OJ m jiu M O Ü. OD U > O 'Ü h. (D C OJ u C 03 — — (D M c: Q. OJ U > o > o u u o > OJ OJ m ^o o > o > OJ C.J OJ ca M T3 o Q. cb > OJ OJ m o > OJ OJ m go O o -Q o -Q g o Q. o -Q EE 3 -Q E g Ci OJ cn m > ro C3 -Q (N I in o .Q Q ~ ~ I Krško I Maribor I Beričevo Sl. 6.3: Faktorji PTDF - vpliv spremembe moči v vozlišču na obremenitev vodov za vozlišča v Mariboru, Krškem in Beričevem. Slika Sl. 6.4 prikazuje vplive vozlišč na obravnavani vod. Eden izmed pomembnejših vodov v slovenskem EES je vod Beričevo-Podlog. Za obravnavani vod ugotovimo, da ga najbolj obremenimo, če povečamo proizvodnjo moči v vozlišču Podlog, oziroma Maribor in tudi Pince. Ker večino časa moč po obravnavanem vodu teče od vzhoda proti zahodu, pa s povečanjem moči v ostalih obravnavanih vozliščih dosežemo zmanjšanje obremenitve omenjenega voda. -0,3 Beričevo Kleče Podlog Maribor Krško Pince Divača Okroglo ■ Beričevo -Podlog "Krško - Beričevo ■ Udine -Okroglo "Maribor - Keinachtal Sl. 6.4: Faktorji PTDF - sprememba obremenitve voda, kot posledica spremembe moči v vozliščih za vode Beričevo-Podlog, Krško-Beričevo, Udine-Okroglo in Maribor-Kainachtal. 6.1.2.2. Faktorji LODF Tabela Tab. 6.4 prikazuje vrednosti faktorjev LODF za izbrane vode v prenosnem omrežju in vpliv izpada vodov na pretoke moči na vodih 400 kV napetostnega nivoja v Sloveniji. _Tab. 6.4: Faktorji LODF - vpliv izpada voda na obremenitev preostalih vodov._ o > o JIJ o > o > v o M ■■ 1 1 1 o > (D (D CQ M O cp M O o ^ Q. Oi I O (D 3 O > (D (D CQ ro OD U o > (D (D CQ aa c^ o o ^ Q. X > M dj u d — u u OD C^ £= Ü. OD U > O £= Ü. OD U > O h: c^ C^ M CD CQ M T^ O O. > CD OD CQ ^ O I CD CQ d o o o u bo '■— CJ CD T^ O O. O O CD O. .Q .Q E E u U i; 0 01 OD U > o CD d CD M ra > C^ O u oi 'IF fU fU fU I > ra u rn d > 0 01 Oi cc O -Q fu o -Q CD -Q cp O Q. I Beričevo -Podlog I Maribor - Krško Beričevo - Divača Sl. 6.5: Faktorji LODF - delež prevzetega pretoka moči izpadlega voda po posameznih vodih za tri primere izpada vodov. Podobno lahko analiziramo vplive različnih izpadov vodov na obremenitev opazovanega voda. Slika Sl. 6.6 prikazuje kateri izpad voda ima največji vpliv na obremenitev. Na vod Beričevo-Podlog imajo največji vpliv izpad vodov Podlog-Maribor, Maribor-Krško, Krško-Beričevo, Cirkovce-Podlog in Cirkovce-Pince. Glede na to, da je Krško-Beričevo paralelni vod, ki je relativno močno obremenjen, bi izpad omenjenega voda najbolj neugodno vplival na vod Beričevo-Podlog. 0,00 -0,05 -0,10 -0,15 Lt -0,20 -0,25 žT -0,30 -0,35 -0,40 -0,45 osO" mP -P J" hP I Beričevo -Podlog I Okroglo - Bericevo Divača - Radipuglia I Krško - Tumbri Sl. 6.6: Faktorji LODF - delež prevzetega pretoka moči izpadlega voda za obravnavani vod glede na različne scenarije izpadov vodov. Podobno, kot za slovenski EES, so bili analizirani tudi faktorji LODF za vode v interkonekciji Slovenije s sosednjimi državami. Rezultate prikazuje tabela Tab. 6.5. Tab. 6.5: Faktorji LODF - vpliv izpada interkonekcijskega voda na obremenitev preostalih vodov. u (D CD OD CD C 1 CD OD 1 o u fU Cffl 1 O Ln > t^ O i- t^ o i- > > ;> (J U U > > (D (D (D i-i c^ 'H (D O Ü. nj Q^ c: CD T^ O CD OD op OD U > U CJ Q_ O (D o 0 1 (D (D U CD OD OD CD > CD _Q op op CQ OD OD U U CD CD CD tffl O OD £= Z) (D £= Z) i- 1 O i- U OD O Q- dj u d > O i-IJ > O LJ 1 C^ c^ o OJ CQ > CD CD 1 C^ c^ o Q. o CQ o fU > Oi 1 > fi^ > (N 1 > O u 1 .Q ra o O o o O ■M ca ■M o •r- Oi Oi U Oi r\i na r^ Ln t/l r^ .C .C fiD OD T3 u u ra -£= c^ U U CD C C U ra -£3 > O D: T3 'č5 ra t-n i-CD T^ O cp E u E u fiD U ra > ra d. 1 Q_ 1- 1- CJ no .n H CD CD C ■;> u ra :> 'L- ra cp tffl Q. O O. CD M I Udine - Okroglo I Tumbri - Krško Maribor - Kainachtal Sl. 6.7: Faktorji LODF - delež prevzetega pretoka moči izpadlega voda po posameznih vodih za tri primere izpada vodov v interkonekciji. Slika Sl. 6.8 analizira različne možnosti izpadov vodov in vplive na izbrane vode. Za voda Beričevo-Podlog in Divača-Redipuglia ugotovimo, da nanju najbolj vpliva izpad voda Udine-Okroglo, medtem ko so imajo ostali izpadi vodov relativno manjši vpliv. Sl. 6.8: Faktorji LODF - delež prevzetega pretoka moči izpadlega voda za obravnavani vod glede na različne scenarije izpadov vodov v interkonekciji. 6.1.3. Zagotavljanje rezerve moči in energije za primarno, sekundarno in terciarno regulacijo frekvence 6.1.3.1. Primarna rezerva moči V skladu z načrtom vključevanja novih proizvodnih enot v elektroenergetski sistem Slovenije je treba določiti potrebne rezerve za primarno regulacijo frekvence po posameznih letih. V obzir je potrebno vzeti pravila ENTSO-E, ki nalagajo, da mora bivši UCTE sistem, ki se sedaj imenuje regionalna skupina Centralna Evropa, ob kritični spremembi moči, tj. 3000 MW, ostati frekvenčno stabilen, pri čemer se frekvenca ne sme spremeniti za več kot 200 mHz. Vsako območje znotraj RGCE mora prispevati sorazmeren delež rezerve moči ob kritičnem dogodku. Razmerje rezerve moči je definirano z inštalirano močjo konvencionalnih virov posameznega območja z inštalirano močjo konvencionalnih virov v RGCE. Tabela Tab. 6.6 prikazuje zahtevano rezervo moči za primarno regulacijo frekvence v Sloveniji, če upoštevamo scenarij razvoja slovenskega EES brez inštaliranega bloka JEK 2. Tab. 6.6: Rezerva moči za primarno regulacijo frekvence v scenariju brez JEK 2. Leto Rezerva moči 2009 15,9 MW 2020 19,3 MW 2025 19,8 MW 2030 20,7 MW Rezerva moči za primarno regulacijo frekvence se leta 2020 glede na leto 2009 poveča, saj so v tem obdobju načrtovane velike spremembe v slovenskem EES. Vključitev novih enot je v tem obdobju hitrejša od vključevanja novih enot v RGCE in posledično naraste slovenski delež rezerve moči proti ostalimi državami v RGCE. Obstaja možnost, da bo v prihajajočih letih (do 2030) ENTSO-E povečali vrednosti za kritični izpad iz zdajšnjih 3.000 MW, predvsem zaradi vedno večjega deleža RVE v sistemu, ki v splošnem ne sodelujejo pri regulaciji frekvence in so močno nepredvidljivi. Ker primarna rezerva moči odraža le majhen del celotne inštalirane moči v slovenskem EES ugotavljamo, da jo bomo brez težav zagotovili. 6.1.3.2. Sekundarna rezerva moči Rezerva moči se določi v skladu z zahtevami ENTSO-E ter empirično določenih koeficientov za posamezna območja, ki so definirani v obratovalnih navodilih sistemskega operaterja [68]. Tabela Tab. 6.7 prikazuje zahtevano rezervo moči za sekundarno regulacijo frekvence v Sloveniji, če upoštevamo scenarij razvoja slovenskega EES brez inštaliranega bloka JEK 2 in dva scenarija napovedi konice odjema. Tab. 6.7: Rezerva moči za sekundarno regulacijo frekvence v scenariju brez JEK 2 in nizke Leto Nizka rast konične Visoka rast konične moči odjema moči odjema 2009 80,0 MW 80,0 MW 2020 89,9 MW 94,7 MW 2025 90,9 MW 98,9 MW 2030 92,2 MW 103,3 MW Večja kot je konična poraba v Sloveniji, večja bo rezerva moči za sekundarno regulacijo frekvence. Koeficienti za določanje rezerve moči so empirično določeni, zaradi česar obstaja možnost, da se bodo skozi čas, zaradi različnih vrst proizvodnih enot, spremenili, kar bi posledično pomenilo tudi spremembo rezerve moči zaradi sekundarne regulacije frekvence. Za oceno stroškov zaradi zakupa sekundarne rezerve upoštevamo pavšal za eno leto na MW moči v rezervi. Predpostavljena je enaka cena za terciarno in sekundarno regulacijo frekvence, pri čemer za sekundarno regulacijo upoštevamo ceno na javni dražbi za terciarno regulacijo frekvence leta 2009 in sicer za produkt A, saj odraža večje število aktivacije rezerve moči in posledično je cena višja. Cenovna krivulja je za prihodnje obdobje je ustrezno popravljena glede na povprečje rasti koničnih cen električne energije v scenarijih razvoja brez JEK 2, ki so predstavljene v nadaljevanju. Tabela Tab. 6.8 prikazuje oceno stroškov za visoko in nizko napoved zahtevane rezerve moči za sekundarno regulacijo frekvence. Tab. 6.8: Ocena stroškov za sekundarno regulacijo frekvence v scenariju brez JEK 2 za Leto Nizka napoved Visoka napoved konice konice 2009 6,9 mio € 6,9 mio € 2020 11,5 mio € 12,1 mio € 2025 13,1 mio € 14,3 mio € 2030 14,3 mio € 16,1 mio € V sklopu ocen stroškov smo analizirali tudi, koliko ti stroški v končni fazi bremenijo porabnika, Skupne stroške smo proporcionalno razdelili glede na porabo električne energije, slika Sl. 6.11. 1,2 ii 1 1 0,8 UJ ü 0,6 SŠ 0,4 OJ 0,2 ■a o 0 'O' n'V ob rA o? ^ ^ ^ Leto •Nizka poraba EE ■Visoka porabe EE Sl. 6.9: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja sekundarne regulacije frekvence. 6.1.3.3. Terciarna rezerva moči V letu 2009 je potrebna moč terciarne rezerve definirana s polovično zmogljivostjo NE Krško na pragu, kar znaša 348 MW. ELES je torej kot sistemski operater dolžan zagotavljati 15-minutno rezervo moči, ki ustreza pokritju polovice NE Krško v primeru izpada. Zakup rezervnih moči je sestavljen iz dveh delov: ■ rezerve domačih ponudnikov, tj. TE Brestanica, TE Trbovlje in TETO Ljubljana, ter ■ drugi del rezerv iz tujine. Drugi časovni mejnik predstavlja vstop bloka 6 TE Šoštanj v obratovanje, ki je predviden za leto 2015. Moč bloka bo znašala 540 MW, kar pomeni, da se bodo zahteve po terciarni rezervi moči povečale za 192 MW glede na današnje stanje. Tretji pričakovan mejnik je načrtovana gradnja JEK 2, vendar je v tem scenariju ne predvidevamo, kar pomeni, da je tudi leta 2020 zahtevana terciarna rezerva moči v velikosti šestega bloka TE Šoštanj, kar prikazuje slika Sl. 6.10. V skladu z definiranimi scenariji zagotavljanja terciarne rezerve v poglavju 5.2 v nadaljevanju analiziramo njihove vplive. iö 600,0 500,0 400,0 I 300,0 ss c^ 200,0 DC 100,0 0,0 2009 2015 1100% zakup v Sloveniji 140% zakup v Sloveniji 2020 Leto 2025 2030 I Delitev rezereve moči s Hrvaško I Rezervo moči se zagotovi v sklopu JEK 2 Sl. 6.10: Terciarna rezerva moči po izbranih letih ter predvidene potrebne zmogljivosti v Sloveniji po štirih scenarijih. Pri scenariju delnega, 40 % zakupa terciarne rezerve moči znotraj Slovenije je potrebno zagotoviti zadostne prenosne zmogljivosti na mejah. Delež Hrvaške je bil ocenjen proporcionalno glede na največje enote v Sloveniji in na Hrvaškem, kar prikazuje tabela Tab. 6.9. Tab. 6.9: Ocena razdelitve moči za terciarno regulacijo frekvence med Slovenijo in Hrvaško v MW. 2009 2020 2025 Moč največje enote v Sloveniji 348,0 540,0 540,0 Moč največje enote na Hrvaškem 320,0 500,0 500,0 Delež Hrvaške 166,7 259,6 259,6 Delež Slovenije_181,3_280,4_280,4 Ker v tem scenariju ne predvidevamo vključitev JEK 2 je leta 2025 in leta 2030 največja enota v sistemu TEŠ 6. Varianta 4 za zagotavljanje terciarne rezerve je posledično v tem scenariju enaka kot varianta 1. Glede na predvidene vključitve novih enot v sistem in ustavitev starih enot, ugotovimo, da bi do leta 2020 pri zagotavljanja terciarne rezerve moči lahko sodelovale: • sistemske elektrarne za rezervo moči, TEB in nova enota za zagotavljanje terciarne rezerve moči s skupno močjo 470 MW, • elektrarne, v hladni rezervi, ki -bi lahko prispevale urno rezervo moči, tj. TEŠ 5 in TEŠ 4, skupne moči 553 MW, vendar je zaradi počasne vključitve teh elektrarn potrebno začasno angažirati tudi druge elektrarne v sistemu, • vse plinsko-parne in termo elektrarne, tj. TEŠ 6 , TET, TE-TOL, skupne moči 1.019 MW, vendar bi te elektrarne imele visoke oportunitetne stroške, zato je predpostavljen 20% delež moči v te namene, • neposredni odjemalci, tj. železarne in tovarna aluminija, ki bi lahko v času izpada največjega bloka v sistemu zmanjšale prevzem energije in s tem prispevale k zanesljivosti. Njihov delež je ocenjen na 100 MW. Skupna potencialna moč za zagotavljanje terciarne rezerve moči znotraj slovenskega EES tako znaša okoli 1.350 MW. Ugotovitve kažejo, da so po vseh scenarijih zagotavljanja terciarne moči zmogljivosti znotraj slovenskega EES zadostne. Za oceno stroškov zakupa terciarne rezerve upoštevamo pavšal za eno leto na MW moči v rezervi. Predpostavljena cena za terciarno regulacijo frekvence je cena dosežena na razpisu leta 2009 povečana glede na napoved povprečne rasti koničnih cen električne energije v scenarijih razvoja brez JEK 2, katere so predstavljene v nadaljevanju. Tab. 6.10: Ocena stroškov za terciarno regulacijo frekvence za štiri obravnavane scenarije zakupa rezerve moči v mio €. Leto Varianta 1 Varianta 2 Varianta 3 Varianta 4 2009 17,6 9,1 30,8 17,6 2015 38,9 20,0 69,2 38,9 2020 40,9 21,0 72,6 40,9 2025 46,1 23,7 82,0 46,1 2030 49,7 25,5 88,4 49,7 Najverjetneje bomo v prihodnje še vedno zagotavljali 40 % rezerve moči v slovenskem EES in 60 % pa z zakupom rezerve moči v tujini, zato smo ta scenarij predpostavili za referenčni pri oceni stroškov na enoto prevzema električne energije. Skupne stroške smo proporcionalno razdelili glede na porabo električne energije ter tako predvideli, prispevek porabnika h končni ceni električne energije, slika Sl. 6.11. lET 3,5 cc Čj 2,5 C OJ u nj ■a 1,5 0,5 —I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1- ^ ^^ ^ ^^ ^^ ^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 6.11: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja terciarne regulacije frekvence. 6.1.4. Projekcija izpustov CO2 Pri oceni izpustov CO2 v okolje smo se osredotočili le na energetski sektor. Težava je v tem, da so izpusti definirani na nacionalni ravni za vse sektorje, tj. poleg energetskega sektorje še sektor prometa, industrije, gospodinjstev ter kmetijstva. Kyotski protokol je prepisal omejitve izpustov do leta 2012 in sicer v višini 8 % glede na bazno leto 1986 za C02, CH4 in NO2 ter leto 1995 za F-pline (OP TGP-1) [69],[99]. Po drugi strani pa je EU pa dodatno zaostrila pogoje do leta 2020, pri čemer lahko govorimo o splošnem zmanjšanju izpustov na nacionalni ravni, ki znaša 20 % glede na bazno leto. Da pa bi dosegli takšno zmanjšanje izpustov, pa ne bodo vsi sektorji prispevali enak delež. Predvideva se, da bodo sektorji kateri so vključeni v evropsko trgovalno shemo ETS zmanjšali izpuste za 21 % glede na leto 2005, medtem ko sektorji izven ETS lahko povečajo izpuste za 4 % [132]. Operativni program zmanjševanja emisij toplogrednih plinov [99] določa realne omejitve na področju Energetika in ogrevanje v višini 6.090 tisoč t CO2 ekvivalenta poprečnih letnih izpustov za obdobje od 2008 do 2012, po tem obdobju pa predvidevamo linearno padanje izpustov do leta 2020 na vrednost 5.100 tisoč t CO2 ekvivalenta. 4 3 2 1 Glede na načrte razvoja slovenskega EES smo ocenili izpuste do leta 2030, kar prikazuje slika Sl. 6.12. 8000 6000 ■JT 4000 Ej 2000 "tš 3 a -2000 -4000 Leto ■Konvencionalni viri ■SPTE - posredno zmanjšanje ■SPTE - Energetika ■Izpusti Energetika ■SPTE -Ostali sektorji Sl. 6.12: Ocena izpustov CO2 ekvivalenta za energetiko do leta 2030. Pri oceni izpustov konvencionalnih virov smo upoštevali predvideno proizvodnjo električne energije teh virov ter ocenjene specifične izpuste. V izpuste sektorja energetika in ogrevanje smo šteli tudi izpuste centralnih toplarn ter izpuste SPTE v daljinski energetiki. SPTE v energetiki prav tako za obratovanje potrebujejo emisijske kupone, saj povečajo emisije na lokaciji. Imajo pa SPTE tudi pozitivne učinke, saj zmanjšajo porabo primarnega energenta zaradi hkratne proizvodnje toplote in električne energije, zato smo pri izpustih SPTE ovrednotili tudi prihranek izpustov emisij. Pri vrednotenju povečanja emisij na lokaciji smo privzeli 30 % izkoristek proizvodnje električne energije in hkrati 45 % izkoristek proizvodnje toplotne energije. Če skupne emisije preračunamo na proizvodnjo električne energije, sledi da so emisije 0,68 kgCO2 / kWhel za zemeljski plin. Pri oceni prihrankov emisij v Sloveniji pa smo upoštevali, da izpusti toplotnih enot znašajo 0,22 kgCO2/kWht za zemeljski plin ob 90 % izkoristku oziroma 0,25 kgCO2/kWht za ekstra lahko kurilno olje (ELKO) ob 90 % izkoristku. Tako posredno zmanjšanje emisij znaša 0,46 kgCO2/kWhel v kolikor predpostavimo, da se proizvodnja toplote iz toplotnih postaj nadomesti s proizvodnjo toplote SPTE v enakem razmerju. Posredno zmanjšanje emisij SPTE ne moremo pripisati energetskemu sektorju, saj so to po večini sektorji Gospodinjstvo, Industrija in Storitve. Zaradi tega se, kljub zmanjšanju emisij v Sloveniji zaradi večjega vključevanja večjih enot SPTE, poveča potreba po emisijskih kuponih znotraj ETS. 7000 6500 6000 (N SJ 5500 3 5000 4500 4000 -1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1- N> O O 'i' O «Č^ oV ««i oP r^ ^ ^ ^ ^ ^ rf' ^ Leto -----ETS po letu 2020 -Omejitve ETS - Energetika -OP TGP - Energetika -Projekcija izpustov Sl. 6.13: Ocena skupnih izpustov CO2 ekvivalenta ter omejitve za energetiko do leta 2030. Omejitve v sliki Sl. 6.13 so razdeljene na tri obdobja, in sicer obdobje do leta 2012, katerega opredeljuje OP TGP-1 [99], od leta 2012 do leta 2020, ki je v skladu z načrti EC po omejitvah emisijskih kuponov v shemi ETS [147], ter obdobje po letu 2020, za katerega pa ne vemo kakšne bodo zahteve. Za obdobje po letu 2020 smo v naših analizah predpostavili, da se omejitve izpustov ne spreminjajo, čeprav je pričakovati, da se bodo trendi po omejitvah izpustov nadaljevali. Ker smo pri oceni izpustov CO2 predpostavili predvideno obratovanje konvencionalnih proizvodnih enot ter enot razpršenih enot SPTE, poleg tega pa imamo le en scenarij razvoja SPTE in konvencionalnih enot, so napovedani izpusti za vse scenarije enaki. Zaradi omejevanja emisijskih kuponov in posledično spremenljive cene le-teh se bo proizvodnja prilagajala glede na trenutne razmere na trgu, s čimer so lahko letni izpusti drugačni od napovedi. 6.2. SCENARIJ RAZVOJA JEK0_VP_ZRVE Scenarij JEK0_VP_ZRVE upošteva: • napoved porabe FE (visoka rast napovedi porabe električne energije), • zmerna rast vključevanja RVE in SPTE, • ne predvideva investicije v JEK 2. 6.2.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 6.14 - Sl. 6.16. 100 90 80 ^^ 70 60 50 I 40 C^^ 30 20 10 0 I I ^ <1° r / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 6.14: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 Sl. 6.15: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. 100 90 80 ^^ 70 60 > 50 40 ^^ 30 20 10 ri I Ö- # y ■ß ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan -NEM ' Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 6.16: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. 0 Iz rezultatov ugotavljamo, da obremenitve omrežja za obravnavani scenarij niso previsoke, saj le te dosegajo okoli 30 % maksimalne obremenitve. Nekoliko povečana je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine ter 400 kV DV Beričevo - Podlog, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. 6.2.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-1 sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 6.11 in Tab. 6.12. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 2025 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Tab. 6.12: Neustrezna napetost v vozliščih po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 2025 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020, 2025 in 2030. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 6.17 in Sl. 6.18 prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. Sl. 6.17: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. 20 18 16 14 O 12 10 LU 8 O 6 4 2 0 100 200 300 ■2010 400 500 600 Uvoz (MW) 2020 - 2025 -2030 700 800 900 1000 -----Dopustni LOLE Sl. 6.18: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 1000 MW za uvoz električne energije do leta 2030. 6.2.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Slika Sl. 6.19 prikazuje rasti inštalirane moči proizvodnih enot ter konične moči odjema v Sloveniji do leta 2030, po obravnavanem scenariju. 0 6000 -| 5000 - 5 4000 - 1 —, >u o 3000 - 1 2000 - 1000 - 0 —I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 c?> «O' o'V ^^ o''' T? (sv ccv rcv ccv ccv cnv inv Leto ■Inštalirana moč proizvodnje • Konična moč odjema Sl. 6.19: Rasti inštalirane moči proizvodnje in konične moči odjema v RS do leta 2030. s poznavanjem inštalirane moči proizvodnje ter moči konice odjema lahko določimo tudi razmere med njima. Slika Sl. 6.20 prikazuje omenjeno razmerje. Največja relativna rezerva moči, glede na konično moč odjema nastopi v času vklopa 6. bloka TE Šoštanj. Po letu 2016 pa se razmerje manjša, ker niso predvidene nove večje enote v sistemu po tem letu v obdobju do leta 2030. Manjše enote, npr. HE na srednji Savi, pa v večji meri skrbijo le za delno pokrivanje rasti konične moči odjema. 2,2 1 2 iij O E 1,8 - 'IT OJ 1,6 - E ro 1,4 1,2 - 1 - —I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 Leto Sl. 6.20: Razmerje moči med inštalirano močjo proizvodnje ter močjo konice odjema do leta 2030. Izračunana je bila tudi bilanca moči po metodologiji UCTE, kar prikazuje tabela Tab. 6.13. Ugotavljamo, da je zanesljivih proizvodnih zmogljivosti okoli 4.300 MW, ter preostalih zmogljivosti po odšteti porabi električne energije še vedno od 1.500 do 2.000 MW. Iz omenjenega lahko sklepamo, da je količina proizvodnih zmogljivosti zadostna. Tab. 6.13: UCTE bilanca moči do leta 2030. Nacionalni podatki o moči 2010 2015 2020 2025 2030 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda (pozitivno neto vrednosti v GW) Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar 11:00 Januar 19:00 Julij 11:00 Neto proizvodne zmogljivosti glede na primarni vir 1 Jedrska energija 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 2 Fosilna goriva 1,29 1,29 1,29 1,43 1,43 2,25 2,30 2,30 2,30 2,39 2,39 2,39 2,43 2,43 2,43 2A Lignit 0,63 0,63 0,63 0,60 0,60 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 2B Premog 0,22 0,22 0,22 0,19 0,19 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2C Plin 0,38 0,38 0,38 0,39 0,39 0,94 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2D Naftni derivati 0,06 0,06 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2E Mešana goriva 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2F Ostala fosilna goriva 0,00 0,00 0,00 0,25 0,25 0,25 0,41 0,41 0,41 0,50 0,50 0,50 0,54 0,54 0,54 3 Obnovljivi viri energije (vsi razen hidro) 0,04 0,04 0,04 0,20 0,20 0,20 0,36 0,36 0,36 0,48 0,48 0,48 0,64 0,64 0,64 3A Veter 0,00 0,00 0,00 0,05 0,05 0,05 0,09 0,09 0,09 0,14 0,14 0,14 0,20 0,20 0,20 3B Sonce 0,01 0,01 0,01 0,04 0,04 0,04 0,13 0,13 0,13 0,17 0,17 0,17 0,22 0,22 0,22 3C Ostali OVE 0,03 0,03 0,03 0,11 0,11 0,11 0,14 0,14 0,14 0,17 0,17 0,17 0,22 0,22 0,22 4 Hidro energija 1,26 1,26 1,26 3,00 3,00 3,00 1,93 1,93 1,93 2,17 2,17 2,17 2,51 2,51 2,51 4A Akumulacijske HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4B Pretočne HE 0,95 0,95 0,95 1,05 1,05 1,05 1,20 1,20 1,20 1,43 1,43 1,43 1,58 1,58 1,58 4C Crpalne HE 0,18 0,18 0,18 1,80 1,80 1,80 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,76 0,76 0,76 4D Mešane črpalne HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4E Ostale HE 0,13 0,13 0,13 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,16 0,16 0,16 0,17 0,17 0,17 5 Ostali viri 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 Neto proizvodne zmogljivosti (6=1+2+3+4+5) 3,28 3,28 3,28 5,33 5,33 6,14 5,29 5,29 5,29 5,74 5,74 5,74 6,28 6,28 6,28 7 Neuporabne zmogljivosti 0,59 0,59 0,40 0,76 0,76 0,53 0,97 0,99 0,67 1,20 1,22 0,83 1,41 1,44 0,98 8 Popravila in remonti 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9 Izpadi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10 Sistemske rezerve 0,29 0,29 0,29 0,30 0,30 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 11 Nerazpoložljive zmogljivosti (11=7+8+9+10) 0,88 0,88 0,68 1,06 1,06 1,07 1,51 1,53 1,21 1,74 1,76 1,37 1,95 1,98 1,52 12 Zanesljivo razpoložljive zmogljivosti (12=6-11) 2,41 2,40 2,60 4,27 4,27 5,07 3,77 3,76 4,08 4,00 3,98 4,37 4,33 4,30 4,76 13 Poraba 1,73 1,83 1,80 2,07 2,19 2,16 2,30 2,44 2,39 2,46 2,60 2,56 2,63 2,78 2,73 14 Uravnavanje porabe 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15 Preostala zmogljivost (15=12-13+14) 0,68 0,57 0,80 2,20 2,08 2,91 1,47 1,32 1,69 1,54 1,38 1,81 1,70 1,52 2,03 16 Varnostna zmogljivost (npr.. 5-10% NPZ) 0,16 0,16 0,16 0,27 0,27 0,31 0,26 0,26 0,26 0,29 0,29 0,29 0,31 0,31 0,31 17 Marža zaradi konice porabe 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 18 Zadostnosstna marža (18=16+17) 0,41 0,36 0,36 0,52 0,47 0,51 0,51 0,46 0,46 0,54 0,49 0,49 0,56 0,51 0,51 Prenosne zmogljivosti na mejah 19 Uvozne zmogljivosti 1,71 1,71 1,67 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 20 Izvozne zmogljivosti 1,98 1,98 1,88 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 6.2.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030 Načrti Slovenije pri izgradnji novih proizvodnih virov temeljijo na izgradnji večjega števila manjših hidroelektrarn z močmi okoli 30MW ter izgradnji večjih plinskih ali termo elektrarn. Poleg vsega se načrtuje še vključitev črpalnih HE, ki pa so glede na energetsko bilanco pravzaprav breme, saj porabijo več energije, kot jo proizvedejo. Dolgoročne napovedi proizvodnje in porabe električne energije prikazuje slika Sl. 6.21. 23 - 21 - 19 - 17 - ou C u 15 - 13 11 - C^ O' »^b «o «O' «b r^ r^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■ Proizvodnja •Poraba Sl. 6.21: Letna proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji do leta 2030 po obravnavanem scenariju. Ugotavljamo, da je energetska bilanca razen začetnih nekaj let ves čas močno pozitivna, kar pomeni, da imamo možnost izvoza električne energije do leta 2030 okoli 2 TWh letno. 6.2.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE Pogledali smo, kakšne se urne spremembe moči bremen, proizvodnje fotovoltaičnih elektrarn in proizvodnje vetrnih elektrarn glede na meritve moči in meteorološke podatke za proizvodnje enote v letu 2008. Na podlagi 4-kratne standardne deviacije urne spremembe skupne moči smo določili prvi kazalnik za določitev rezerve moči ob povečanju RVE v sistemu. Leto Tab. 6.14: Rezerva na podlagi spremembe moči za eno uro vnaprej. Rezerva zaradi bremen Dodatna rezerva Dodatna rezerva Dodatna rezerva zaradi VE zaradi SE zaradi RVE 2020 2025 2030 448,0 478,7 510,6 0,6 1.5 3.6 -3,4 -4,2 -5,1 -2,7 -2,3 -0,7 Rezultati kažejo, da VE skoraj nimajo vpliva na skupne urne spremembe moči (bremen in VE), medtem ko imajo SE celo pozitiven vpliv. Rezultat se skriva v tem, da sprememba porabe sovpada z začetkom dneva, z začetkom dneva pa sovpada tudi proizvodnja iz SE, kar delno kompenzira visoke skoke porabe v teh obdobjih. Ker pa je urna sprememba proizvodnje moči iz SE relativno majhna je tudi urna kompenzacija relativno majhna. Tab. 6.15: Rezerva na podlagi spremembe moči za štiri ure vnaprej Leto Rezerva zaradi bremen Dodatna rezerva zaradi VE Dodatna rezerva zaradi SE Dodatna rezerva zaradi RVE 2020 2025 2030 1276,4 1363,9 1454,9 -0,1 0,6 2,6 -21,9 -27,8 -35,0 -21,2 -25,8 -29,8 Rezultati kažejo, da VE skoraj nimajo vpliva na skupne urne spremembe moči (bremen in VE), medtem ko imajo SE celo pozitiven vpliv na skupne spremembe moči. Ugotovimo lahko podoben sklep kot v prejšnji tabeli rezultatov, le da so 4 urne spremembe moči pri SE že večje, kar lahko vpliva na relativno večjo kompenzacijo spremembe moči. Iz prvih dveh kazalcev ugotovimo, da bodo urne spremembe moči v sistemu pri relativno majhnem deležu SE in VE glede na konvencionalne vire v sistemu celi manjše, kot če bi opazovali le spremembe moči bremen. Naslednji kazalnik je potrebna rezerva moči zaradi napake napovedi proizvodnje električne energije za dan vnaprej. Podobno kot pri prejšnjih kazalcih smo analizirali potrebno rezervo moči zaradi bremen samih, ter dodatne rezervo moči kot posledico skupnega delovanja bremen in SE, bremen in VE, ter skupaj VE, SE in bremen. Napake napovedi na podlagi enoletnih analiz prikazujejo slike Sl. 6.22 - Sl. 6.24. Tabela Tab. 6.16 prikazuje priporočene rezerve moči na izravnalnem trgu oz. v sklopu sekundarne regulacije frekvence zaradi napak napovedi voznih redov bremen in RVE. 0,018 0,016 0,014 'tš o C 0,012 OJ 0,01 :> ra 0,008 C5 t^ 0,006 O 15 0,004 0,002 0 -100 -80 -60 ■Poraba -40 -20 0 20 Napaka napovedi (MW) 40 60 80 100 ■VE ■SE ■ RVE in poraba Sl. 6.22: Porazdelitev napake napovedi porabe, proizvodnje iz SE in VE ter skupne napake za leto 2020. 0,018 0,016 0,014 "ti o C 0,012 4-1 qu 'CT 0,01 p (C 0,008 H 4-1 0,006 O o 0,004 0,002 0 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 Napaka napovedi (MW) ■Poraba -VE —SE — — 60 80 100 ■RVE in poraba Sl. 6.23: Porazdelitev napake napovedi porabe, proizvodnje iz SE in VE ter skupne napake za leto 2025. 0,016 0,014 0,012 o iS 0,01 ■Si sš 0,008 C3 0,006 «J 0,004 0,002 0 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 Napaka napovedi (MW) ■Poraba -VE —SE — — 60 T 80 100 ■RVE in poraba Sl. 6.24: Porazdelitev napake napovedi porabe, proizvodnje iz SE in VE ter skupne napake za leto 2030. Tab. 6.16: Rezerva na podlagi napake napovedi za en dan vnaprej. Leto Rezerva zaradi bremen Dodatna rezerva zaradi VE Dodatna rezerva zaradi SE Dodatna rezerva zaradi RVE 2020 2025 2030 97,7 104,4 111,0 2,7 6,3 13,4 13,8 20,7 32,3 16,0 25.8 42.9 Rezultati kažejo, da zaradi nezmožnosti točnosti napovedi potrebujemo rezerve moči na izravnalnem trgu oz. izravnave odstopanj regulacijskega območja skozi sekundarno regulacijo frekvence, saj bodo zaradi napak napovedi voznih redov v sistemu viški ali manki delovne moči. Glede na porabo električne energije in oceno stroškov zagotavljanja sekundarne regulacije frekvence smo naredili oceno stroškov na enoto energijo za zagotavljanje dodatne rezerve moči zaradi večjega vključevanja RVE v EES. Rezultate prikazuje slika Sl. 6.25. 0,5 0,45 -C I 0,4 o: 0,35 0,3 LU li^ 0,25 C 0,2 0,15 0,1 0,05 0 ra ■n o O T—I r -1—I-1—I—I—I-1—I-1-1—I-1—I—I—I-1 ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ rf^ ^ Leto Sl. 6.25: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi visokega vključevanja RVE v EES. 6.2.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 6.26. 120,0 100,0 I 80,0 ■■■i 60,0 u u 40,0 nj ' C OJ ^^ 20,0 0,0 -1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 Leto ■Cena pas •Cena konica Sl. 6.26: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 6.2.7. Ekonomika obratovanja 6.2.7.1. Ekonomika RVE Analizirali smo ekonomiko obratovanja za različne RVE in JEK. Pri RVE smo predpostavili izračun ekonomike obratovanja glede na obratovalne spodbude za RVE in dobo subvencioniranja 15 let. Pri vseh virih RVE smo privzeli enote reda moči 1 MW, da je primerjava investicij smiselna. Glavni kazalci primerjave ekonomskih investicij so faktorji IRR in MIRR, pri čemer je uporabljena 10 % stopnja re-investiranja. Poudariti je potrebno, da pri ekonomskem izračunu uporabimo okvirne investicije RVE s predvidenimi povprečnimi obratovalnimi pogoji. Tabela Tab. 6.l7 prikazuje pregled ekonomskih kazalcev za vse analizirane tehnologije. Tab. 6.l7: Ekonomski kazalci upravičenosti investiranja v RVE mHE SE VE LB BP SPTE GE IRR l2,9 % l0,2 % l5,4 % l3,3 % l3,8 % ll,3 % l4,8 % MIRR ll,l % l0,l % l2,l % ll,3 % ll,5 % l0,5 % ll,9 % Iz rezultatov ugotavljamo, da so kazalci IRR za vse vire okoli 12 %, kar je razumljivo, saj so obratovalne spodbude določene na takšni ravni, da investicije v povprečju dosegajo 12 stopnjo donosa v 15 ekonomski dobi projekta (oziroma za SPTE v 10 letni dobi projekta). Kazalci MIRR so manjši, ker smo upoštevali stopnjo donosa re-investiranja manjše, kot je predpisan IRR za investicije v RVE. Slika Sl. 6.27 prikazuje lastne cene električne energije za analizirane RVE. Ugotavljamo, da so lastne cene virov z 12 % donosom skoraj identične spodbudam za RVE, kar je pa smiseln rezultat, saj so ravno te tarife bile določene na podlagi lastnih cen z 12 % donosom investicije. ni C ro C 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 mHE SE VE SPTE - OVE BP SPTE -Zemeljski plin GE I 0% donosnost I 5% donosnost 10% donosnost 12% donosnost Sl. 6.27: Lastna cena posameznih tehnologij RVE za različne donosnosti investicije. Tab. 6.18: Lastne cene električne energije za RVE za različne stopnje donosnosti investicij v €/MWh. Donosnost mHE SE VE SPTE - BP SPTE - GE OVE ZP 0 % donosnost 55,0 176,7 50,2 156,5 106,8 127,1 90,2 5 % donosnost 68,6 247,2 67,1 180,7 123,4 132,9 112,9 10 % donosnost 84,6 330,9 87,2 209,5 143,0 139,6 139,8 12 % donosnost 91,6 367,4 96,0 222,0 151,6 142,4 151,6 Iz rezultatov lastnih cen ugotavljamo tudi, da pri različnih stopnjah donosa investicije lastne cene različnih tehnologij RVE različno odstopajo. Največje odstopanje ima SE, predvsem zaradi visoke začetne investicije v tehnologijo in nizkih obratovalnih stroškov. V kolikor bi se predpisane vrednosti donosov v omenjene vire zmanjšale, bi tudi skupne obratovalne spodbude v te vire zmanjšale. 6.2.7.2. Ocena stroškov za shemo spodbud v RVE Z rastjo vključevanja RVE v slovenski EES se spreminjajo tudi skupne subvencije za te vire energije s stališča države. Po drugi strani pa višja cena električne energije manjša skupni strošek države, ki ga predstavljajo subvencioniranje energije proizvedene z RVE. V nekaj letih se pričakuje, da bo subvencioniranje proizvodnje električne energije iz RVE manjše, bodisi zaradi napredka in posledično pocenitve tehnologij RVE in s tem nižje lastne cene proizvodnje električne energije, bodisi zaradi višje cene električne energije na trgu z električno energijo, zaradi česar lahko tudi investicije v vire z višjo lastno ceno električne energije postanejo donosne. V analizi stroškov iz vidika države smo predpostavili dva scenarija, in sicer: • nespremenljive spodbude za RVE do leta 2030, • upad spodbud za RVE na 100 €/MWh za vse vire, kateri imajo po obstoječi shemi višje spodbude. V prvem scenariju smo predpostavili, da se bodo spodbude za SE ustalile pri 24 % manjšimi cenami kot leta 2009. Za ostale RVE izhajamo iz cen iz leta. To je odraz obstoječe podporne sheme, ki definira spodbude do leta 2013. Po tem letu bodo verjetno v veljavi nove podporne sheme za RVE, vendar je sedaj nemogoče ocenjevati kakšne, zato je v tem scenariju predpostavka, da ne bo cenovnega napredka tehnologij RVE, zaradi zrelosti tako trga kot tudi tehnologije. 390 — 340 290 oc D u 240 nj C 05 190 C 140 90 I ' I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I ^ ^^ ^^ ^^ ^^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ■mHE -SE ■VE •SPTE -OVE ■BP ■SPTE - Zemeljski plin •GE Sl. 6.28: Predpostavljene spodbude za RVE do leta 2030 po prvem scenariju. Drugi scenarij predvideva drastično zniževanje lastnih cen proizvodnje RVE do leta 2030. Ker investicijske in obratovalne stroške po različnih virih RVE ni mogoče zanesljivo napovedati za 20 let naprej, smo tudi v tem scenariju predvideli določene predpostavke. Tabela Tab. 6.19 prikazuje predpostavljene vrednosti lastnih cen proizvodnje različnih RVE ob upoštevanju 12 % donosnosti investicije. Tab. 6.19: Predpostavljene spodbude v RVE do leta 2030 po drugem scenariju v €/MWh. mHE SE VE SPTE - BP SPTE - GE OVE ZP Predpostavka 2010 92,61 362,7 95,38 224,35 139,23 152,33 152,47 Predpostavka 2020 92,61 200 95,38 150 120 120 120 Predpostavka 2030 92,61 100 95,38 100 100 100 100 390 — 340 290 oc D u 240 (o C 05 190 C 140 90 I I ^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^ ^ ^ ^^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ■mHE ■SE VE •SPTE -OVE •BP •SPTE - Zemeljski plin •GE Sl. 6.29: Predpostavljene spodbude za RVE do leta 2030 po drgem scenariju. Slika Sl. 6.30 prikazuje količino energije po posameznih virih, ki bi bila vključena v shemo spodbud. Ta energija ni enaka proizvodnji iz RVE, saj bodo ti viri po koncu prejemanja spodbud vseeno proizvajali energijo do preostanka njihove življenjske dobe. Prikazujemo le subvencionirano energijo, ki je v breme omrežnini in jo plačujejo odjemalci. Na podlagi proizvedene količine energije in predpostavljenih spodbud za RVE lahko naredimo oceno skupnih stroškov po dveh scenarijih spreminjanja spodbud, kar prikazujeta sliki Sl. 6.31 in Sl. 6.32. „^ 4500 5 15 s: OJ ■n 3 .a ■a o a .S3 > OJ C 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 o^Hcsiro^Lninrvooaio^Hcsiro^Lninrvooaio ooooooooooooooooooooo rMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMfMrMrMrM Leto I RVE (leta 2010) IGE ISPTE- ZP I BP I SPTE - OVE VE SE I mHE Sl. 6.30: Proizvedena energija iz RVE, ki so vključeni v shemo spodbud za RVE. 350 300 250 200 ■n ij 150 fL 100 .HL O i: 50 oe LU O > oe nt T I T O ^ Oi fO n LniDrvoooio^oifO^LniDrvooaio 000000000000000000000 rMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMrMfMrMrMrM Leto I RVE (leta 2010) IGE ISPTE - ZP I BP I SPTE - OVE VE SE I mHE Sl. 6.31: Skupni strošek subvencij za RVE na letni ravni - konstantne cene spodbud. cc 3 300 250 200 150 100 ■a 3 Sl ■n o a m J? 50 ,1 ■ M o^oifO^LniDrvooaio^oifO^LniDrvooaio ooooooooooooooooooooo r\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\i Leto I RVE (leta 2010) IGE ISPTE- ZP I BP I SPTE - OVE IVE SE I mHE Sl. 6.32: Skupni strošek subvencij za RVE na letni ravni - znižane cene spodbud. Sliki Sl. 6.31 in Sl. 6.32. prikazujeta, da bodo stroški države močno naraščali s tem, ko bodo rasla proizvedena energije iz RVE. V obdobju med 2020 in 2030 je pričakovati prelom, kjer subvencije za nove RVE ne bodo predstavljale večjega deleža, predvsem zaradi višje cene električne energije na trgu ter nižje cene investiranja v tehnologije RVE, vendar bodo skupni stroški države vseeno počasi padali, saj je potrebno upoštevati, da se pogodbe o subvencioniranju podpisujejo za nadaljnjih 10 let za SPTE oziroma 15 let za preostale RVE in tako se v letu 2030 plačuje subvencije za tiste elektrarne, ki so bile postavljene v obdobju od leta 2015 do leta 2030. 0 0 Ocenili smo tudi, kolikšen je strošek za skupne spodbude v RVE normirano na porabo električne energije oziroma na enoto energije, kar prikazuje slika Sl. 6.33. -a 3 .a ■a o a fi ro C nj ■a o O 20 18 16 14 12 10 8 6 -1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 N> O' ^A /^Ci rtV rtO/ rt?) rt^ /A rtfe rtA ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Nizka napoved cen RVE ■Visoka napoved cen RVE Sl. 6.33: RVE. Dodatek k ceni električne energije za porabnika, kot posledica subvencioniranja Ves strošek države za subvencioniranje proizvodnje energije iz RVE se prenese na kupca električne energije v obliki dodatka k obstoječi ceni električne energije ter omrežnini. Ta dodatek je tako odvisen od letnega stroška države za subvencioniranje proizvodnje iz RVE ter porabe EE. Slika Sl. 6.33 prikazuje, kakšno vrednost bo omenjeni dodatek zavzemal do leta 2030. Po tem letu je pričakovati, da bo dodatek vedno nižji in pri zadostni zrelosti tehnologije RVE bo eventualno postal ničen. 6.2.7.3. Ekonomika JEK 2 Obravnavani scenarij razvoja slovenskega EES ne predvideva nove enote JEK 2, zato v tem poglavju niso predstavljeni ekonomski kazalniki investicije v JEK 2. 6.2.8. Ocena deleža OVE Slika Sl. 6.34 prikazuje napovedi deleža OVE glede na napovedi vključevanja novih enot v EES in porabe električne energije ter zahtevan delež OVE v skladu z akcijskem načrtu za obnovljive vire. Ugotavljamo, da zaradi nizke porabe energije in predvidenega visokega vključevanja OVE v EES ves čas zadostujemo zahtevanim pogojem o deležu OVE v sektorju Električna energija. 4 2 0,48 0,46 0,44 0,42 0,4 0,38 0,36 0,34 i? ^ O n C3 ■M 1--Q TO C O >N OJ 0,32 O 0,3 r^ ^ ^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ •Ocena deleža ---Zahtevan delež - po letu 2020 • Zahtevan delež Sl. 6.34: Delež OVE glede na bruto porabo električne energije in zahtevan delež v skladu z virom Akcijski načrt za obnovljive vire. 6.3. SCENARIJ RAZVOJA JEK0_VP_IRVE Scenarij JEK0_VP_IRVE upošteva: • napoved porabe FE (visoka rast napovedi porabe električne energije), • visoka rast vključevanja RVE in SPTE, • ne predvideva investicije v JEK 2. 6.3.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 6.35 - Sl. 6.37. 100 90 80 ^^ 70 60 50 I 40 C^^ 30 20 10 0 I I y ^ ' / / / f / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 6.35: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 Sl. 6.36: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. Sl. 6.37: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. Iz rezultatov ugotavljamo, da obremenitve omrežja za obravnavani scenarij niso previsoke, saj le te dosegajo okoli 30% maksimalne obremenitve. Nekoliko povečana je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine ter 400 kV DV Beričevo - Podlog, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. 6.3.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-1 sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 6.20 in Tab. 6.21. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Tab. 6.21: Neustrezna napetost v vozliščih po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020, 2025 in 2030. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 6.38 in Sl. 6.39 prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. 900 800 700 C5 600 500 LU 400 O 300 200 100 0 100 -1-1-1— 200 300 400 500 600 Uvoz (MW) ■2010 -2020 -2025 700 800 900 1000 2030 Sl. 6.38: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. 0 Sl. 6.39: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 1000 MW za uvoz električne energije do leta 2030. 6.3.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Vključevanje RVE v slovenski EES nima vpliva na bilanco moči, saj so ti viri nezanesljivi in v splošnem ne prispevajo k zanesljivosti oskrbe z električno energijo. Bilanca moči ter razmerje med inštalirano močjo ter konico porabe sta torej identični kot v prejšnjem scenariju. Nasprotno pa imajo RVE vpliv na bilanco moči po UCTE metodologiji, saj le ta upošteva dejanska obratovalna stanja na točno določen dan in uro obratovanja. V kolikor RVE na izbran trenutek ne obratujejo s polno močjo, se sorazmerno poveča zmogljivost, ki se je ne more izrabiti (angl. »Non-usable capacity«). Iz rezultatov (tabela Tab. 6.22) lahko ugotovimo, da se je zaradi večje količine RVE v sistemu dostopna zmogljivosti povečala in tako dosega leta 2030 med 4.300 in 5.100 MW zmogljivosti, preostala zmogljivost pa znaša med 1.500 in 2.300 MW. Iz omenjenega lahko sklepamo, da je proizvodnja zmogljivost več kot zadostna. Tab. 6.22: UCTE bilanca moči do leta 2030. Nacionalni podatki o moči 2010 2015 2020 2025 2030 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda (pozitivno neto vrednosti v GW) Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar 11:00 Januar 19:00 Julij 11:00 Neto proizvodne zmogljivosti glede na primarni vir 1 Jedrska energija 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 2 Fosilna goriva 1,29 1,29 1,29 1,43 1,43 2,25 2,30 2,30 2,30 2,39 2,39 2,39 2,43 2,43 2,43 2A Lignit 0,63 0,63 0,63 0,60 0,60 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 2B Premog 0,22 0,22 0,22 0,19 0,19 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2C Plin 0,38 0,38 0,38 0,39 0,39 0,94 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2D Naftni derivati 0,06 0,06 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2E Mešana goriva 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2F Ostala fosilna goriva 0,00 0,00 0,00 0,25 0,25 0,25 0,41 0,41 0,41 0,50 0,50 0,50 0,54 0,54 0,54 3 Obnovljivi viri energije (vsi razen hidro) 0,04 0,04 0,04 0,27 0,27 0,27 0,57 0,57 0,57 0,86 0,86 0,86 1,15 1,15 1,15 3A Veter 0,00 0,00 0,00 0,07 0,07 0,07 0,10 0,10 0,10 0,17 0,17 0,17 0,27 0,27 0,27 3B Sonce 0,01 0,01 0,01 0,09 0,09 0,09 0,33 0,33 0,33 0,50 0,50 0,50 0,67 0,67 0,67 3C Ostali OVE 0,03 0,03 0,03 0,11 0,11 0,11 0,14 0,14 0,14 0,19 0,19 0,19 0,21 0,21 0,21 4 Hidro energija 1,26 1,26 1,26 3,02 3,02 3,02 1,96 1,96 1,96 2,20 2,20 2,20 2,53 2,53 2,53 4A Akumulacijske HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4B Pretočne HE 0,95 0,95 0,95 1,05 1,05 1,05 1,20 1,20 1,20 1,43 1,43 1,43 1,58 1,58 1,58 4C Crpalne HE 0,18 0,18 0,18 1,80 1,80 1,80 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,76 0,76 0,76 4D Mešane črpalne HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4E Ostale HE 0,13 0,13 0,13 0,17 0,17 0,17 0,18 0,18 0,18 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 5 Ostali viri 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 Neto proizvodne zmogljivosti (6=1+2+3+4+5) 3,28 3,28 3,28 5,42 5,42 6,23 5,53 5,53 5,53 6,15 6,15 6,15 6,81 6,81 6,81 7 Neuporabne zmogljivosti 0,59 0,59 0,40 0,82 0,83 0,56 1,15 1,20 0,75 1,51 1,59 0,99 1,83 1,94 1,20 8 Popravila in remonti 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9 Izpadi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10 Sistemske rezerve 0,29 0,29 0,29 0,30 0,30 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 11 Nerazpoložljive zmogljivosti (11=7+8+9+10) 0,88 0,88 0,68 1,12 1,13 1,10 1,69 1,74 1,29 2,05 2,13 1,53 2,37 2,48 1,74 12 Zanesljivo razpoložljive zmogljivosti (12=6-11) 2,41 2,40 2,60 4,30 4,29 5,13 3,84 3,79 4,23 4,10 4,02 4,62 4,43 4,33 5,07 13 Poraba 1,73 1,83 1,80 2,07 2,19 2,16 2,30 2,44 2,39 2,46 2,60 2,56 2,63 2,78 2,73 14 Uravnavanje porabe 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15 Preostala zmogljivost (15=12-13+14) 0,68 0,57 0,80 2,23 2,10 2,97 1,54 1,35 1,84 1,64 1,42 2,06 1,80 1,55 2,34 16 Varnostna zmogljivost (npr.. 5-10% NPZ) 0,16 0,16 0,16 0,27 0,27 0,31 0,28 0,28 0,28 0,31 0,31 0,31 0,34 0,34 0,34 17 Marža zaradi konice porabe 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 18 Zadostnosstna marža (18=16+17) 0,41 0,36 0,36 0,52 0,47 0,51 0,53 0,48 0,48 0,56 0,51 0,51 0,59 0,54 0,54 Prenosne zmogljivosti na mejah 19 Uvozne zmogljivosti 1,71 1,71 1,67 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 20 Izvozne zmogljivosti 1,98 1,98 1,88 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 6.3.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030 Načrti Slovenije pri izgradnji novih proizvodnih virov temeljijo na izgradnji večjega števila manjših hidroelektrarn z močmi okoli 30MW ter izgradnja večjih plinskih ali termo elektrarn. Poleg vsega se načrtuje še vključitev črpalnih HE, ki pa so glede na energetsko bilanco pravzaprav breme, saj porabijo več energije, kot jo proizvedejo. Upoštevano je tudi intenzivno vključevanje RVE. Dolgoročne napovedi proizvodnje in porabe električne energije prikazuje slika Sl. 6.40. 23 1 21 - -C 19 - 17 - "Ei OJ C u 15 - 13 - 11 - Leto ■ Proizvodnja •Poraba Sl. 6.40: Letna proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji do leta 2030 po omenjenem scenariju. Ugotavljamo, da je energetska bilanca razen začetnih nekaj let ves čas močno pozitivna, kar pomeni da imamo možnost izvoza električne energije do leta 2030 okoli 3 TWh letno. 6.3.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE Pogledali smo kakšne se urne spremembe moči bremen, proizvodnje fotovoltaičnih elektrarn in proizvodnje vetrnih elektrarn glede na meritve moči in meteorološke podatke za proizvodnje enote v letu 2008. Na podlagi 4-kratne standardne deviacije urne spremembe skupne moči smo določili prvi kazalnik za določitev rezerve moči ob povečanju RVE v sistemu. Leto Tab. 6.23: Rezerva na podlagi spremembe moči za eno uro vnaprej._ Rezerva zaradi Dodatna rezerva Dodatna rezerva Dodatna rezerva bremen zaradi VE zaradi SE zaradi RVE 2020 448,0 0,8 -4,5 -3,1 2025 478,7 2,7 -2,2 1,8 2030_510,6_7,2_2,9_12,8 Rezultati kažejo, da VE skoraj nimajo vpliva na skupne urne spremembe moči (bremen in VE), medtem ko imajo SE celo pozitiven vpliv. Rezultat se skriva v tem, da sprememba porabe sovpada z začetkom dneva, z začetkom dneva pa sovpada tudi proizvodnja iz SE, kar delno kompenzira visoke skoke porabe v teh obdobjih. Ker pa je urna sprememba proizvodnje moči iz SE relativno majhna je tudi urna kompenzacija relativno majhna. _Tab. 6.24: Rezerva na podlagi spremembe moči za štiri ure vnaprej._ Leto Rezerva zaradi Dodatna rezerva Dodatna rezerva Dodatna rezerva bremen zaradi VE zaradi SE zaradi RVE 2020 1276,4 0,1 -42,0 -3^ 2025 1363,9 1,7 -47,0 -40,0 2030 1454,9_6,2_-42,6_-25,3 Rezultati kažejo, da VE skoraj nimajo vpliva na skupne urne spremembe moči (bremen in VE), medtem ko imajo SE celo pozitiven vpliv na skupne spremembe moči. Ugotovimo lahko podoben sklep kot v prejšnji tabeli rezultatov, le da so 4 urne spremembe moči pri SE že večje, kar lahko vpliva na relativno večjo kompenzacijo spremembe moči. Iz prvih dveh kazalcev ugotovimo, da bodo urne spremembe moči v sistemu pri relativno majhnem deležu SE in VE glede na konvencionalne vire v sistemu celi manjše, kot če bi opazovali le spremembe moči bremen. Naslednji kazalnik je potrebna rezerva moči zaradi napake napovedi proizvodnje električne energije za dan vnaprej. Podobno kot pri prejšnjih kazalcih smo analizirali potrebno rezervo moči zaradi bremen samih, ter dodatne rezervo moči kot posledico skupnega delovanja bremen in SE, bremen in VE, ter skupaj VE, SE in bremen. Napake napovedi na podlagi enoletnih analiz prikazujejo slike Sl. 6.41 - Sl. 6.43. Tabela Tab. 6.25 prikazuje priporočene rezerve moči na izravnalnem trgu oz. v sklopu sekundarne regulacije frekvence zaradi napak napovedi voznih redov bremen in RVE. 0,018 0,016 0,014 o C ni O o 13 0,012 0,01 0,008 0,006 0,004 0,002 0 -150 -130 -110 -90 -70 -50 — 10 —I— 30 ■Poraba —I- -30 -10 Napaka napovedi (MW) -VE —SE —I— 50 —r^ 70 90 110 130 150 •RVE in poraba Sl. 6.41: Porazdelitev napake napovedi porabe, proizvodnje iz SE in VE ter skupne napake za leto 2020. 0,018 0,016 i0,014 ||2 0,012 0,01 a 0,008 ■M ts 0,006 o ^ 0,004 0,002 0 -150 -130 -110 -90 -70 -50 -30 -10 10 30 50 Napaka napovedi (MW) -Poraba -VE -SE 70 90 110 130 150 RVE in poraba Sl. 6.42 Porazdelitev napake napovedi porabe, proizvodnje iz SE in VE ter skupne napake za leto 2025. ni O o 13 0,016 0,014 0,012 0,01 0,008 0,006 0,004 0,002 0 ^-1-1-1-1-1-1-1-1 I -200-180-160-140-120-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 ■Poraba Napaka napovedi (MW) -VE —SE •RVE in poraba Sl. 6.43: Porazdelitev napake napovedi porabe, proizvodnje iz SE in VE ter skupne napake za leto 2030. Tab. 6.25: Rezerva na podlagi napake napovedi proizvodnje in porabe. Leto Rezerva zaradi bremen Dodatna rezerva zaradi VE Dodatna rezerva zaradi SE Dodatna rezerva zaradi RVE 2020 2025 2030 98,9 105,5 111,7 4,2 10,1 23,8 69,3 129,8 191,1 72,2 135,1 200,7 Rezultati kažejo, da zaradi nezmožnosti točnosti napovedi potrebujemo rezerve moči na izravnalnem trgu oz. izravnave odstopanj regulacijskega območja skozi sekundarno regulacijo frekvence, saj bodo zaradi napak napovedi voznih redov v sistemu viški ali manki delovne moči. Glede na porabo električne energije in oceno stroškov zagotavljanja sekundarne regulacije frekvence smo naredili oceno stroškov na enoto energijo za zagotavljanje dodatne rezerve moči zaradi večjega vključevanja RVE v EES. Rezultate prikazuje slika Sl. 6.44. 2,5 cc 3 1,5 C OJ u 1 OJ ■n 0,5 S >> O O 'v' O o'b «fe rA o? ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 6.44: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi visokega vključevanja RVE v EES. 6.3.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 6.45. 120,0 100,0 I 80,0 IJ 60,0 OJ u 40,0 20,0 0,0 i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-r Leto ■Cena pas •Cena konica Sl. 6.45: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 2 0 6.3.7. Ekonomika obratovanja 6.3.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 6.3.7.2. Ocena stroškov za shemo spodbud v RVE V analizi stroškov iz vidika države smo predpostavili dva scenarija, in sicer: • Nespremenljive spodbude za RVE do leta 2030. • Upad spodbud za RVE na 100 €/MWh za vse vire, kateri imajo po obstoječi shemi višje tarife. V prvem scenarij smo predpostavili, da se bodo spodbude za SE ustalile pri 24 % manjšimi cenami, kot leta 2009. Za ostale RVE izhajamo iz cen iz leta 2009. To je odraz obstoječe podporne sheme, ki definira spodbude do leta 2013. Po tem letu bodo verjetno v veljavi nove podporne sheme za RVE, vendar je sedaj nemogoče ocenjevati kakšne, zato je v tem scenariju predpostavka, da ne bo cenovnega napredka tehnologij RVE, zaradi zrelosti tako trga kot tudi tehnologije. Slika Sl. 6.46 prikazuje količino energije po posameznih virih, ki bi bila vključena v shemo spodbud. Ta energija ni enaka proizvodnji iz RVE, saj bodo ti viri po koncu prejemanja spodbud vseeno proizvajali energijo do preostanka njihove življenjske dobe. Na podlagi proizvedene količine energije in predpostavljenih spodbud za RVE lahko naredimo oceno skupnih stroškov po dveh scenarijih spreminjanja spodbud, kar prikazujeta sliki Sl. 6.47 in Sl. 6.48. _ 5000 - § 4500 - 4000 - 3500 - 3000 - 2500 - 2000 - 1500 - 1000 -500 0 s: OJ ■n 3 Sl TS 'Ei OJ .55 -1 1 1 ,1 111 11M — — — - - lllllllllllllllllllll oifO^LniDrvoooi o r\i O O r\i r\i O O r\i r\i O O r\i r\i O O r\i r\i 0 ^ 01 oi O O r\i r\i oi fo oi oi O O r\i r\i ^ LTl oi oi O O r\i r\i rv 00 CTl O (N (N (N (N m o o o o o r\i r\i r\i r\i r\i Leto I RVE (leta 2010) IGE ISPTE- ZP I BP SPTE - OVE IVE SE I mHE Sl. 6.46: Proizvedena energija iz RVE, ki so vključeni v shemo spodbud za RVE. l87 400 350 300 oe LU O UJ 250 š: ■n 3 SI ■n o 200 150 100 50 0 a o^oifO^LniDrvooaio^oifO^LniDrvooaio ooooooooooooooooooooo r\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\i Leto I RVE (leta 2010) I GE ISPTE- ZP I BP I SPTE - OVE IVE SE I mHE Sl. 6.47: Skupni strošek subvencij za RVE na letni ravni - konstantne cene spodbud. 350 300 250 200 cc LU C5 ÜE > oe Jj 150 o 100 .Hi >in Ü 50 a n o^oifO^LniDrvooaio^oifO^LniDrvooaio OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO r\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\ir\i Leto RVE (leta 2010) IGE SPTE - ZP BP SPTE - OVE VE SE I mHE Sl. 6.48: Skupni strošek subvencij za RVE na letni ravni - znižane cene spodbud. Sliki Sl. 6.47 in Sl. 6.48 prikazujeta, da bodo stroški države močno naraščali s tem, ko bodo rasla proizvedena energije iz RVE. V obdobju med 2020 in 2030 je pričakovati prelom, kjer subvencije za nove RVE ne bodo predstavljale večjega deleža, predvsem zaradi višje cene električne energije na trgu ter nižje cene investiranja v tehnologije RVE, vendar bodo skupni stroški države vseeno počasi padali, saj je potrebno upoštevati, da se pogodbe o subvencioniranju podpisujejo za nadaljnjih 10 let za SPTE oziroma 15 let za preostale RVE in tako se v letu 2030 plačuje subvencije za tiste elektrarne, ki so bile postavljene v obdobju od leta 2015 do leta 2030. 0 Ocenili smo tudi kolikšen je strošek za skupne spodbude v RVE normirano na porabo električne energije oziroma na enoto energije, kar prikazuje slika Sl. 6.49. s: > -a 3 .a ■a o m cc 3 OJ nj ■n 25 20 15 10 N> -O» NS» „A « O JU (lU O 0,4 0,35 0,3 "I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-n r^ ^ ^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ■ Ocena deleža---Zahtevan delež - po letu 2020 • Zahtevan delež Sl. 6.50: Delež OVE glede na bruto porabo električne energije in zahtevan delež v skladu z virom Akcijski načrt za obnovljive vire. 6.4. SCENARIJ RAZVOJA JEK0_NP_ZRVE Scenarij JEK0_NP_ZRVE upošteva: • napoved porabe IJS (nizka napoved porabe električne energije), • zmerna rast vključevanja RVE in SPTE, • ne predvideva investicije v JEK 2. 6.4.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 6.51 - Sl. 6.53. 100 90 80 ^^ 70 60 > 50 40 ^^ 30 20 10 0 I" I I y p* ' / / / f / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 6.51: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 Ö 100 90 80 70 60 50 40 r I I Tfi I 1 ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan -NEM I Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM -Balkan Sl. 6.52: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. Sl. 6.53: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. Iz rezultatov ugotavljamo, da obremenitve omrežja za obravnavani scenarij niso previsoke, saj le te dosegajo okoli 30% maksimalne obremenitve. Nekoliko povečana je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine ter 400 kV DV Beričevo - Podlog, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. 6.4.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-1 sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 6.26 in Tab. 6.27. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 2025 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Tab. 6.27: Neustrezna napetost v vozliščih po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020, 2025 in 2030. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 6.54 in Sl. 6.55 prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. 100 -1- I I 200 300 400 500 600 Uvoz (MW) ■2010 -2020 -2025 T 700 800 900 1000 2030 Sl. 6.54: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. 0 Sl. 6.55: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek. Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 700 MW za uvoz električne energije do leta 2030. 6.4.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Slika Sl. 6.56 prikazuje rasti inštalirane moči proizvodnih enot ter konične moči odjema v Sloveniji do leta 2030, po obravnavanem scenariju. 6000 5000 I 4000 'JŽ 3000 1 2000 1000 —I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 ^ ^ ^ r^ ^ ^ ^^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Inštalirana moč proizvodnje • Konična moč odjema Sl. 6.56: Rasti inštalirane moči proizvodnje in konične moči odjema v RS do leta 2030. s poznavanjem inštalirane moči proizvodnje ter moči konice odjema lahko določimo tudi razmere med njima. Slika Sl. 6.57 prikazuje omenjeno razmerje. Največja relativna rezerva moči, glede na konično moč odjema nastopi v času vklopa 6. bloka TE Šoštanj. Po letu 2016 pa se razmerje manjša, ker niso predvidene nove večje enote v sistemu po tem letu v obdobju do leta 2030. Manjše enote, npr. HE na srednji Savi, sicer skrbijo za pokrivanje rasti konične moči odjema, vendar zaradi absolutno konstantne rezerve moči in rasti porabe razmerje med rastjo moči proizvodnje in moči konice odjema vedno manjše. 2,4 2,2 iC3 2 o E ■Si 1,8 ■a 3 SI ■a o a m ^ OJ ■M nj ■a 25 20 15 10 >> O O 'i' O 'fi' a?» n*^ o? ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Nizka napoved cen RVE ■Visoka napoved cen RVE Sl. 6.64: RVE. Dodatek k ceni električne energije za porabnika, kot posledica subvencioniranja Ugotavljamo, da so pri enaki količini proizvedene energije iz RVE stroški za uporabnika večji, saj se enaki skupni stroški spodbud prerazporedijo med manj porabljene energije s strani porabnika. 6.4.7.3. Ekonomika JEK 2 Obravnavani scenarij razvoja slovenskega EES ne predvideva nove enote JEK 2, zato v tem poglavju niso predstavljeni ekonomski kazalci investicije v JEK 2. 6.4.8. Ocena deleža OVE Slika Sl. 6.65 prikazuje napovedi deleža OVE glede na napovedi vključevanja novih enot v EES in porabe električne energije ter zahtevan delež OVE v skladu z akcijskem načrtu za obnovljive vire. Ugotavljamo, da zaradi nizke porabe energije in predvidenega visokega 5 0 vključevanja OVE v EES ves čas zadostujemo zahtevanim pogojem o deležu OVE v sektorju Električna energija. LU 0,6 -| LU .a 0,55 - o CL O 4-* 0,5 - iš c: 0,45 - CJ ■a a 0,4 - UJ > O (U 0,35 - 0,3 - -1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 ^ ^ ^^ ^ ^^ ^^ ^^ ^^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ■ Ocena deleža---Zahtevan delež - po letu 2020 ■ Zahtevan delež Sl. 6.65: Delež OVE glede na bruto porabo električne energije in zahtevan delež v skladu z akcij skim načrtom za OVE. 6.5. SCENARIJ RAZVOJA JEK0_NP_IRVE Scenarij JEK0_VP_IRVE upošteva: • napoved porabe IJS (nizka rast napovedi porabe električne energije), • visoka rast vključevanja RVE in SPTE, • ne predvideva investicije v JEK 2. 6.5.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 6.66 - Sl. 6.68. 100 90 80 70 60 50 40 ^^ 30 20 10 I" I I Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan -NEM ■ß ' Brez dodatnega prehoda moči I Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM -Balkan Sl. 6.66: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 C3 •T3 o > > 100 90 80 70 60 50 Ö 40 ^^ 30 20 10 tA JJ ^ iS' r I I -wn I ^ H?" ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM ' Nizek prehod moči NEM-Balka^ ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 6.67: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. 0 0 100 90 80 70 C3 -d o 60 > > 50 40 30 20 10 0 ri I Ö ./ 'O' N^ «v^ «N «'V «b «N «b /><3 /<\ rfb rP> o? ^^ ^ ^ ^ ^ ^^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Cena pas •Cena konica Sl. 6.76: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 3 6.5.7. Ekonomika obratovanja 6.5.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 6.5.7.2. Ocena stroškov za shemo spodbud v RVE Letna količina energije, ki je vključena v shemo spodbud v RVE je enaka kot v scenariju z visoko stopnjo vključevanja RVE. Prav tako so enaki stroški spodbud, medtem ko so specifični stroški na enoto energije drugačni zaradi nizke napovedi porabe električne energije, kar prikazuje slika Sl. 6.77. s: > ■a 3 SI ■a o a m ^ OJ ■M nj ■a 30 25 20 15 10 >> O O 'i' O 'fi' a?» n*^ o? ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Nizka napoved cen RVE ■Visoka napoved cen RVE Sl. 6.77: RVE. Dodatek k ceni električne energije za porabnika, kot posledica subvencioniranja Ugotavljamo, da so pri enaki količini proizvedene energije iz RVE stroški za uporabnika večji, saj se enaki skupni stroški spodbud prerazporedijo med manj porabljene energije s strani porabnika. 6.5.7.3. Ekonomika JEK 2 Obravnavani scenarij razvoja slovenskega EES ne predvideva nove enote JEK 2, zato v tem poglavju niso predstavljeni ekonomski kazalci investicije v JEK 2. 6.5.8. Ocena deleža OVE Slika Sl. 6.78 prikazuje napovedi deleža OVE glede na napovedi vključevanja novih enot v EES in porabe električne energije ter zahtevan delež OVE v skladu z akcijskem načrtu za obnovljive vire. Ugotavljamo, da zaradi nizke porabe energije in predvidenega visokega 5 0 vključevanja OVE v EES ves čas zadostujemo zahtevanim pogojem o deležu OVE v sektorju Električna energija. o SI o CL O 1.13 c: CJ ■a 9> t>a LU > O 9> 0,65 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 —1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1- ^^ ^ ^^ ^ ^^ ^^ ^^ ^^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ■ Ocena deleža---Zahtevan delež - po letu 2020 Zahtevan delež Sl. 6.78:Delež OVE glede na bruto porabo električne energije in zahtevan delež v skladu z akcij skim načrtom za OVE. 7. SCENARIJ RAZVOJA SLOVENSKEGA EES Z 1.085 MW BLOKOM JEDRSKE ELEKTRARNE KRŠKO Trije scenarijski sklopi vključevanja JEK 2 zajemajo tako skupne analize posameznega sklopa scenarija, kot tudi posamične analize vsakega podscenarija. Skupne analize so: • Dinamične simulacije stabilnosti slovenskega EES • Občutljivostna analiza slovenskega omrežja • Zagotavljanje rezerve moči za primarno, sekundarno in terciarno regulacijo frekvence, • Projekcij a izpustov CO2. Posamične analize vsakega podscenarija pa se nadaljnjo delijo še na: • Obremenitev slovenskega omrežja • Zanesljivost oskrbe z električno energijo • Bilanca moči in energije • Rezerva moči v okviru povečanega deleža RVE • Cena električne energij e • Ekonomika obratovanja RVE in JEK 2 • Ocena deleža OVE glede na bruto porabo EE 7.1. SKUPNE ANALIZE SCENARIJEV RAZVOJA Z 1.085 MW JEK2 7.1.1. Dinamične simulacije slovenskega EES 7.1.1.1. Tranzientna stabilnost agregata JEK 2 V študiji nas na tem mestu zanima kakšni so največji časi napake pri katerih bo agregat JEK 2 še ostal v sinhronem obratovanju z EES. Čas trajanja napake seveda definira zaščita (npr. lastni časi in zakasnitve različnih stopenj distančne zaščite) ter čas izklopa stikal. Z vključitvijo novega agregata na isto zbiralko (priključitev JEK 2 paralelno z že obratujočo NEK) se namreč zmožnost oddajanja energije posameznega agregata po napaki v omrežje zmanjša. Posledično je pričakovati znižanje dovoljenega trajanja napake. V nadaljevanju je za kritični čas odstranitve motnje uporabljena oznaka CCT. Za izračun tranzientne stabilnosti agregata JEK 2 smo najprej skušali najti najbolj neugodne scenarije glede na lokacijo kratkostične napake in izklop voda v okvari. Seveda je s stališča tranzientne stabilnosti najbolj neugoden primer, če nastane kratek stik na sponkah generatorja. Zato smo izbrali kot mesto napake dvosistemski 400 kV vod RTP Krško - RTP Beričevo, in sicer tik ob RTP Krško, kar se smatra pravzaprav kot kratek stik v RTP Krško (točka priklopa JEK 2). V osnovnem stanju omrežja, določenim z izračunom pretokov moči, je največji pretok delovne moči iz RTP Krško ravno v smeri RTP Beričevo. Poleg tega se predpostavi najhujši možen primer, ko izpadeta iz obratovanja zaradi delovanja zaščite oba sistema opazovanega voda. Izračune smo izvršili v t.i. stabilnostnem načinu, ki predpostavlja simetrijo faz, veličine pa so predstavljene kot fazorji. Najbolj neugodne razmere pričakujemo v maksimalno kapacitivnem obratovanju agregata. V tem režimu je namreč notranja inducirana napetost agregata najmanjša, s tem pa je najmanjša tudi maksimalna električna moč, ki jo lahko agregat odda v omrežje. Ohranitev sinhronizma po veliki motnji pa je odvisno ravno od sposobnosti omrežja in agregata, da čim prej odvedeta presežek energije, ki se med napako nakopiči v rotirajočih masah agregata, v obliki električne energije. V nadaljevanju so podani rezultati za izračunani CCT agregata JEK 2, in sicer za primer, ko JEK 2 obratuje v kapacitivnem režimu, oziroma ko obratuje pri cos f = 0. Predpostavljena je inštalacija male enote JEK 2. Jasno je razvidno, da je obratovanje v kapacitivnem režimu s stališča stabilnosti dejansko najneugodnejši primer. Posamezni oscilogrami, ki jih prikazuje Slika Sl. 7.1, predstavlja odstopanje vrtljajev agregata od nazivnih, rotorski kot in delovno moč agregata. Zgornji primer na obeh slikah predstavlja maksimalni čas napake, ko agregat še ostane v sinhronizmu. Če čas napake povečamo za 1 ms, agregat postane nestabilen, kar prikazuje spodnji primer na obeh slikah. Oznaka tKs predstavlja čas trajanja kratkega stika. Tab. 7.1: Rezultati - kritični čas odstranitve motnje male enote JEK 2 Pn = 1117 MW CCT - JEK 2 v kapacitivnem področju delovanja 274 ms CCT - JEK 2 obratovanje pri cos 9 = 0 285 ms Izvedli smo tudi analizo vpliva ČHE v Sloveniji na tranzientno stabilnost agregata JEK 2. Izkazalo se je, da v črpalnem režimu obratovanja ČHE Kozjak ugodno vpliva na tranzientno stabilnost agregata JEK 2 (ker "pomaga" evakuirati presežek moči iz JEK2) in za malenkost zveča CCT (od 2 do 5 ms). V turbinskem režimu pa zaradi večje obremenjenosti EEO nekoliko oteži evakuacijo moči iz JEK2 in s tem nekoliko zmanjša CCT agregata (3 oz. 10 ms). ODSTOPANJE W /Hz JEK 2 -0.05 150 ROTORSKI KOT/DEG-JEK 2 -150 2000 DELOVNA MOC JEK 2 ODSTOPANJE W /Hz JEK 2 -0.05 150 ROTORSKI KOT/DEG JEK 2 -150 2000 DELOVNA MOC JEK 2 tKS = 274 ms IZBRANE VREDNOSTI JEK 2 "T6" 6.4 [s] University of Ljubljana, Slovenia JEK 2 (1117 MW) - OBNASANJE OB KS Kratek stik v RTP Krsko in izklop KRS-BER STRAN 1 28.5.2009 12:01 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 7.1: Tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško - Beričevo, Pn = 1117 MW 0 0 0 -2000 0.05 0 0 0 -2000 0 3.2 4.8 7.1.1.2. Tranzientna stabilnost ostalih agregatov v sistemu Posamezni oscilogrami, ki jih prikazujeta sliki Sl. 7.2 in Sl. 7.3 predstavljajo odstopanje vrtljajev agregata od nazivnih, rotorski kot in delovno moč agregata. Zgornji primer na obeh slikah predstavlja maksimalni čas napake, ko agregat še ostane v sinhronizmu. Če čas napake povečamo za 1 ms, agregat postane nestabilen, kar prikazuje spodnji primer na obeh slikah. Oznaka tKs predstavlja čas trajanja kratkega stika. Oscilogrami so podani za primer, ko je v obratovanju JEK 2 moči Pn = 1117 MW. Iz tabel je razvidno, da se CCT agregata NEK precej zniža v primeru priključene JEK 2, medtem ko je pri agregatu TEŠ 6 vpliv JEK 2 minimalen. Potrebno je poudariti, da se s priključenim agregatom pretoki moči po sistemu spremenijo in posledično tudi razmere glede faznih kotov. To pa se odraža na spremembi vrednosti CCT. Zanimivo je, da se agregat TEŠ po določenem času resinhronizira. Ta pojav je prisoten le, če je čas napake malenkost večji od CCT. Pri znatno povečanih časih motnje agregat dokončno pade iz sinhronizma. Tab. 7.2: Rezultati - kritični čas odstranitve motnje za NEK in TEŠ 6 brez JEK 2 Pn = 1117 MW CCT - nek 297 ms 276 ms CCT - TEŠ 6 171 ms 177 ms ODSTOPANJE W /Hz G-NEK 812 MVA ROTORSKI KOT/DEG G-NEK 812 MVA -150 1000 DELOVNA MOC NEK ODSTOPANJE W /H: G-NEK 812 MVA -0.05 150 ROTORSKI KOT/DE G-NEK 812 MVA -150 1000 DELOVNA MOC NEK tKS = 276 ms IZBRANE VREDNOSTI NEK "6.4 [s] University of Ljubljana, Slovenia NEK - OBNASANJE OB KS Kratek stik v RTP Krsko in izklop KRS-BER _JEK 2 = ON (1117 MW) STRAN 1 28.5.2009 12:23 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 7.2: Tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško - Beričevo, Pn = 1117 MW 0.05 0 -0.05 0 0 -1000 0 .6 3.2 4.8 ODSTOPANJE W /Hz TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k -0.05 150 ROTORSKI KOT/DEG TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k -150 1000 DELOVNA MOC TES 6 ODSTOPANJE W /Hz TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k ROTORSKI KOT/DEG TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k DELOVNA MOC TES 6 -150 1000 tKS = 177 ms tKS = 178 ms IZBRANE VREDNOSTI TES 6 "TT" "6.4 [s] University of Ljubljana, Slovenia TES 6 - OBNASANJE OB KS Kratek stik v TES in izklop TES-POD 1 _JEK 2 = ON (1117 MW) STRAN 1 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 7.3: Tripolen KS v TEŠ, odklop 1x400 kV TEŠ - Podlog, Pn = lll7 MW 0.05 0 0 0 -1000 0 7.1.1.3. Električni udarni momenti ob stikalnih manevrih V tem poglavju nas je zanimal vpliv priključitve male enote JEK 2 na električne udarne momente agregatov, priključenih na EEO napetosti 400 kV. Natančneje, opazovali smo agregata NEK in TEŠ 6. Tabela Tab. 7.3 povzema vrednosti udarnih momentov NEK in TEŠ 6 v primeru opisanega stikalnega manevra, in sicer v odstotkih nazivnega mehanskega momenta stroja. Tab. 7.3: Rezultati - električni udarni momenti NEK in TEŠ 6 (obremenitve v % nazivnega mehanskega momenta) brez JEK 2 Pn = 1117 MW Mel - NEK 140.1 % 128.0 % Mel - TEŠ 6 125.2 % 119.5 % Značilne veličine za NEK in TEŠ 6 ob sinhronizaciji voda Divača - Redipuglia prikazujeta za primer JEK 2 z nazivno delovno močjo Pn = 1117 MW sliki Sl. 7.4 in Sl. 7.5. Pri tem je potrebno poudariti, da je električni moment na slikah podan v % nazivne navidezne moči agregata, in da je za določitev dejanskega odstotka nazivnega mehanskega momenta to vrednost potrebno deliti z nazivnim faktorjem moči agregata. ODSTOPANJE W /Hz G-NEK 812 MVA ELEKT. MOMENT/PU G-NEK 812 MVA DELOVNA MOC NEK IZBRANE VREDNOSTI NEK "1.2 [s] University of Ljubljana, Slovenia VKLOP 40ST ITA SLO OBNASANJE OB PRIKLOPU DIV - RED Vklopni kot = 40 st JEK 2 = ON (1117 MW)_ STRAN 1 28.5.2009 14:09 Produced with PSf5M NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 7.4: Značilne veličine NEK, vklop DV Divača-Redipuglia, vklopni kot 40°, Pn = 1117 MW 0.01 0 -0.01 110% 0.15 0 -0.15 0 -500 .6 ODSTOPANJE W /Hz TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k ELEKT. MOMENT/PU TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k DELOVNA MOC TES 6 IZBRANE VREDNOSTI TES 6 "IT" -u- "1.2 [s] University of Ljubljana, Slovenia VKLOP 40ST ITA SLO OBNASANJE OB PRIKLOPU DIV - RED Vklopni kot = 40 st JEK 2 = ON (1117 MW) STRAN 2 28.5.2009 14:09 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 7.5: Značilne veličine TEŠ 6, vklop DV Divača-Redipuglia, vklopni kot 40°, Pn = 1117 MW Rezultati pokažejo, da je v primeru 40 stopinjskega vklopnega kota NEK bolj obremenjena kot TEŠ 6. Tabela Tab. 7.3 povzema, da je za primer brez JEK 2 s 140.1 % obremenjena NEK, medtem ko TEŠ 6 z 125.2 % odstotka nazivnega mehanskega momenta posameznega 0.01 0 -0.01 110% 0.15 0 -0.15 0 -500 0 1.6 stroja. Z vključitvijo male enote JEK 2 pa se obremenitve obeh agregatov znižajo (na primer obremenitev NEK se zniža na 128.0 %). Iz rezultatov simulacij lahko sklepamo, da z vključitvijo male enote JEK 2 v slovenski EES s stališča problema mehanskih obremenitev ostalih agregatov v normalnih obratovalnih pogojih (t.j. vklopu vodov), ne poslabšamo razmer. Nasprotno, izračuni so pokazali, da se razmere s tega stališča omilijo. V vseh primerih je bilo odstopanje vrtljajev agregatov zelo majhno, nihanja moči po sinhronizaciji pa dobro dušena. Enako lahko predvidimo za razmere z obratovanjem ČHE. Dodatna proizvodna enota v sistemu vsekakor zniža obremenitve preostalih agregatov ob stikalnih manevrih. 7.1.1.4. Lokalna nihanja agregatov na 400 kV omrežju v Sloveniji V sklopu analize oscilatorne stabilnosti smo najprej opazovali kakšen vpliv na lokalna nihanja agregatov na 400 kV v slovenskem EES ima priključitev JEK 2. Podrobneje smo analizirali vpliv na nihanja NEK, saj so nihanja TEŠ 6 ob izbrani motnji, kakor se je pri analizi izkazalo, bolje dušena kot NEK. Kot motnja v sistemu je bil izbran tripolen kratek stik na dvosistemskemu daljnovodu 2 x 400 kV RTP Krško - RTP Beričevo, in sicer tik ob RTP Krško. Za trajanje kratkega stika je izbrano tKs = 200 ms. Razmere z malo enoto JEK2 v obratovanju prikazuje v primerjavi z razmerami brez JEK2 slika Sl. 7.6. DELOVNA MOC Ktsko Maribor ODSTOPANJE W /Hz G-NEK 812 MVA -0.05 150 ROTORSKI KOT/DEG-G-NEK 812 MVA DELOVNA MOC NEK DELOVNA MOC Divaca Redip DELOVNA MOC Krsko Zagreb DELOVNA MOC Kaina. Maribor -500 250 University of Ljubljana, Slovenia 29.5.2009 11:34 JEK 2 (Pn = 1117 MW) "12 [s] OBNASANJE OB KRATKEM STIKU Kratek stik v RTP Krsko in izklop KRS-BER KS =0.2 sec STRAN Produced with PS^ NETOMAC (Registered tradema^ of Siemens AG) Sl. 7.6: Značilne veličine NEK, tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško Beričevo Ker opazujemo vpliv JEK 2 sta na isti sliki prikazana oscilograma nihanja delovne moči NEK tako za razmere brez JEK 2 (črna krivulja) kot tudi za JEK 2 z nazivno delovno močjo Pn = 1117 MW (modra krivulja). 0 0.05 0 0 -150 0 -500 0 -500 0 0 -250 1 Sama frekvenca lokalnih nihanj se zaradi večjih rotirajočih mas nekoliko zmanjša. Dušenje je sicer odvisno od obratovalne točke sistema, vendar izračuni niso pokazali, da bi prisotnost JEK 2 bistveno vplivala na dušenje lokalnih nihanj. Seveda je natančnejšo analizo nemogoče narediti, ker natančni parametri stroja še niso znani, enako velja za parametre napetostnega regulatorja. Prav tako ni znano ali bo imel agregat vhodni signal PSS v vzbujalnem sistemu. Ne glede na to lahko sklepamo, da ob ustreznem parametriranju napetostne regulacije ni pričakovati problemov z lokalnimi nihanji. Vzrok za to lahko pripišemo relativno močnemu 400 kV omrežju EES Slovenije, ki naj bi bilo po predvidevanjih ob zagonu JEK 2 že zgrajeno. 7.1.1.5. Analiza med-sistemskih nihanj V nadaljevanju smo opazovali vpliv analiziranega scenarija razvoja slovenskega EES na medsistemska nihanja. Za natančnejše izračune bi bilo potrebno narediti dinamični model celotnega ENTSO-E omrežja, kar pa daleč presega okvire naloge. Privzet sistem nadomestnih generatorjev, ki smo ga privzeli v študiji, je sicer ustrezen za proučevanje lokalnih razmer in nastavitve obratovalne točke sistema, ne more pa nadomestiti prostorsko porazdeljenih virov preostalega dela ENTSO-E sistema. Zaradi tega ne moremo sklepati o problemu oscilatorne stabilnosti ENTSO-E sistema, lahko pa v grobem ocenimo vpliv analiziranega scenarija na medsistemska nihanja. Nihanja smo za namene simulacij vzbudili z izklopom 400 kV daljnovoda Divača -Redipuglia. Ker bi pri večjih pretokih moči v smeri proti Italiji posledično zaradi preobremenitev izpadel tudi 220 kV daljnovod Divača - Padriče, smo predpostavili, da je leta v osnovnem stanju izklopljen. Poleg tega smo nekoliko tudi zmanjšali ojačenje PSS stabilizatorjev v velikih agregatih v Evropi. Takšna situacija je tudi realno povsem možna, saj prihaja v obdobjih nizkih obremenitev do situacij, ko so nekateri veliki agregati s PSS stabilizatorji izklopljeni. Razmere v primeru male enote JEK2 prikazuje slika Sl. 7.7, ki vsebuje odstopanja frekvence na skrajnih točkah modeliranega omrežja, t.j. v vozlišču "Mladost" (Srbija), kamor je pripet tudi nadomestni generator, ki predstavlja vire osrednje Srbije in Djerdapa (črn oscilogram), in v vozlišču "Edolo" (Italija) na skrajnem zahodu modela (moder oscilogram). Dušenje sistema je močno odvisno od ojačenja PSS regulatorjev. Opaziti je, da ima priključitev male enote JEK 2 določen vpliv na dušenje medsistemskih nihanj, ki ni zanemarljiv in bo v prihodnje verjetno zahteval podrobnejšo obravnavo. Seveda je ta vpliv odvisen od obratovalne točke sistema in tudi od parametrov napetostne regulacije. V primeru aktiviranja PSS bi lahko bil vpliv na dušenje nihanj celo pozitiven. Kot rečeno, zaradi številnih neznank v vezi z morebitnim bodočim agregatom, ta trenutek ni moč podati natančnejših izsledkov. Odstop. frekv. Mladost /mHz/ JEK 2 (Pn = 1117 MW) Odstop. frekv. Edolo /mHz/ IZBRANE VREDNOSTI Medsistemska nihanja "T5" 150- 30.0 [s] University of Ljubljana, Slovenia IZKLOP POVEZAVE DIVACA - REDIPUGLIA STRAN 1 29.5.2009 11:18 Produced with PS;em NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 7.7: Značilne veličine NEK, tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško - Beričevo 7.1.2. Občutljivostna analiza slovenskega elektroenergetskega omrežja Ker različni scenariji razvoja prenosnega elektroenergetskega omrežja niso predvideni, občutljivostna analiza slovenskega prenosnega elektroenergetskega omrežja daje enake rezultate, kot so podani v poglavju 6.1.2. Porazdelitveni faktorji pretoka moči (PTDF) ter Porazdelitveni faktorji pretoka moči zaradi izpada voda (LODF) so v scenariju razvoja slovenskega EES z 1.085 MW blokom JEK enaki, kot v scenariju razvoja slovenskega EES brez JEK2. 7.1.3. Zagotavljanje rezerve moči in energije za primarno, sekundarno in terciarno regulacijo frekvence 7.1.3.1. Primarna rezerva moči V skladu z načrtom vključevanja novih proizvodnih enot v elektroenergetski sistem Slovenije je treba določiti potrebne rezerve za primarno regulacijo frekvence po posameznih letih. 0 V obzir je potrebno vzeti pravila ENTSO-E, ki nalagajo, da mora bivši UCTE sistem, ki se sedaj imenuje regionalna skupina Centralna Evropa, ob kritični spremembi moči, tj. 3000 MW, ostati frekvenčno stabilen, pri čemer se frekvenca ne sme spremeniti za več kot 200 mHz. Tabela Tab. 7.4 prikazuje zahtevano rezervo moči za primarno regulacijo frekvence v Sloveniji, če upoštevamo scenarij razvoja slovenskega EES z 1.085 MW blokom JEK 2. Tab. 7.4: Rezerva moči za primarno regulacijo frekvence v scenariju z 1.085 MW blokom _JEK 2._ Leto Rezerva moči 2009 15,9 MW 2020 19,3 MW 2025 24,5 MW 2030 25,2 MW Rezerva moči za primarno regulacijo frekvence se leta 2020 glede na leto 2009 poveča, saj so v tem obdobju načrtovane velike spremembe v slovenskem EES. Vključitev novih enot je v tem obdobju hitrejša od vključevanja novih enot v RGCE in posledično naraste slovenski delež rezerve moči proti ostalimi državami v RGCE. Največji skok zahtevane rezerve moči pa se predvideva z vključitvijo JEK 2, tj. leta 2025. Rezerva moči je večja v primerjavi s scenarijem razvoja slovenskega EES brez JEK2. Obstaja možnost, da bo v prihajajočih letih (do 2030) ENTSO-E povečal vrednosti za kritični izpad iz zdajšnjih 3.000 MW, predvsem zaradi vedno večjega deleža RVE v sistemu, ki v splošnem ne sodelujejo pri regulaciji frekvence in hkrati so ti viri močno nepredvidljivi, kar se tiče trenutne proizvodnje moči. V skladu z relativno spremembo vrednosti kritičnega izpada v RGCE, se relativno spremeni tudi zahtevana rezerva moči za primarno regulacijo frekvence. Ker primarna rezerva moči odraža le majhen del celotne inštalirane moči v slovenskem EES ugotavljamo, da jo bomo brez težav zagotovili. 7.1.3.2. Sekundarna rezerva moči Rezerva moči se določi v skladu z zahtevami ENTSO-E, ter empirično določenih koeficientov za posamezna območja. Ker je v obravnavanem sklopu scenarije napoved konične moči porabe enaka kot v scenarijih razvoja brez JEK 2, je napoved rezerve moči enaka, delno pa se spremenijo stroški, saj z vključitvijo nove enote JEK 2 z dodatno ponudbo električne energije vplivamo na trg z električno energijo. V tabeli Tab. 7.5 prikazujemo oceno stroškov za visoko in nizko napoved zahtevane rezerve moči za sekundarno regulacijo frekvence po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES. Tab. 7.5: Ocena stroškov za sekundarno regulacijo frekvence v scenariju brez JEK 2 za Leto Nizka napoved Visoka napoved konice konice 2009 6,9 mio € 6,9 mio € 2020 11,5 mio € 12,1 mio € 2025 12,4 mio € 13,5 mio € 2030 13,5 mio € 15,1 mio € V sklopu ocen stroškov smo analizirali tudi koliko ti stroški v končni fazi bremenijo porabnika. Skupne stroške smo proporcionalno razdelili glede na porabo električne energije, slika Sl. 7.8. 1,2 5 1 1 o: 0,8 UJ Jii 0,6 SŠ 0,4 OJ ■a 0,2 -1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 ^^ ^^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto •Nizka poraba EE ■Visoka porabe EE Sl. 7.8: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja sekundarne regulacije frekvence. 7.1.3.3. Terciarna rezerva moči V letu 2009 je potrebna moč terciarne rezerve definirana s polovično zmogljivostjo NE Krško na pragu kar znaša 348 MW. Drugi časovni mejnik predstavlja vstop bloka 6 TE Šoštanj v obratovanje, ki je predviden za leto 2015 ter tretji mejnik vključitev 1.085 MW JEK 2, kar prikazuje slika Sl. 7.9. V skladu z definiranimi scenariji zagotavljanja terciarne rezerve v poglavju 5.2 v nadaljevanju analiziramo njihove vplive. Sl. 7.9: Terciarna rezerva moči po izbranih letih ter predvidene potrebne zmogljivosti v Sloveniji po štirih scenarijih. Pri scenariju delnega 40% zakupa terciarne rezerve moči znotraj Slovenije je potrebno zagotoviti zadostne prenosne zmogljivosti na mejah. Delež Hrvaške je bil ocenjen proporcionalno glede na največje enote v Sloveniji in na Hrvaškem, kar prikazuje tabela Tab. 7.6. Tab. 7.6: Ocena razdelitve moči za terciarno regulacijo frekvence med Slovenijo in Hrvaško v MW. 2009 2020 2025 Moč največje enote v Sloveniji 348,0 540,0 1.085,0 Moč največje enote na Hrvaškem 320,0 500,0 500,0 Delež Hrvaške 166,7 259,6 342,3 Delež Slovenije 181,3 280,4 742,7 Skupna potencialna moč za zagotavljanje terciarne rezerve moči znotraj slovenskega EES leta 2025 znaša okoli 1.350 MW. Ugotovitve kažejo, da so po vseh scenarijih zagotavljanja terciarne moči zmogljivosti znotraj slovenskega EES zadostne. Za oceno stroškov zakupa terciarne rezerve upoštevamo pavšal za eno leto na MW moči v rezervi. Predpostavljena cena za terciarno regulacijo frekvence je cena dosežena na razpisu leta 2009 povečana glede na napoved povprečne rasti koničnih cen električne energije v scenarijih razvoja z 1.085 MW JEK 2, katere so predstavljene v nadaljevanju. Tab. 7.7: Ocena stroškov za terciarno regulacijo frekvence za štiri obravnavane scenarije _zakupa rezerve moči v mio €._ Leto Varianta 1 Varianta 2 Varianta 3 Varianta 4 2009 17,6 9,1 30,8 17,6 2015 38,9 20,0 69,2 38,9 2020 40,9 21,0 72,6 40,9 2025 90,3 60,7 165,6 0,0 2030 96,9 65,1 177,5 0,0 Najverjetneje bomo v prihodnje še vedno zagotavljali 40 % rezerve moči v slovenskem EES in 60 % pa z zakupom rezerve moči v tujini, zato smo ta scenarij predpostavili za referenčni pri oceni stroškov na enoto prevzema električne energije. Skupne stroške smo proporcionalno razdelili glede na porabo električne energije ter tako predvideli, prispevek porabnika h končni ceni električne energije, slika Sl. 8.10. 5 1 C OJ nj ■n o O —I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1- «> 'O' nS» r!^ rTi^ rp} r> ^ rfo ^ rfb rP> ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 7.10: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja terciarne regulacije frekvence. 7.2. SCENARIJ RAZVOJA JEK1085_VP_ZRVE Scenarij JEK1085_VP_ZRVE upošteva: • napoved porabe FE (visoka rast napovedi porabe električne energije), • zmerna rast vključevanja RVE in SPTE, • predvideva investicijo v 1.085 MW JEK 2. 5 4 3 2 1 7.2.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 7.11 - Sl. 7.13. 100 90 80 ^^ 70 60 50 I 40 C^^ 30 20 10 0 I I ^ <1° r / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 7.11: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 100 90 80 ^^ 70 60 50 40 ^^ 30 20 10 I I I 1 I O" / ^^^ ^^^ / ^^ / / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM ' Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 7.12: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. Sl. 7.13: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. 0 Iz rezultatov ugotavljamo, da so obremenitve omrežja za obravnavani scenarij višje kot v JEK0 scenarijih, pretoki pa dosegajo vrednosti okoli 30% maksimalne obremenitve. Izrazito visoka je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine, povečana obremenitev pa na vodih 400 kV DV Beričevo - NEK in interkonekcijskem vodu 400 kV DV Tumbri(HR) - NEK, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. 7.2.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-l sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 7.8 in Tab. 7.9. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 2025 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Tab. 7.9: Neustrezna napetost v vozliščih po N-l analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 2025 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020 in 2025. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 7.l4 in Sl. 7.l5 prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. 700 600 o 500 400 LU 300 O 200 100 0 100 200 300 400 500 600 Uvoz (MW) -2010 -2020 -2025 700 800 900 1000 2030 Sl. 7.14: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. 20 18 16 14 o ■M _flU 12 10 LU ^ 8 O 6 4 2 0 100 200 300 400 500 600 700 Uvoz (MW) -2010 -2020 - 2025 -2030 800 900 1000 -----Dopustni LOLE Sl. 7.15: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek. Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 700 MW za uvoz električne energije do leta 2030. Ugotavljamo, da prenosne zmogljivosti v Sloveniji ustrezajo omenjenim zahtevam. Iz rezultatov je razvidno, da vključitev JEK2 izboljša kazalnik LOLE. Kazalnik LOLE je za leto 2030 mnogo slabši, kot za leto 2025, ker smo za leto 2030 upoštevali remonte vseh večjih blokov (NEK, JEK 2, TEŠ 6 in TET - PPE 3), medtem ko je leta 2025 od večjih enot planiran le remont NEK. Za celovito oceno spremembe kazalnika LOLE zaradi vključitve JEK 2 je potrebno primerjati rezultate podobnih scenarijev brez, z 1.085 MW in z 1.555 MW JEK 2. 0 0 7.2.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Slika Sl. 7.16 prikazuje rasti inštalirane moči proizvodnih enot ter konične moči odjema v Sloveniji do leta 2030, po obravnavanem scenariju. 7000 1 6000 - 5 5000 - 4000 - >u 0 1 3000 - 2000 - 1000 - —I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I C? N> o <0» 'i' o 0*0 o? ^ r^ ^ ^ ^ ^ r^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto •Inštalirana moč proizvodnje • Konična moč odjema Sl. 7.16: Rasti inštalirane moči proizvodnje in konične moči odjema v RS do leta 2030. S poznavanjem inštalirane moči proizvodnje ter moči konice odjema lahko določimo tudi razmere med njima. Slika Sl. 7.17 prikazuje omenjeno razmerje. Največja relativna rezerva moči, glede na konično moč odjema nastopi v času vklopa 6. bloka TE Šoštanj ter 2025 ob vklopu nove enote JEK 2. Ostale enote posamično bistveno ne vplivajo na bilanco moči oz. razmerje moči. 2,6 n 2,4 - 2,2 'ii E 2 - flU IV I' ICJ lOO ivO ivY> ny ri ^ nI nV» rTJ n'O rCV rn o^ ^ «Cr «Cr «Cr «Cr Leto «-> «?> «<3 «fe «A « «O" «O" Sl. 7.19: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi visokega vključevanja RVE v EES. 7.2.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 7.20. D ro C OJ u 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 T-1-1-1-r T-1 N> O' »A /^'V O? ^^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Cena pas •Cena konica Sl. 7.20: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 7.2.7. Ekonomika obratovanja 7.2.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 7.2.7.2. Ekonomika JEK 2 V sklopu primerjalne analize ekonomskih kazalcev RVE in JEK je bila narejena ekonomska evalvacija investicije v JEK 2 v enako izhodiščno leto kot pri investicijah v RVE tj. leto 2010. V kolikor bi za ekonomsko primerjavo različnih investicij privzeli različna leta začetka obratovanja bi nastala težava, ker se vmes investicije, dohodki in stroški spreminjajo v skladu z eskalacijo cen ter inflacijskimi pritiski. Zaradi tega razloga je za ekonomsko primerjavo različnih investicij potrebno vse investicije dati na skup imenovalec. Po drugi strani pa določeni ekonomski kazalci ne dajejo prave slike pri primerjanju različnih tehnologij. Tako na primer kazalca IRR in MIRR pokažeta čisto drugačne vrednosti, v kolikor je življenjska doba investicije občutno večja. Za primerjavo različnih tehnologij smo tako privzeli kazalce lastnih cen ob različnih vrednosti donosa. Lastna cena se dejansko spreminja skozi čas, saj se stroški, ki definirajo lastno ceno, spreminjajo. Slika Sl. 7.21 prikazuje lasno ceno za investicijo v JEK ob predpostavki, da upoštevamo isto leto obratovanj kot pri investicijah v RVE. 70 60 s- 50 40 oe ü 30 nj C ss nj C 20 10 I I I I I I I I I I I aioooooooooooooooooooooooo >Hoir\ioir\ioioioioir\ioir\ioioir\ioir\ioir\ioioir\ioir\ioi Leto Sl. 7.21: Letna vrednost lastne cene JEK 2 ob ničnem donosu investicije pri obratovanju od leta 2010 naprej. Za oceno denarnega toka smo upoštevali prodajno ceno električne energije pri vrednosti 50 €/MWh. Slika Sl. 7.22 prikazuje denarni tok ob omenjeni predpostavki. 0 400 200 ,C5 -200 O -400 ra C C! -600 -800 -1000 TTTTT Oi LTl oi r\i o o o ——i-2 00 oi O PO O o PO ^ o o -r^—i-2 m o o 1-2 Ol o oi Ln 00 LD LD LD O O O -i-q——r2 ^ ^ r-- o in ID in o o o o Tq———isj Leto Sl. 7.22: Denarni tok investicije v JEK pri obratovanju od leta 2010 naprej. Izračunali smo tudi lastne cene električne energije ob predpostavljeni donosnosti. Pri donosnosti je potrebno definirati, katera donosnost je merodajna, in sicer donosnost na investicijo, kot v primeru ocene donosnosti pri RVE, ali donosnost na lastna sredstva. Obe analizi sta prikazani na sliki Sl. 7.23 90,0 - 80,0 - -i: 70,0 - iLn —^—^—m—tn—tn—te—to—to—r^—r^—r-=—r-=—oo—oo ooooooooooooooo Leto Sl. 7.27: Denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja 7.2.8. Ocena deleža OVE Rezultati so enaki kot pri scenariju JEK0_VP_ZRVE. 7.3. SCENARIJ RAZVOJA JEK1085_VP_IRVE Scenarij JEK1085_VP_IRVE upošteva: • napoved porabe FE (visoka rast napovedi porabe električne energije), • intenzivna rast vključevanja RVE in SPTE, • predvideva investicijo v 1.085 MW JEK 2. 7.3.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 7.28 - Sl. 7.30. 100 90 80 ^^ 70 60 50 I 40 C^^ 30 20 10 0 I I y ^ ' / / / f / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 7.28: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 100 90 80 ^^ 70 60 50 40 ^^ 30 20 10 I I I 1 I r t»' ^ ' Brez dodatnega prehoda moči ' Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan / ^^ y / Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM Sl. 7.29: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. 100 90 80 70 cd -d o 60 > > 50 rH U a 40 30 20 10 0 O" # / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan -NEM I Nizek prehod moči NEM-Balka^ ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 7.30: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. Iz rezultatov ugotavljamo, da so obremenitve omrežja za obravnavani scenarij višje kot v JEK0 scenarijih, pretoki pa dosegajo vrednosti okoli 30% maksimalne obremenitve. Izrazito visoka je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine, povečana obremenitev pa na vodih 400 kV DV Beričevo - NEK in interkonekcijskem vodu 400 kV DV Tumbri(HR) - NEK, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. 7.3.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-1 sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 7.16 in Tab. 7.17. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Tab. 7.17: Neustrezna napetost v vozliščih po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020 in 2025. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 7.3l in Sl. 7.32 prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. 700 600 o 500 400 LU 300 O 200 100 0 100 200 300 400 500 600 Uvoz (MW) ■2010 -2020 -2025 700 800 900 1000 2030 Sl. 7.3l: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. 0 20 18 16 14 o tu 12 jT 10 liJ 8 o 6 4 2 0 -1-1-1- 100 200 300 400 500 600 700 Uvoz (MW) — 2010 -2020 - 2025 -2030 800 900 1000 -----Dopustni LOLE Sl. 7.32: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek. Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 600 MW za uvoz električne energije do leta 2030. Ugotavljamo, da prenosne zmogljivosti v Sloveniji ustrezajo omenjenim zahtevam. Iz rezultatov je razvidno, da vključitev JEK2 izboljša kazalnik LOLE. Kazalnik LOLE je za leto 2030 mnogo slabši, kot za leto 2025, ker smo za leto 2030 upoštevali remonte vseh večjih blokov (NEK, JEK 2, TEŠ 6 in TET - PPE 3), medtem ko je leta 2025 od večjih enot planiran le remont NEK. Za celovito oceno spremembe kazalnika LOLE zaradi vključitve JEK 2 je potrebno primerjati rezultate podobnih scenarijev brez, z 1.085 MW in z 1.555 MW JEK 2. 7.3.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Vključevanje RVE v slovenski EES nima vpliva na bilanco moči, saj so ti viri nezanesljivi in v splošnem ne prispevajo k zanesljivosti oskrbe z električno energijo. Bilanca moči ter razmerje med inštalirano močjo ter konico porabe sta torej identični kot v prejšnjem scenariju. Nasprotno pa imajo RVE vpliv na bilanco moči po UCTE metodologiji, saj le ta upošteva dejanska obratovalna stanja na točno določen dan in uro obratovanja. V kolikor RVE na izbran trenutek ne obratujejo s polno močjo, se sorazmerno poveča zmogljivost, ki se je ne more izrabiti (angl. »Non-usable capacity«). Iz rezultatov (tabela Tab. 7.18) lahko ugotovimo, da se je zaradi večje količine RVE v sistemu dostopna zmogljivosti povečala in tako dosega leta 2030 med 4.900 in 5.600 MW zmogljivosti, preostala zmogljivost pa znaša med 2.100 in 2.900 MW. Iz omenjenega lahko sklepamo, da je proizvodnja zmogljivost več kot zadostna. 0 Tab. 7.18: UCTE bilanca moči do leta 2030. Nacionalni podatki o moči 2010 2015 2020 2025 2030 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda (pozitivno neto vrednosti v GW) Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar 11:00 Januar 19:00 Julij 11:00 Neto proizvodne zmogljivosti glede na primarni vir 1 Jedrska energija 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 1,78 1,78 1,78 1,78 1,78 1,78 2 Fosilna goriva 1,29 1,29 1,29 1,43 1,43 2,25 2,30 2,30 2,30 2,39 2,39 2,39 2,43 2,43 2,43 2A Lignit 0,63 0,63 0,63 0,60 0,60 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 2B Premog 0,22 0,22 0,22 0,19 0,19 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2C Plin 0,38 0,38 0,38 0,39 0,39 0,94 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2D Naftni derivati 0,06 0,06 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2E Mešana goriva 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2F Ostala fosilna goriva 0,00 0,00 0,00 0,25 0,25 0,25 0,41 0,41 0,41 0,50 0,50 0,50 0,54 0,54 0,54 3 Obnovljivi viri energije (vsi razen hidro) 0,04 0,04 0,04 0,27 0,27 0,27 0,57 0,57 0,57 0,86 0,86 0,86 1,15 1,15 1,15 3A Veter 0,00 0,00 0,00 0,07 0,07 0,07 0,10 0,10 0,10 0,17 0,17 0,17 0,27 0,27 0,27 3B Sonce 0,01 0,01 0,01 0,09 0,09 0,09 0,33 0,33 0,33 0,50 0,50 0,50 0,67 0,67 0,67 3C Ostali OVE 0,03 0,03 0,03 0,11 0,11 0,11 0,14 0,14 0,14 0,19 0,19 0,19 0,21 0,21 0,21 4 Hidro energija 1,26 1,26 1,26 3,02 3,02 3,02 1,96 1,96 1,96 2,20 2,20 2,20 2,53 2,53 2,53 4A Akumulacijske HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4B Pretočne HE 0,95 0,95 0,95 1,05 1,05 1,05 1,20 1,20 1,20 1,43 1,43 1,43 1,58 1,58 1,58 4C Crpalne HE 0,18 0,18 0,18 1,80 1,80 1,80 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,76 0,76 0,76 4D Mešane črpalne HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4E Ostale HE 0,13 0,13 0,13 0,17 0,17 0,17 0,18 0,18 0,18 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 5 Ostali viri 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 Neto proizvodne zmogljivosti (6=1+2+3+4+5) 3,28 3,28 3,28 5,42 5,42 6,23 5,53 5,53 5,53 7,23 7,23 7,23 7,89 7,89 7,89 7 Neuporabne zmogljivosti 0,59 0,59 0,40 0,82 0,83 0,56 1,15 1,20 0,75 1,51 1,59 0,99 1,83 1,94 1,20 8 Popravila in remonti 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9 Izpadi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10 Sistemske rezerve 0,29 0,29 0,29 0,30 0,30 0,54 0,54 0,54 0,54 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 11 Nerazpoložljive zmogljivosti (11=7+8+9+10) 0,88 0,88 0,68 1,12 1,13 1,10 1,69 1,74 1,29 2,59 2,67 2,07 2,92 3,02 2,29 12 Zanesljivo razpoložljive zmogljivosti (12=6-11) 2,41 2,40 2,60 4,30 4,29 5,13 3,84 3,79 4,23 4,64 4,56 5,16 4,97 4,87 5,61 13 Poraba 1,73 1,83 1,80 2,07 2,19 2,16 2,30 2,44 2,39 2,46 2,60 2,56 2,63 2,78 2,73 14 Uravnavanje porabe 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15 Preostala zmogljivost (15=12-13+14) 0,68 0,57 0,80 2,23 2,10 2,97 1,54 1,35 1,84 2,18 1,96 2,60 2,34 2,09 2,88 16 Varnostna zmogljivost (npr.. 5-10% NPZ) 0,16 0,16 0,16 0,27 0,27 0,31 0,28 0,28 0,28 0,36 0,36 0,36 0,39 0,39 0,39 17 Marža zaradi konice porabe 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 18 Zadostnosstna marža (18=16+17) 0,41 0,36 0,36 0,52 0,47 0,51 0,53 0,48 0,48 0,61 0,56 0,56 0,64 0,59 0,59 Prenosne zmogljivosti na mejah 19 Uvozne zmogljivosti 1,71 1,71 1,67 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 20 Izvozne zmogljivosti 1,98 1,98 1,88 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 7.3.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030 Načrti Slovenije pri izgradnji novih proizvodnih virov temeljijo na izgradnji večjega števila manjših hidroelektrarn z močmi okoli 30MW ter izgradnji večjih plinskih ali termo elektrarn. Poleg vsega se načrtuje še vključitev črpalnih HE, ki pa so glede na energetsko bilanco pravzaprav breme, saj porabijo več energije, kot jo proizvedejo. Poleg vsega pa je predvidena tudi vključitev 1.085 MW JEK 2 in intenzivno vključevanje RVE. Dolgoročne napovedi proizvodnje in porabe električne energije prikazuje slika Sl. 7.33. 36 31 26 21 H C 16 11 -i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 C?^ N> N> N> »V^ ^^O r^ r^ r^ r^ r^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Proizvodnja Poraba Sl. 7.33: Letna proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji do leta 2030 po obravnavanem scenariju. Ugotavljamo, da je energetska bilanca razen začetnih nekaj let ves čas močno pozitivna, kar pomeni da imamo možnost izvoza električne energije do leta 2030 okoli 12 TWh letno. 7.3.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE Rezultati analize o dodatni rezervi moči zaradi povečanega deleža RVE so identični rezultatom v scenarijih brez JEK 2, medtem ko je strošek rezerve moči drugačen, saj je cena električne energije po obravnavanem scenariju drugačna. Strošek glede na enoto porabe električne energije prikazuje slika Sl. 7.34. 2,5 5 1 iü 1,5 C SS 1 OJ 0,5 S «siy 'O' «> I^) «s^ A '^V o? ^ r^ ^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 7.34: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi intenzivnega vključevanja RVE v EES. 7.3.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 7.35. 120,0 100,0 I 80,0 u 60,0 n; C OJ u 40,0 20,0 0,0 i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-r 'O' iS rSi r> r^ r,^ rfh rP> ^^ ^^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Cena pas ■Cena konica Sl. 7.35: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 2 0 7.3.7. Ekonomika obratovanja 7.3.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 7.3.7.2. Ekonomika JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1085_VP_ZRVE. 7.3.7.3. Občutljivostna analiza JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1085_VP_ZRVE. 7.3.7.4. Ekonomika JEK 2 ob upoštevanju trga z EE Za oceno ekonomske upravičenosti investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju smo upoštevali vse investicijske in obratovalne stroške na podlagi metode stalnih cen, pri čemer smo za investicijsko vrednost eskalirali glede na inflacijo do začetka investicijske dejavnosti, stalno ceno električne energije pa smo privzeli iz rezultatov napovedi cen električne energije, in sicer za leto 2025, ki je predviden za začetek obratovanja JEK 2. Kazalci, ki ponazarjajo ekonomsko upravičenost investicije so IRR ter NPV ob predpostavljeni minimalni diskontni stopnji 5,16 %. Kazalnik IRR je podan za donosnost na celotno investicijsko vrednost. Omenjene vrednosti za JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES prikazuje tabela Tab. 7.19. Kazalnik Vrednost npv 1.466 Mio € IRR 8,4 % Slika Sl. 7.36 prikazuje denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES glede na napovedane cene električne energije ob 0 % donosnosti. 500 400 300 o: 200 U C5 100 fM 0 .a. o -100 'č rD C -200 OJ o -300 -400 -500 -600 lili TTTff ' ! ! ? ! cn r\i LTl 00 -06 O -r- -r- Ol -T- (N -08 ooooooooooooooo (N(N(NrM(N(N(NrMrM(N(NrMrM(N(N Leto Sl. 7.36: Denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja 7.3.8. Ocena deleža OVE Rezultati so enaki kot pri scenariju JEK0_VP_IRVE. 7.4. SCENARIJ RAZVOJA JEK1085_NP_ZRVE Scenarij JEK1085_NP_ZRVE upošteva: • napoved porabe IJS (nizka rast napovedi porabe električne energije), • zmerna rast vključevanja RVE in SPTE, • predvideva investicijo v 1.085 MW JEK 2. 7.4.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 7.37 - Sl. 7.39. 100 90 80 ^^ 70 60 > 50 40 ^^ 30 20 10 0 I" I I f 4; y ^ ' / / / f / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 7.37: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 100 90 80 70 60 > 50 40 ^^ 30 20 10 0 I I I 1 I y y y / / ^^^ S?" ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM ' Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 7.38: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. Sl. 7.39: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. Iz rezultatov ugotavljamo, da so obremenitve omrežja za obravnavani scenarij višje kot v JEK0 scenarijih, pretoki pa dosegajo vrednosti okoli 30% maksimalne obremenitve. Izrazito visoka je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine, povečana obremenitev pa na vodih 400 kV DV Beričevo - NEK in interkonekcijskem vodu 400 kV DV Tumbri(HR) - NEK, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. 7.4.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-1 sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 7.20 in Tab. 7.21. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Tab. 7.21: Neustrezna napetost v vozliščih po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020 in 2025. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 7.40 in Sl. 7.4l prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. 800 700 600 o ■M 500 ou 400 LU ^ O 300 200 100 0 —I-1 I I 100 200 300 400 500 600 700 Uvoz (MW) -2010 -2020 -2025 T 800 900 1000 2030 Sl. 7.40: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. 0 Sl. 7.41: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek. Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 350 MW za uvoz električne energije do leta 2030. Ugotavljamo, da prenosne zmogljivosti v Sloveniji ustrezajo omenjenim zahtevam. Iz rezultatov je razvidno, da vključitev JEK2 izboljša kazalnik LOLE. Kazalnik LOLE je za leto 2030 mnogo slabši, kot za leto 2025, ker smo za leto 2030 upoštevali remonte vseh večjih blokov (NEK, JEK 2, TEŠ 6 in TET - PPE 3), medtem ko je leta 2025 od večjih enot planiran le remont nek. Za celovito oceno spremembe kazalnika LOLE zaradi vključitve JEK 2 je potrebno primerjati rezultate podobnih scenarijev brez, z 1.085 MW in z 1.555 MW JEK 2. 7.4.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Slika Sl. 7.42 prikazuje rasti inštalirane moči proizvodnih enot ter konične moči odjema v Sloveniji do leta 2030, po obravnavanem scenariju. >u o 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 / -1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1- T? 'V^^ 'V^^ T?^ -v^^ 'V^^ -v^^ T?^ 'V^^ T?^ 'V^^ 'V^^ T?^ 'V^^ 'V^^ Leto ■Inštalirana moč proizvodnje ■Konična moč odjema Sl. 7.42: Rasti inštalirane moči proizvodnje in konične moči odjema v RS do leta 2030. S poznavanjem inštalirane moči proizvodnje ter moči konice odjema lahko določimo tudi razmere med njima. Slika Sl. 7.43 prikazuje omenjeno razmerje. Največja relativna rezerva moči, glede na konično moč odjema nastopi v času vklopa 6. bloka TE Šoštanj ter leta 2025 z vključitvijo nove enote JEK 2. 2,8 2,6 'žš 2,4 .sli 2,2 2 N St 1,8 1,6 1,4 1,2 —I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1- C?> iS> 'Ö' iC^ f^} /i} I'd) rSi r> ^ ^^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 7.43: Razmerje moči med inštalirano močjo proizvodnje ter močjo konice odjema do leta 2030. 3 1 Izračunana je bila tudi bilanca moči po metodologiji UCTE, kar prikazuje tabela Tab. 7.25 Ugotavljamo, da je zanesljivih proizvodnih zmogljivosti leta 2030 okoli 5.000 MW, ter preostalih zmogljivosti po odšteti porabi električne energije še vedno od 2.500 do 3.000 MW. Iz omenjenega lahko sklepamo, da je količina proizvodnih zmogljivosti zadostna. Tab. 7.22: UCTE bilanca moči do leta 2030. Nacionalni podatki o moči 2010 2015 2020 2025 2030 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda (pozitivno neto vrednosti v GW) Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar 11:00 Januar 19:00 Julij 11:00 Neto proizvodne zmogljivosti glede na primarni vir 1 Jedrska energija 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 1,78 1,78 1,78 1,78 1,78 1,78 2 Fosilna goriva 1,29 1,29 1,29 1,43 1,43 2,25 2,30 2,30 2,30 2,39 2,39 2,39 2,43 2,43 2,43 2A Lignit 0,63 0,63 0,63 0,60 0,60 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 2B Premog 0,22 0,22 0,22 0,19 0,19 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2C Plin 0,38 0,38 0,38 0,39 0,39 0,94 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2D Naftni derivati 0,06 0,06 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2E Mešana goriva 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2F Ostala fosilna goriva 0,00 0,00 0,00 0,25 0,25 0,25 0,41 0,41 0,41 0,50 0,50 0,50 0,54 0,54 0,54 3 Obnovljivi viri energije (vsi razen hidro) 0,04 0,04 0,04 0,20 0,20 0,20 0,36 0,36 0,36 0,48 0,48 0,48 0,64 0,64 0,64 3A Veter 0,00 0,00 0,00 0,05 0,05 0,05 0,09 0,09 0,09 0,14 0,14 0,14 0,20 0,20 0,20 3B Sonce 0,01 0,01 0,01 0,04 0,04 0,04 0,13 0,13 0,13 0,17 0,17 0,17 0,22 0,22 0,22 3C Ostali OVE 0,03 0,03 0,03 0,11 0,11 0,11 0,14 0,14 0,14 0,17 0,17 0,17 0,22 0,22 0,22 4 Hidro energija 1,26 1,26 1,26 3,00 3,00 3,00 1,93 1,93 1,93 2,17 2,17 2,17 2,51 2,51 2,51 4A Akumulacijske HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4B Pretočne HE 0,95 0,95 0,95 1,05 1,05 1,05 1,20 1,20 1,20 1,43 1,43 1,43 1,58 1,58 1,58 4C Crpalne HE 0,18 0,18 0,18 1,80 1,80 1,80 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,76 0,76 0,76 4D Mešane črpalne HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4E Ostale HE 0,13 0,13 0,13 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,16 0,16 0,16 0,17 0,17 0,17 5 Ostali viri 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 Neto proizvodne zmogljivosti (6=1+2+3+4+5) 3,28 3,28 3,28 5,33 5,33 6,14 5,29 5,29 5,29 6,82 6,82 6,82 7,36 7,36 7,36 7 Neuporabne zmogljivosti 0,59 0,59 0,40 0,76 0,76 0,53 0,97 0,99 0,67 1,20 1,22 0,83 1,41 1,44 0,98 8 Popravila in remonti 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9 Izpadi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10 Sistemske rezerve 0,29 0,29 0,29 0,30 0,30 0,54 0,54 0,54 0,54 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 11 Nerazpoložljive zmogljivosti (11=7+8+9+10) 0,88 0,88 0,68 1,06 1,06 1,07 1,51 1,53 1,21 2,29 2,31 1,91 2,49 2,52 2,06 12 Zanesljivo razpoložljive zmogljivosti (12=6-11) 2,41 2,40 2,60 4,27 4,27 5,07 3,77 3,76 4,08 4,54 4,52 4,91 4,87 4,84 5,30 13 Poraba 1,73 1,83 1,80 2,05 2,18 2,14 2,12 2,24 2,21 2,15 2,27 2,32 2,21 2,34 2,30 14 Uravnavanje porabe 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15 Preostala zmogljivost (15=12-13+14) 0,68 0,57 0,80 2,22 2,09 2,93 1,65 1,52 1,87 2,39 2,25 2,59 2,66 2,50 3,00 16 Varnostna zmogljivost (npr.. 5-10% NPZ) 0,16 0,16 0,16 0,27 0,27 0,31 0,26 0,26 0,26 0,34 0,34 0,34 0,37 0,37 0,37 17 Marža zaradi konice porabe 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 18 Zadostnosstna marža (18=16+17) 0,41 0,36 0,36 0,52 0,47 0,51 0,51 0,46 0,46 0,59 0,54 0,54 0,62 0,57 0,57 Prenosne zmogljivosti na mejah 19 Uvozne zmogljivosti 1,71 1,71 1,67 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 20 Izvozne zmogljivosti 1,98 1,98 1,88 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 7.4.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030 Načrti Slovenije pri izgradnji novih proizvodnih virov temeljijo na izgradnji večjega števila manjših hidroelektrarn z močmi okoli 30MW ter izgradnji večjih plinskih ali termo elektrarn. Poleg vsega se načrtuje še vključitev črpalnih HE, ki pa so glede na energetsko bilanco pravzaprav breme, saj porabijo več energije, kot jo proizvedejo. Poleg vsega pa je predvidena tudi vključitev 1.085 MW JEK 2 ter nizka rast napovedi porabe. Dolgoročne napovedi proizvodnje in porabe električne energije prikazuje slika Sl. 7.44. 31 - 29 - 27 - .C 25 - 23 21 - OJ 19 C u 17 15 - 13 11 rf ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Proizvodnja • Poraba Sl. 7.44: Letna proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji do leta 2030 po obravnavanem scenariju. Ugotavljamo, da je energetska bilanca razen začetnih nekaj let ves čas močno pozitivna, kar pomeni da imamo možnost izvoza električne energije do leta 2030 okoli 13 TWh letno. 7.4.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE Rezultati analize o dodatni rezervi moči zaradi povečanega deleža RVE so identični rezultatom v scenarijih brez JEK 2, medtem ko je strošek rezerve moči drugačen, saj je cena električne energije po obravnavanem scenariju drugačna. Strošek glede na enoto porabe električne energije prikazuje slika Sl. 7.45. 0,6 BE 0,5 1 0,4 0,3 C S3 0,2 OJ ■M nj 0,1 ^ r^ ^ ^^ ^ ^^ ^^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 7.45: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi intenzivnega vključevanja RVE v EES. 7.4.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 7.46. D ro C OJ u 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 —1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1- Leto "Cena pas ■Cena konica Sl. 7.46: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 0 7.4.7. Ekonomika obratovanja 7.4.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 7.4.7.2. Ekonomika JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1085_VP_ZRVE. 7.4.7.3. Občutljivostna analiza JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1085_VP_ZRVE. 7.4.7.4. Ekonomika JEK 2 ob upoštevanju trga z EE Za oceno ekonomske upravičenosti investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju smo upoštevali vse investicijske in obratovalne stroške na podlagi metode stalnih cen, pri čemer smo za investicijsko vrednost eskalirali glede na inflacijo do začetka investicijske dejavnosti, stalno ceno električne energije pa smo privzeli iz rezultatov napovedi cen električne energije, in sicer za leto 2025, ki je predviden za začetek obratovanja JEK 2. Kazalci, ki ponazarjajo ekonomsko upravičenost investicije so IRR ter NPV ob predpostavljeni minimalni diskontni stopnji 5,16 %. Kazalnik IRR je podan za donosnost na celotno investicijsko vrednost. Omenjene vrednosti za JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES prikazuje tabela Tab. 7.23. Kazalnik Vrednost NPV 1.466 Mio € IRR 8,3 % Slika Sl. 7.47 prikazuje denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES glede na napovedane cene električne energije ob 0 % donosnosti. 500 400 300 o: 200 U C5 100 fM 0 .a. o -100 'č rD C -200 OJ o -300 -400 -500 -600 C3 M 1111 Tlllf M ! T T 9 r\i LTl 00 -06 o -r- -r- CTl -T- (N -08 ooooooooooooooo (N(N(NrM(N(N(NrMrM(N(NrMrM(N(N Leto Sl. 7.47: Denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja 7.4.8. Ocena deleža OVE Rezultati so enaki kot pri scenariju JEK0_NP_ZRVE. 7.5. SCENARIJ RAZVOJA JEK1085_NP_IRVE Scenarij JEK1085_NP_IRVE upošteva: • napoved porabe IJS (nizka rast napovedi porabe električne energije), • intenzivna rast vključevanja RVE in SPTE, • predvideva investicijo v 1.085 MW JEK 2. 7.5.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 7.48 - Sl. 7.50. 100 90 80 ^^ 70 60 > 50 40 ^^ 30 20 10 0 I" I I f 4; y ^ ' / / / f / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 7.48: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 100 90 80 70 60 > 50 40 ^^ 30 20 10 0 I I I 1 I y y y / / ^^^ S?" ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM ' Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 7.49: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. Sl. 7.50: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. Iz rezultatov ugotavljamo, da so obremenitve omrežja za obravnavani scenarij višje kot v JEK0 scenarijih, pretoki pa dosegajo vrednosti okoli 30% maksimalne obremenitve. Izrazito visoka je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine, povečana obremenitev pa na vodih 400 kV DV Beričevo - NEK in interkonekcijskem vodu 400 kV DV Tumbri(HR) - NEK, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. 7.5.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-l sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 7.24 in Tab. 7.25. _Tab. 7.24: Preobremenjenost elementov po N-l analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana Tab. 7.25: Neustrezna napetost v vozliščih po N-l analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020 in 2025. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 7.51 in Sl. 7.52 prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. I I 100 200 300 400 500 600 Uvoz (MW) -2010 -2020 -2025 700 800 900 1000 2030 Sl. 7.51: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. 0 20 18 16 14 o 12 jT 10 li^ 8 O 6 4 2 0 -1-1- 100 200 300 400 500 600 700 Uvoz (MW) -2010 -2020 - 2025 -2030 800 900 1000 -----Dopustni LOLE Sl. 7.52: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek. Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 300 MW za uvoz električne energije do leta 2030. Ugotavljamo, da prenosne zmogljivosti v Sloveniji ustrezajo omenjenim zahtevam. Iz rezultatov je razvidno, da vključitev JEK2 izboljša kazalnik LOLE. Kazalnik LOLE je za leto 2030 mnogo slabši, kot za leto 2025, ker smo za leto 2030 upoštevali remonte vseh večjih blokov (NEK, JEK 2, TEŠ 6 in TET - PPE 3), medtem ko je leta 2025 od večjih enot planiran le remont NEK. Za celovito oceno spremembe kazalnika LOLE zaradi vključitve JEK 2 je potrebno primerjati rezultate podobnih scenarijev brez, z 1.085 MW in z 1.555 MW JEK 2. 7.5.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Vključevanje RVE v slovenski EES nima vpliva na bilanco moči, saj so ti viri nezanesljivi in v splošnem ne prispevajo k zanesljivosti oskrbe z električno energijo. Bilanca moči ter razmerje med inštalirano močjo ter konico porabe sta torej identični kot v prejšnjem scenariju. Nasprotno pa imajo RVE vpliv na bilanco moči po UCTE metodologiji, saj le ta upošteva dejanska obratovalna stanja na točno določen dan in uro obratovanja. V kolikor RVE na izbran trenutek ne obratujejo s polno močjo, se sorazmerno poveča zmogljivost, ki se je ne more izrabiti (angl. »Non-usable capacity«). Iz rezultatov (tabela Tab. 7.26) lahko ugotovimo, da se je zaradi večje količine RVE v sistemu dostopna zmogljivosti povečala in tako dosega leta 2030 med 4.900 in 5.600 MW zmogljivosti, preostala zmogljivost pa znaša med 2.500 in 3.300 MW. Iz omenjenega lahko sklepamo, da je proizvodnja zmogljivost več kot zadostna. 0 Tab. 7.26: UCTE bilanca moči do leta 2030. Nacionalni podatki o moči 2010 2015 2020 2025 2030 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda (pozitivno neto vrednosti v GW) Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar 11:00 Januar 19:00 Julij 11:00 Neto proizvodne zmogljivosti glede na primarni vir 1 Jedrska energija 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 1,78 1,78 1,78 1,78 1,78 1,78 2 Fosilna goriva 1,29 1,29 1,29 1,43 1,43 2,25 2,30 2,30 2,30 2,39 2,39 2,39 2,43 2,43 2,43 2A Lignit 0,63 0,63 0,63 0,60 0,60 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 2B Premog 0,22 0,22 0,22 0,19 0,19 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2C Plin 0,38 0,38 0,38 0,39 0,39 0,94 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2D Naftni derivati 0,06 0,06 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2E Mešana goriva 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2F Ostala fosilna goriva 0,00 0,00 0,00 0,25 0,25 0,25 0,41 0,41 0,41 0,50 0,50 0,50 0,54 0,54 0,54 3 Obnovljivi viri energije (vsi razen hidro) 0,04 0,04 0,04 0,27 0,27 0,27 0,57 0,57 0,57 0,86 0,86 0,86 1,15 1,15 1,15 3A Veter 0,00 0,00 0,00 0,07 0,07 0,07 0,10 0,10 0,10 0,17 0,17 0,17 0,27 0,27 0,27 3B Sonce 0,01 0,01 0,01 0,09 0,09 0,09 0,33 0,33 0,33 0,50 0,50 0,50 0,67 0,67 0,67 3C Ostali OVE 0,03 0,03 0,03 0,11 0,11 0,11 0,14 0,14 0,14 0,19 0,19 0,19 0,21 0,21 0,21 4 Hidro energija 1,26 1,26 1,26 3,02 3,02 3,02 1,96 1,96 1,96 2,20 2,20 2,20 2,53 2,53 2,53 4A Akumulacijske HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4B Pretočne HE 0,95 0,95 0,95 1,05 1,05 1,05 1,20 1,20 1,20 1,43 1,43 1,43 1,58 1,58 1,58 4C Crpalne HE 0,18 0,18 0,18 1,80 1,80 1,80 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,76 0,76 0,76 4D Mešane črpalne HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4E Ostale HE 0,13 0,13 0,13 0,17 0,17 0,17 0,18 0,18 0,18 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 5 Ostali viri 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 Neto proizvodne zmogljivosti (6=1+2+3+4+5) 3,28 3,28 3,28 5,42 5,42 6,23 5,53 5,53 5,53 7,23 7,23 7,23 7,89 7,89 7,89 7 Neuporabne zmogljivosti 0,59 0,59 0,40 0,82 0,83 0,56 1,15 1,20 0,75 1,51 1,59 0,99 1,83 1,94 1,20 8 Popravila in remonti 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9 Izpadi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10 Sistemske rezerve 0,29 0,29 0,29 0,30 0,30 0,54 0,54 0,54 0,54 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 11 Nerazpoložljive zmogljivosti (11=7+8+9+10) 0,88 0,88 0,68 1,12 1,13 1,10 1,69 1,74 1,29 2,59 2,67 2,07 2,92 3,02 2,29 12 Zanesljivo razpoložljive zmogljivosti (12=6-11) 2,41 2,40 2,60 4,30 4,29 5,13 3,84 3,79 4,23 4,64 4,56 5,16 4,97 4,87 5,61 13 Poraba 1,73 1,83 1,80 2,05 2,18 2,14 2,12 2,24 2,21 2,15 2,27 2,32 2,21 2,34 2,30 14 Uravnavanje porabe 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15 Preostala zmogljivost (15=12-13+14) 0,68 0,57 0,80 2,25 2,11 2,99 1,72 1,55 2,02 2,49 2,29 2,84 2,76 2,53 3,31 16 Varnostna zmogljivost (npr.. 5-10% NPZ) 0,16 0,16 0,16 0,27 0,27 0,31 0,28 0,28 0,28 0,36 0,36 0,36 0,39 0,39 0,39 17 Marža zaradi konice porabe 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 18 Zadostnosstna marža (18=16+17) 0,41 0,36 0,36 0,52 0,47 0,51 0,53 0,48 0,48 0,61 0,56 0,56 0,64 0,59 0,59 Prenosne zmogljivosti na mejah 19 Uvozne zmogljivosti 1,71 1,71 1,67 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 20 Izvozne zmogljivosti 1,98 1,98 1,88 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 7.5.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030 Načrti Slovenije pri izgradnji novih proizvodnih virov temeljijo na izgradnji večjega števila manjših hidroelektrarn z močmi okoli 30MW ter izgradnji večjih plinskih ali termo elektrarn. Poleg vsega se načrtuje še vključitev črpalnih HE, ki pa so glede na energetsko bilanco pravzaprav breme, saj porabijo več energije, kot jo proizvedejo. Poleg vsega pa je predvidena tudi vključitev 1.085 MW JEK 2, intenzivno vključevanje RVE ter nizka rast napovedi porabe. Dolgoročne napovedi proizvodnje in porabe električne energije prikazuje slika Sl. 7.53. 36 31 26 - "tü 21 H C 16 11 Leto ■Proizvodnja • Poraba Sl. 7.53: Letna proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji do leta 2030 po obravnavanem scenariju. Ugotavljamo, da je energetska bilanca razen začetnih nekaj let ves čas močno pozitivna, kar pomeni da imamo možnost izvoza električne energije do leta 2030 okoli 14 TWh letno. 7.5.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE Rezultati analize o dodatni rezervi moči zaradi povečanega deleža RVE so identični rezultatom v scenarijih brez JEK 2, medtem ko je strošek rezerve moči drugačen, saj je cena električne energije po obravnavanem scenariju drugačna. Strošek glede na enoto porabe električne energije prikazuje slika Sl. 7.54. BE 2,5 1 2 1,5 1 0,5 0 ^ r^ ^ ^^ ^ ^^ ^^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 7.54: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi intenzivnega vključevanja RVE v EES. 7.5.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 7.55. 120,0 100,0 I 80,0 13 60,0 n; C OJ u 40,0 20,0 0,0 i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1- Leto ■Cena pas •Cena konica Sl. 7.55: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 3 7.5.7. Ekonomika obratovanja 7.5.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 7.5.7.2. Ekonomika JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1085_VP_ZRVE. 7.5.7.3. Občutljivostna analiza JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1085_VP_ZRVE. 7.5.7.4. Ekonomika JEK 2 ob upoštevanju trga z EE Za oceno ekonomske upravičenosti investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju smo upoštevali vse investicijske in obratovalne stroške na podlagi metode stalnih cen, pri čemer smo za investicijsko vrednost eskalirali glede na inflacijo do začetka investicijske dejavnosti, stalno ceno električne energije pa smo privzeli iz rezultatov napovedi cen električne energije, in sicer za leto 2025, ki je predviden za začetek obratovanja JEK 2. Kazalci, ki ponazarjajo ekonomsko upravičenost investicije so IRR ter NPV ob predpostavljeni minimalni diskontni stopnji 5,16 %. Kazalnik IRR je podan za donosnost na celotno investicijsko vrednost. Omenjene vrednosti za JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES prikazuje tabela Tab. 7.27. Kazalnik Vrednost npv 1.429 Mio € IRR 8,3 % Slika Sl. 7.56 prikazuje denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES glede na napovedane cene električne energije ob 0 % donosnosti. o fM .a. o 'č ^ nj C OJ o 400 300 200 100 0 -100 -200 -300 -400 -500 -600 i 1 1 1 Tfffl M T T I ooooooooooooooo Leto Sl. 7.56: Denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja 7.5.8. Ocena deleža OVE Rezultati so enaki kot pri scenariju JEK0_NP_IRVE. 8. SCENARIJ RAZVOJA SLOVENSKEGA EES Z 1.555 MW BLOKOM JEDRSKE ELEKTRARNE KRŠKO Trije scenarijski sklopi vključevanja JEK 2 zajemajo tako skupne analize posameznega sklopa scenarija, kot tudi posamične analize vsakega podscenarija. Skupne analize so: • Dinamične simulacije stabilnosti slovenskega EES • Občutljivostna analiza slovenskega omrežja • Zagotavljanje rezerve moči za primarno, sekundarno in terciarno regulacijo frekvence, • Projekcij a izpustov CO2. Posamične analize vsakega podscenarija pa se nadaljnjo delijo še na: • Obremenitev slovenskega omrežja • Zanesljivost oskrbe z električno energijo • Bilanca moči in energije • Rezerva moči v okviru povečanega deleža RVE • Cena električne energij e • Ekonomika obratovanja RVE in JEK 2 • Ocena deleža OVE glede na bruto porabo EE 8.1. SKUPNE ANALIZE SCENARIJA RAZVOJA Z 1.555 MW JEK2 8.1.1. Dinamične simulacije slovenskega EES 8.l.l.l. Tranzientna stabilnost agregata JEK 2 V študiji nas na tem mestu zanima kakšni so največji časi napake pri katerih bo agregat JEK 2 še ostal v sinhronem obratovanju z EES. Čas trajanja napake seveda definira zaščita (npr. lastni časi in zakasnitve različnih stopenj distančne zaščite) ter čas izklopa stikal. Z vključitvijo novega agregata na isto zbiralko (priključitev JEK 2 paralelno z že obratujočo nek) se namreč zmožnost oddajanja energije posameznega agregata po napaki v omrežje zmanjša. Posledično je pričakovati znižanje dovoljenega trajanja napake. V nadaljevanju je za kritični čas odstranitve motnje uporabljena oznaka CCT. Za izračun tranzientne stabilnosti agregata JEK 2 smo najprej skušali najti najbolj neugodne scenarije glede na lokacijo kratkostične napake in izklop voda v okvari. Seveda je s stališča tranzientne stabilnosti najbolj neugoden primer, če nastane kratek stik na sponkah generatorja. Zato smo izbrali kot mesto napake dvosistemski 400 kV vod RTP Krško - RTP Beričevo, in sicer tik ob RTP Krško, kar se smatra pravzaprav kot kratek stik v RTP Krško (točka priklopa JEK 2). V osnovnem stanju omrežja, določenim z izračunom pretokov moči, je največji pretok delovne moči iz RTP Krško ravno v smeri RTP Beričevo. Poleg tega se predpostavi najhujši možen primer, ko izpadeta iz obratovanja zaradi delovanja zaščite oba sistema opazovanega daljnovoda. Izračune smo izvršili v t.i. stabilnostnem načinu, ki predpostavlja simetrijo faz, veličine pa so predstavljene kot fazorji. Najbolj neugodne razmere pričakujemo v maksimalno kapacitivnem obratovanju agregata. V tem režimu je namreč notranja inducirana napetost agregata najmanjša, s tem pa je najmanjša tudi maksimalna električna moč, ki jo lahko agregat odda v omrežje. Ohranitev sinhronizma po veliki motnji pa je odvisno ravno od sposobnosti omrežja in agregata, da čim prej odvedeta presežek energije, ki se med napako nakopiči v rotirajočih masah agregata, v obliki električne energije. V nadaljevanju so podani rezultati za izračunani CCT agregata JEK 2, in sicer za primer, ko JEK 2 obratuje v kapacitivnem režimu, oziroma ko obratuje pri cos f = 0. Predpostavljena je inštalacija velike enote JEK 2. Jasno je razvidno, da je obratovanje v kapacitivnem režimu s stališča stabilnosti dejansko najneugodnejši primer. Posamezni oscilogrami, ki jih prikazuje slika Sl. 8.1, predstavljajo odstopanje vrtljajev agregata od nazivnih, rotorski kot in delovno moč agregata. Zgornji primer na obeh slikah predstavlja maksimalni čas napake, ko agregat še ostane v sinhronizmu. Če čas napake povečamo za 1 ms, agregat postane nestabilen, kar prikazuje spodnji primer na obeh slikah. Oznaka tKs predstavlja čas trajanja kratkega stika. Tab. 8.1: Rezultati - kritični čas odstranitve motnje male enote JEK 2 Pn = 1630 MW CCT - JEK 2 v kapacitivnem področju delovanja 245 ms CCT - JEK 2 obratovanje pri cos 9 = 0 250 ms Izvedli smo tudi analizo vpliva ČHE v Sloveniji na tranzientno stabilnost agregata JEK 2. Izkazalo se je, da v črpalnem režimu obratovanja ČHE Kozjak ugodno vpliva na tranzientno stabilnost agregata JEK 2 (ker "pomaga" evakuirati presežek moči iz JEK 2) in za malenkost zveča CCT (od 2 do 5 ms). V turbinskem režimu pa zaradi večje obremenjenosti EEO nekoliko oteži evakuacijo moči iz JEK 2 in s tem nekoliko zmanjša CCT agregata (3 oz. 10 ms). ODSTOPANJE W /Hz JEK 2 -0.05 150 ROTORSKI KOT/DEG JEK 2 -150 2000 DELOVNA MOC f-, JEK 2 ODSTOPANJE W /Hz JEK 2 -0.05 150 ROTORSKI KOT/DEG. JEK 2 -150 2000 DELOVNA MOC JEK 2 tKS = 245 ms tKS = 246 ms IZBRANE VREDNOSTI JEK 2 6.4 [s] University of Ljubljana, Slovenia JEK 2 (1630 MW) - OBNASANJE OB KS Kratek stik v RTP Krsko in izklop KRS-BER STRAN 28.5.2009 11:55 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 8.1: Tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško - Beričevo, Pn = 1630 MW 8.1.1.2. Tranzientna stabilnost ostalih agregatov v sistemu Posamezni oscilogrami, ki jih prikazujeta sliki Sl. 8.2 in Sl. 8.3 predstavljajo odstopanje vrtljajev agregata od nazivnih, rotorski kot in delovno moč agregata. Zgornji primer na obeh 0.05 0 0 0 -2000 0.05 0 0 0 -2000 0 1.6 3.2 4.8 slikah predstavlja maksimalni čas napake, ko agregat še ostane v sinhronizmu. Če čas napake povečamo za 1 ms, agregat postane nestabilen, kar prikazuje spodnji primer na obeh slikah. Oznaka tKs predstavlja čas trajanja kratkega stika. Oscilogrami so podani za primer, ko je v obratovanju JEK 2 moči Pn = 1630 MW. Iz tabel je razvidno, da se CCT agregata NEK precej zniža v primeru priključene JEK 2, medtem ko je pri agregatu TEŠ 6 vpliv JEK 2 minimalen. Potrebno je poudariti, da se s priključenim agregatom pretoki moči po sistemu spremenijo in posledično tudi razmere glede faznih kotov. To pa se odraža na spremembi vrednosti CCT. Tab. 8.2: Rezultati - kritični čas odstranitve motnje za NEK in TEŠ 6 brez JEK 2 Pn = 1630 MW CCT - nek 297 ms 249 ms CCT - TEŠ 6 171 ms 175 ms ODSTOPANJE W /H; G-NEK 812 MVA -0.0: 150 ROTORSKI KOT/DEC G-NEK 812 MVA -150 1000 DELOVNA MOC NEK ODSTOPANJE W /H; G-NEK 812 MVA -0.0: 15C ROTORSKI KOT/DEC G-NEK 812 MVA -150 1000 DELOVNA MOC NEK tKS = 249 ms tKS = 250 ms IZBRANE VREDNOSTI NEK ""3:2" ""6.4 [s] University of Ljubljana, Slovenia NEK - OBNASANJE OB KS Kratek stik v RTP Krsko in izklop KRS-BER _JEK 2 = ON (1630 MW) STRAN 1 28.5.2009 12:19 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 8.2: Tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško - Beričevo, Pn = 1630 MW 0.05 -1000 -1000 0 .6 4.8 ODSTOPANJE W /Hz TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k -0.05 150 ROTORSKI KOT/DEG TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k -150 1000 DELOVNA MOC TES 6 ODSTOPANJE W /Hz TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k -0.0: --150 ROTORSKI KOT/DEC TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k DELOVNA MOC TES 6 tKS = 175 ms 1.6 tKS = 176 ms / / / J / V/---- K / / / i i IZBRANE VREDNOSTI TES 6 "6.4 [s] University of Ljubljana,Sl 0ve"''aES 6 - OBNASANJE OB KS Kratek stik v TES in izklop TES-POD 1 _JEK 2 = ON (1630 MW) STRAN 1 28.5.2009 12:58 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 8.3: Tripolen KS v TEŠ, odklop 1x400 kV TEŠ - Podlog, P„ = 1630 MW 0.05 -1000 0 3.2 8.1.1.3. Električni udarni momenti ob stikalnih manevrih V tem poglavju nas je zanimal vpliv priključitve velike enote JEK 2 na električne udarne momente agregatov, priključenih na EEO napetosti 400 kV. Natančneje, opazovali smo agregata NEK in TEŠ 6. Tabela Tab. 8.3 povzema vrednosti udarnih momentov NEK in TEŠ 6 v primeru opisanega stikalnega manevra, in sicer v odstotkih nazivnega mehanskega momenta stroja. Tab. 8.3: Rezultati - električni udarni momenti NEK in TEŠ 6 (obremenitve v % nazivnega mehanskega momenta) brez JEK 2 Pn = 1630 MW Mel - NEK 140.1 % 123.9 % Mel - TEŠ 6 125.2 % 117.7 % Značilne veličine za NEK in TEŠ 6 ob sinhronizaciji voda Divača - Redipuglia prikazujeta za primer velike enote JEK 2 z nazivno delovno močjo Pn = 1630 MW sliki Sl. 8.4 in Sl. 8.5. Pri tem je potrebno poudariti, da je električni moment na slikah podan v % nazivne navidezne moči agregata, in da je za določitev dejanskega odstotka nazivnega mehanskega momenta to vrednost potrebno deliti z nazivnim faktorjem moči agregata. ODSTOPANJE W /Hz G-NEK 812 MVA ELEKT. MOMENT/PU G-NEK 812 MVA DELOVNA MOC NEK IZBRANE VREDNOSTI NEK "TT" ""21"" "1.2 [s] University of Ljubljana,Sl VKLOP_40ST_ITA_SLO oven ibBNASANJE OB PRIKLOPU DIV - RED Vklopni kot = 40 st JEK 2 = ON (1630 MW)_ STRAN 1 28.5.2009 14:05 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 8.4: Značilne veličine NEK, vklop DV Divača-Redipuglia, vklopni kot 40°, Pn = 1630 MW 0.0 -0.0 110% 0.15 -0.1 0 ODSTOPANJE W /Hz TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k ELEKT. MOMENT/PU TE SOSTANJ G6 590 MVA 400k DELOVNA MOC IZBRANE VREDNOSTI TES 6 0.8 -2^ "1.2 [s] University of Ljubljana,Sl VKLOP_40ST_ITA_SLO oven ibBNASANJE OB PRIKLOPU DIV - RED Vklopni kot = 40 st JEK 2 = ON (1630 MW)_ STRAN 2 28.5.2009 14:05 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 8.5: Značilne veličine TEŠ 6, vklop DV Divača-Redipuglia, vklopni kot 40°, Pn = 1630 MW Rezultati pokažejo, da je v primeru 40 stopinjskega vklopnega kota NEK bolj obremenjena kot TEŠ 6. Tabela Tab. 8.3 povzema, da je za primer brez JEK 2 s 140.1 % obremenjena NEK, medtem ko TEŠ 6 z 125.2 % odstotka nazivnega mehanskega momenta posameznega stroja. Z vključitvijo velike enote JEK 2 pa se obremenitve obeh agregatov znižajo, in sicer 0.0 -0.0 110% 0.1 -0.1 TES 6 1.6 bolj kot v primeru manjše enote JEK 2 (na primer v primeru Pn = 1117 MW se obremenitev NEK zniža na 128.0 %, medtem ko v primeru P„ = 1630 MW na 123.9 %). Iz rezultatov simulacij lahko sklepamo, da z vključitvijo velike enote JEK 2 v slovenski EES s stališča problema mehanskih obremenitev ostalih agregatov v normalnih obratovalnih pogojih (t.j. vklopu vodov), ne poslabšamo razmer. Nasprotno, izračuni so pokazali, da se razmere s tega stališča omilijo, in sicer bolj v primeru večje enote JEK 2. V vseh primerih je bilo odstopanje vrtljajev agregatov zelo majhno, nihanja moči po sinhronizaciji pa dobro dušena. Enako lahko predvidimo za razmere z obratovanjem ČHE. Dodatna proizvodna enota v sistemu vsekakor zniža obremenitve preostalih agregatov ob stikalnih manevrih. 8.1.1.4. Lokalna nihanja agregatov na 400 kV omrežju v Sloveniji V sklopu analize oscilatorne stabilnosti smo najprej opazovali kakšen vpliv na lokalna nihanja agregatov na 400 kV v slovenskem EES ima priključitev JEK 2. Podrobneje smo analizirali vpliv na nihanja NEK, saj so nihanja TEŠ 6 ob izbrani motnji, kakor se je pri analizi izkazalo, bolje dušena kot NEK. Kot motnja v sistemu je bil izbran tripolen kratek stik na dvosistemskemu daljnovodu 2 x 400 kV RTP Krško - RTP Beričevo, in sicer tik ob RTP Krško. Za trajanje kratkega stika je izbrano tKs = 200 ms. Razmere z veliko enoto JEK 2 v obratovanju prikazuje v primerjavi z razmerami brez JEK 2 slika Sl. 8.6. Ker opazujemo vpliv JEK 2 sta na isti sliki prikazana oscilograma nihanja delovne moči NEK tako za razmere brez JEK 2 (črna krivulja) kot tudi za JEK 2 z nazivno delovno močjo P„ = 1630 MW (zelena krivulja). Sama frekvenca lokalnih nihanj se zaradi večjih rotirajočih mas nekoliko zmanjša. Dušenje je sicer odvisno od obratovalne točke sistema, vendar izračuni niso pokazali, da bi prisotnost JEK 2 bistveno vplivala na dušenje lokalnih nihanj. Seveda je natančnejšo analizo nemogoče narediti, ker natančni parametri stroja še niso znani, enako velja za parametre napetostnega regulatorja. Prav tako ni znano ali bo imel agregat vhodni signal PSS v vzbujalnem sistemu. Ne glede na to lahko sklepamo, da ob ustreznem parametriranju napetostne regulacije ni pričakovati problemov z lokalnimi nihanji. Vzrok za to lahko pripišemo relativno močnemu 400 kV omrežju EES Slovenije, ki naj bi bilo po predvidevanjih ob zagonu JEK 2 že zgrajeno. DELOVNA MOC Krsko Maribor ODSTOPANJE W /Hz G-NEK 812 MVA -0.05 - 150 ROTORSKI KOT/DEG G-NEK 812 MVA DELOVNA MOC NEK DELOVNA MOC Divaca Redip DELOVNA MOC Krsko Zagreb DELOVNA MOC Kaina. Maribor JEK 2 (Pn = 1630 MW) 12 [s] University of Ljubljana, Slovenia OBNASANJE OB KRATKEM STIKU Kratek stik v RTP Krsko in izklop KRS-BER KS =0.2 sec STRAN 29.5.2009 11:34 Produced with PS^ NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 8.6: Značilne veličine NEK, tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško - Beričevo 0 0 3 6 9 1 8.1.1.5. Analiza med-sistemskih nihanj V nadaljevanju smo opazovali vpliv analiziranega scenarija razvoja slovenskega EES na medsistemska nihanja. Za natančnejše izračune bi bilo potrebno narediti dinamični model celotnega ENTSO-E omrežja, kar pa daleč presega okvire naloge. Privzet sistem nadomestnih generatorjev, ki smo ga privzeli v študiji, je sicer ustrezen za proučevanje lokalnih razmer in nastavitve obratovalne točke sistema, ne more pa nadomestiti prostorsko porazdeljenih virov preostalega dela ENTSO-E sistema. Zaradi tega ne moremo sklepati o problemu oscilatorne stabilnosti ENTSO-E sistema, lahko pa v grobem ocenimo vpliv analiziranega scenarija na medsistemska nihanja. Nihanja smo za namene simulacij vzbudili z izklopom 400 kV daljnovoda Divača -Redipuglia. Ker bi pri večjih pretokih moči v smeri proti Italiji posledično zaradi preobremenitev izpadel tudi 220 kV daljnovod Divača - Padriče, smo predpostavili, da je leta v osnovnem stanju izklopljen. Poleg tega smo nekoliko tudi zmanjšali ojačenje PSS stabilizatorjev v velikih agregatih v Evropi. Takšna situacija je tudi realno povsem možna, saj prihaja v obdobjih nizkih obremenitev do situacij, ko so nekateri veliki agregati s PSS stabilizatorji izklopljeni. Razmere v primeru velike enote JEK 2 prikazuje slika Sl. 8.7, ki vsebuje odstopanja frekvence na skrajnih točkah modeliranega omrežja, t.j. v vozlišču "Mladost" (Srbija), kamor je pripet tudi nadomestni generator, ki predstavlja vire osrednje Srbije in Djerdapa (črn oscilogram), in v vozlišču "Edolo" (Italija) na skrajnem zahodu modela (moder oscilogram). Dušenje sistema je močno odvisno od ojačenja PSS regulatorjev. Opaziti je, da ima priključitev velike enote JEK 2 določen vpliv na dušenje medsistemskih nihanj, ki ni zanemarljiv in bo v prihodnje verjetno zahteval podrobnejšo obravnavo. Seveda je ta vpliv odvisen od obratovalne točke sistema in tudi od parametrov napetostne regulacije. V primeru aktiviranja PSS bi lahko bil vpliv na dušenje nihanj celo pozitiven. Kot rečeno, zaradi številnih neznank v vezi z morebitnim bodočim agregatom, ta trenutek ni moč podati natančnejših izsledkov. JEK 2 (Pn = 1630 MW) Odstop. frekv. Mladost /mHz/ Odstop. frekv. Edolo /mHz/ IZBRANE VREDNOSTI Medsistemska nihanja 7.5 15.0 30.0 [s] University of Ljubljana, Slovenia IZKLOP POVEZAVE DIVACA - REDIPUGLIA STRAN 1 29.5.2009 11:18 Produced with PSS" NETOMAC (Registered trademark of Siemens AG) Sl. 8.7: Značilne veličine NEK, tripolen KS v RTP Krško, odklop 2x400 kV Krško - Beričevo 8.1.2. Občutljivostna analiza slovenskega elektroenergetskega omrežja Ker različni scenariji razvoja prenosnega elektroenergetskega omrežja niso predvideni, občutljivostna analiza slovenskega prenosnega elektroenergetskega omrežja daje enake rezultate, kot so podani v poglavju 6.1.2. Porazdelitveni faktorji PTDF ter faktorji LODF so v scenariju razvoja slovenskega EES z 1.555 MW blokom JEK enaki, kot v scenariju razvoja slovenskega EES z 1.085 MW blokom JEK 2 in scenariju razvoja brez JEK 2. 8.1.3. Zagotavljanje rezerve moči in energije za primarno, sekundarno in terciarno regulacijo frekvence 8.1.3.1. Primarna rezerva moči V skladu z načrtom vključevanja novih proizvodnih enot v elektroenergetski sistem Slovenije je treba določiti potrebne rezerve za primarno regulacijo frekvence po posameznih letih. V obzir je potrebno vzeti pravila ENTSO-E, ki nalagajo, da mora bivši UCTE sistem, ki se sedaj imenuje regionalna skupina Centralna Evropa, ob kritični spremembi moči, tj. 3000 0 22.5 MW, ostati frekvenčno stabilen, pri čemer se frekvenca ne sme spremeniti za več kot 200 mHz. Tabela Tab. 8.4 prikazuje zahtevano rezervo moči za primarno regulacijo frekvence v Sloveniji, če upoštevamo scenarij razvoja slovenskega EES z inštaliranim 1.555 MW blokom JEK 2. Tab. 8.4: Rezerva moči za primarno regulacijo frekvence v scenariju inštaliranim 1.555 MW _blokom JEK 2._ Leto Rezerva moči 2009 15,9 MW 2020 19,3 MW 2025 26,5 MW 2030 27,2 MW Rezerva moči za primarno regulacijo frekvence se leta 2020 glede na leto 2009 poveča, saj so v tem obdobju načrtovane velike spremembe v slovenskem EES. Vključitev novih enot je v tem obdobju hitrejša od vključevanja novih enot v RGCE in posledično naraste slovenski delež rezerve moči proti ostalimi državami v RGCE. Največji skok zahtevane primarne rezerve moči pa pričakujemo leta 2025 z vključitvijo novega bloka JEK 2. Glede na visoko inštalirano moč omenjenega bloka se rezerve moči glede na leto 2009 poveča kar za približno 50%. Rezerva moči je večja v primerjavi s scenarijem razvoja slovenskega EES brez JEK2, kot tudi s scenarijem razvoja z inštaliranim 1.555 MW blokom JEK 2. Obstaja možnost, da bo v prihajajočih letih (do 2030) ENTSO-E povečal vrednosti za kritični izpad iz zdajšnjih 3.000 MW, predvsem zaradi vedno večjega deleža RVE v sistemu, ki v splošnem ne sodelujejo pri regulaciji frekvence in hkrati so ti viri močno nepredvidljivi, kar se tiče trenutne proizvodnje moči. V skladu z relativno spremembo vrednosti kritičnega izpada v RGCE, se relativno spremeni tudi zahtevana rezerva moči za primarno regulacijo frekvence. Ker primarna rezerva moči odraža le majhen del celotne inštalirane moči v slovenskem EES ugotavljamo, da jo bomo brez težav zagotovili. 8.1.3.2. Sekundarna rezerva moči Rezerva moči se določi v skladu z zahtevami ENTSO-E, ter empirično določenih koeficientov za posamezna območja. Ker je v obravnavanem sklopu scenarije napoved konične moči porabe enaka kot v scenarijih razvoja brez JEK 2, je napoved rezerve moči enaka, delno pa se spremenijo stroški, saj z vključitvijo nove enote JEK 2 z dodatno ponudbo električne energije vplivamo na trg z električno energijo. V tabeli Tab. 8.5 prikazujemo oceno stroškov za visoko in nizko napoved zahtevane rezerve moči za sekundarno regulacijo frekvence po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES. Tab. 8.5: Ocena stroškov za sekundarno regulacijo frekvence v scenariju brez JEK 2 za Leto Nizka napoved Visoka napoved konice konice 2009 6,9 mio € 6,9 mio € 2020 11,5 mio € 12,1 mio € 2025 11,9 mio € 12,9 mio € 2030 12,9 mio € 14,5 mio € V sklopu ocen stroškov smo analizirali tudi koliko ti stroški v končni fazi bremenijo porabnika. Skupne stroške smo proporcionalno razdelili glede na porabo električne energije, slika Sl. 8.8. 1,2 5 1 1 o: 0,8 UJ Jii 0,6 SŠ 0,4 OJ ■a 0,2 -1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 ^^ ^^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto •Nizka poraba EE ■Visoka porabe EE Sl. 8.8: Napoved dodatka k ceni električne energijo oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja sekundarne regulacije frekvence. 8.1.3.3. Terciarna rezerva moči V letu 2009 je potrebna moč terciarne rezerve definirana s polovično zmogljivostjo NE Krško na pragu kar znaša 348 MW. Drugi časovni mejnik predstavlja vstop bloka 6 TE Šoštanj v obratovanje, ki je predviden za leto 2015 ter tretji mejnik vključitev 1.555 MW JEK 2, kar prikazuje slika Sl. 8.9. V skladu z definiranimi scenariji zagotavljanja terciarne rezerve v poglavju 5.2 v nadaljevanju analiziramo njihove vplive. Sl. 8.9: Terciarna rezerva moči po izbranih letih ter predvidene potrebne zmogljivosti v Sloveniji po štirih scenarijih. Pri scenariju delnega 40% zakupa terciarne rezerve moči znotraj Slovenije je potrebno zagotoviti zadostne prenosne zmogljivosti na mejah. Delež Hrvaške je bil ocenjen proporcionalno glede na največje enote v Sloveniji in na Hrvaškem, kar prikazuje tabela Tab. 8.6. Tab. 8.6: Ocena razdelitve moči za terciarno regulacijo frekvence med Slovenijo in Hrvaško v MW. 2009 2020 2025 Moč največje enote v Sloveniji 348,0 540,0 1.555,0 Moč največje enote na Hrvaškem 320,0 500,0 500,0 Delež Hrvaške 166,7 259,6 378,3 Delež Slovenije 181,3 280,4 1.176,7 Skupna potencialna moč za zagotavljanje terciarne rezerve moči znotraj slovenskega EES leta 2025 znaša okoli 1.350 MW. Ugotovitve kažejo, da po scenariju zagotavljanja terciarne moči s 100% slovensko udeležbo zmogljivosti znotraj slovenskega EES niso zadostne. Potrebno bi bilo vključiti novo enoto za zagotovitev terciarne rezerve moči z 200 MW inštalirano močjo. Za oceno stroškov zakupa terciarne rezerve upoštevamo pavšal za eno leto na MW moči v rezervi. Predpostavljena cena za terciarno regulacijo frekvence je cena dosežena na razpisu leta 2009 povečana glede na napoved povprečne rasti koničnih cen električne energije v scenarijih razvoja z 1.555 MW JEK 2, katere so predstavljene v nadaljevanju. Tab. 8.7: Ocena stroškov za terciarno regulacijo frekvence za štiri obravnavane scenarije _zakupa rezerve moči v mio €._ Leto Varianta 1 Varianta 2 Varianta 3 Varianta 4 2009 17,6 9,1 30,8 17,6 2015 38,9 20,0 69,2 38,9 2020 40,9 21,0 72,6 40,9 2025 127,4 94,2 236,9 0,0 2030 136,9 101,2 254,6 0,0 Najverjetneje bomo v prihodnje še vedno zagotavljali 40 % rezerve moči v slovenskem EES in 60 % pa z zakupom rezerve moči v tujini, zato smo ta scenarij predpostavili za referenčni pri oceni stroškov na enoto prevzema električne energije. Skupne stroške smo proporcionalno razdelili glede na porabo električne energije ter tako predvideli, prispevek porabnika h končni ceni električne energije, slika Sl. 8.10. 10 9 -C 'O' nS» r!^ rTi^ rp} r> ^ rfo ^ rfb rP> ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 8.10: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja terciarne regulacije frekvence. 8.2. SCENARIJ RAZVOJA JEK1555_VP_ZRVE Scenarij JEK1555_VP_ZRVE upošteva: • napoved porabe FE (visoka rast napovedi porabe električne energije), • zmerna rast vključevanja RVE in SPTE, • predvideva investicijo v 1.555 MW JEK 2. 8.2.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 8.11 - Sl. 8.13. 100 90 80 ^^ 70 60 50 I 40 C^^ 30 20 10 0 I I ^ <1° r / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 8.11: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 100 90 80 ^^ 70 60 50 40 ^^ 30 20 10 0 VT 1 I I I I I I / ^^ / / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM ' Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 8.12: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. 100 90 80 70 03 60 > 50 40 ^^^ 30 20 10 ITI II I I I I I 1 / ^ ^^ j' I^) «S^ ^ rPi r> ^ rfo A ^ ^^ ^ ^^ ^^ ^ ^^ ^^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 8.l9: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi intenzivnega vključevanja RVE v EES. 8.2.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 8.20. 120,0 100,0 I 80,0 u 60,0 ro C OJ u 40,0 20,0 0,0 -|-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-r 'O' N^ »i' N?» o'v /<^ o? ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Cena pas ■Cena konica Sl. 8.20: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 8.2.7. Ekonomika obratovanja 8.2.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 8.2.7.2. Ekonomika JEK 2 V sklopu primerjalne analize ekonomskih kazalcev RVE in JEK je bila narejena ekonomska evalvacija investicije v JEK 2 v enako izhodiščno leto kot pri investicijah v RVE tj. leto 2010. V kolikor bi za ekonomsko primerjavo različnih investicij privzeli različna leta začetka obratovanja bi nastala težava, ker se vmes investicije, dohodki in stroški spreminjajo v skladu z eskalacijo cen ter inflacijskimi pritiski. Zaradi tega razloga je za ekonomsko primerjavo različnih investicij potrebno vse investicije dati na skup imenovalec. Po drugi strani pa določeni ekonomski kazalci ne dajejo prave slike pri primerjanju različnih tehnologij. Tako na primer kazalca IRR in MIRR pokažeta čisto drugačne vrednosti v kolikor je življenjska doba investicije občutno večja. Za primerjavo različnih tehnologij smo tako privzeli kazalce lastnih cen ob različnih vrednosti donosa. Lastna cena se dejansko spreminja skozi čas, saj se stroški, ki definirajo lastno ceno spreminjajo. Slika Sl. 8.21 prikazuje lasno ceno za investicijo v JEK ob predpostavki, da upoštevamo isto leto obratovanj kot pri investicijah v RVE. 5 1 ra C nj C t^ nj 70 60 50 40 ^ii 30 20 10 I I I I I I I I I I I aiooo^H^H^H^Hoirsioiromm^^^^LnLnLniniDinr-^ aioooooooooooooooooooooooo >Hoir\ioir\ioioioioir\ioir\ioioir\ioir\ioir\ioioir\ioir\ioi Leto Sl. 8.21: Letna vrednost lastne cene JEK 2 ob ničnem donosu investicije pri obratovanju od leta 2010 naprej. 0 Za oceno denarnega toka smo upoštevali prodajno ceno električne energije pri vrednosti 50 €/MWh. Slika Sl. 8.22 prikazuje denarni tok ob omenjeni predpostavki. 400 200 _ 0 o: -200 .C5 -400 .a. o •t; -600 C i- -800 O -1000 -1200 -1400 i i i i TTTTT i^M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M I te-C3-C3-C3-C3-o-C3-O-C3-C3-O-C3-O-C3-O-C3-C3-O-C3-O-D r\ioioioioir\ioir\ioioir\ioir\ioir\ioioir\ioir\ioi Leto Sl. 8.22: Denarni tok investicije v JEK pri obratovanju od leta 2010 naprej. Izračunali smo tudi lastne cene električne energije ob predpostavljeni donosnosti. Pri donosnosti je potrebno definirati, katera donosnost je merodajna, in sicer donosnost na investicijo, kot v primeru ocene donosnosti pri RVE, ali donosnost na lastna sredstva. Obe analizi sta prikazani na sliki Sl. 8.23. 90,0 80,0 70,0 -60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Donos na vložena sredstva Donos na celotno investicijsko vrednost 10% donos 5% donos 10% donos 12% donos Sl. 8.23: Lastna cena električne energije ob upoštevanju donosnosti investicije in donosnosti lastnega kapitala. Tab. 8.11: Lastna cena električne energije ob upoštevanju donosnosti investicije in donosnosti 0 % 5 % 10 % 12 % donos donos donos donos Donos na vložena sredstva 33,0 46,7 62,3 69,0 Donos na celotno investicijsko vrednost 29,2 44,6 70,4 83,1 Pri oceni donosnosti na investicijo smo privzeli, da je 100 % lastnega kapitala, medtem ko pri oceni donosnosti na lastna sredstva smo privzeli, da je lastnih sredstev 20 %, medtem ko je dolžniški kapital v 80 %. Ta predstavlja tudi strošek pri vračanju obresti in iz tega naslova je lastna cena ob 0 % donosnosti različna za oba primera. V sklopu analize lastnih cen električne energije ob različnih donosov investicije ali lastnih sredstev smo analizirali tudi le-te ob dodatnem upoštevanju stroška za zagotavljanje terciarne rezerve moči za regulacijo frekvence, ko je bil definiran pri analizi zagotavljanja terciarne rezerve moči. Slika Sl. 8.24 in tabela Tab. 8.12 prikazujeta, da se lastne cene v omenjenem primeru povečajo za okoli 10 €/MWh proizvedene energije. Približno toliko tudi znaša strošek postavitve nove plinske elektrarne z življenjsko dobo 30 let in enake nazivne moči, kot je nazivna moč JEK 2. 100,0 90,0 - -i: 80,0 - > 50 rH U a 40 30 20 10 0 HT 1 T 1 I 1 r*! I I I I 1 o" # / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan -NEM I Nizek prehod moči NEM-Balka^ ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 8.30: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. Iz rezultatov ugotavljamo, da so obremenitve omrežja za obravnavani scenarij višje kot v JEK0 scenarijih, pretoki pa dosegajo vrednosti nad 30% maksimalne obremenitve. Izrazito visoka je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine, 400 kV DV Beričevo - NEK in interkonekcijskga voda 400 kV DV Tumbri(HR) - NEK, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. Poleg omenjenih vodov pa zaznavamo povečana obremenitev vodov 400 kV DV Divača -Radipuglia(IT) ter vodov 400 kV DV Melina(HR) - Divača. Omenjena voda povezujeta Italijo s Slovenijo oz. Hrvaško. 8.3.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-1 sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 8.16 in Tab. 8.17. _Tab. 8.16: Preobremenjenost elementov po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Tab. 8.17: Neustrezna napetost v vozliščih po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 2025 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020 in 2025. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 8.31 in Sl. 8.32 prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. 700 600 500 o 400 LU 300 Č) 200 100 0 100 200 300 400 500 600 Uvoz (MW) ■2020 -2025 700 800 900 1000 2030 Sl. 8.31: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. 0 20 18 16 ^ 14 o 12 jT 10 liJ 8 O 6 4 2 0 -1-1-1- 100 200 300 400 500 600 700 Uvoz (MW) -2010 -2020 - 2025 -2030 800 900 1000 -----Dopustni LOLE Sl. 8.32: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek. Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 600 MW za uvoz električne energije do leta 2030. Ugotavljamo, da prenosne zmogljivosti v Sloveniji ustrezajo omenjenim zahtevam. Iz rezultatov je razvidno, da vključitev JEK2 izboljša kazalnik LOLE. Kazalnik LOLE je za leto 2030 mnogo slabši, kot za leto 2025, ker smo za leto 2030 upoštevali remonte vseh večjih blokov (NEK, JEK 2, TEŠ 6 in TET - PPE 3), medtem ko je leta 2025 od večjih enot planiran le remont NEK. Za celovito oceno spremembe kazalnika LOLE zaradi vključitve JEK 2 je potrebno primerjati rezultate podobnih scenarijev brez, z 1.085 MW in z 1.555 MW JEK 2. 8.3.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Vključevanje RVE v slovenski EES nima vpliva na bilanco moči, saj so ti viri nezanesljivi in v splošnem ne prispevajo k zanesljivosti oskrbe z električno energijo. Bilanca moči ter razmerje med inštalirano močjo ter konico porabe sta torej identični kot v prejšnjem scenariju. Nasprotno pa imajo RVE vpliv na bilanco moči po UCTE metodologiji, saj le ta upošteva dejanska obratovalna stanja na točno določen dan in uro obratovanja. V kolikor RVE na izbran trenutek ne obratujejo s polno močjo, se sorazmerno poveča zmogljivost, ki se je ne more izrabiti (angl. »Non-usable capacity«). Iz rezultatov (tabela Tab. 8.18) lahko ugotovimo, da se je zaradi večje količine RVE v sistemu dostopna zmogljivosti povečala in tako dosega leta 2030 med 4.900 in 5.600 MW zmogljivosti, preostala zmogljivost pa znaša med 2.100 in 2.900 MW. Iz omenjenega lahko sklepamo, da je proizvodnja zmogljivost več kot zadostna. 0 Tab. 8.18: UCTE bilanca moči do leta 2030. Nacionalni podatki o moči 2010 2015 2020 2025 2030 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda (pozitivno neto vrednosti v GW) Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar 11:00 Januar 19:00 Julij 11:00 Neto proizvodne zmogljivosti glede na primarni vir 1 Jedrska energija 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2 Fosilna goriva 1,29 1,29 1,29 1,43 1,43 2,25 2,30 2,30 2,30 2,39 2,39 2,39 2,43 2,43 2,43 2A Lignit 0,63 0,63 0,63 0,60 0,60 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 2B Premog 0,22 0,22 0,22 0,19 0,19 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2C Plin 0,38 0,38 0,38 0,39 0,39 0,94 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2D Naftni derivati 0,06 0,06 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2E Mešana goriva 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2F Ostala fosilna goriva 0,00 0,00 0,00 0,25 0,25 0,25 0,41 0,41 0,41 0,50 0,50 0,50 0,54 0,54 0,54 3 Obnovljivi viri energije (vsi razen hidro) 0,04 0,04 0,04 0,27 0,27 0,27 0,57 0,57 0,57 0,86 0,86 0,86 1,15 1,15 1,15 3A Veter 0,00 0,00 0,00 0,07 0,07 0,07 0,10 0,10 0,10 0,17 0,17 0,17 0,27 0,27 0,27 3B Sonce 0,01 0,01 0,01 0,09 0,09 0,09 0,33 0,33 0,33 0,50 0,50 0,50 0,67 0,67 0,67 3C Ostali OVE 0,03 0,03 0,03 0,11 0,11 0,11 0,14 0,14 0,14 0,19 0,19 0,19 0,21 0,21 0,21 4 Hidro energija 1,26 1,26 1,26 3,02 3,02 3,02 1,96 1,96 1,96 2,20 2,20 2,20 2,53 2,53 2,53 4A Akumulacijske HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4B Pretočne HE 0,95 0,95 0,95 1,05 1,05 1,05 1,20 1,20 1,20 1,43 1,43 1,43 1,58 1,58 1,58 4C Crpalne HE 0,18 0,18 0,18 1,80 1,80 1,80 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,76 0,76 0,76 4D Mešane črpalne HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4E Ostale HE 0,13 0,13 0,13 0,17 0,17 0,17 0,18 0,18 0,18 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 5 Ostali viri 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 Neto proizvodne zmogljivosti (6=1+2+3+4+5) 3,28 3,28 3,28 5,42 5,42 6,23 5,53 5,53 5,53 7,70 7,70 7,70 8,36 8,36 8,36 7 Neuporabne zmogljivosti 0,59 0,59 0,40 0,82 0,83 0,56 1,15 1,20 0,75 1,51 1,59 0,99 1,83 1,94 1,20 8 Popravila in remonti 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9 Izpadi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10 Sistemske rezerve 0,29 0,29 0,29 0,30 0,30 0,54 0,54 0,54 0,54 1,56 1,56 1,56 1,56 1,56 1,56 11 Nerazpoložljive zmogljivosti (11=7+8+9+10) 0,88 0,88 0,68 1,12 1,13 1,10 1,69 1,74 1,29 3,06 3,14 2,54 3,39 3,49 2,76 12 Zanesljivo razpoložljive zmogljivosti (12=6-11) 2,41 2,40 2,60 4,30 4,29 5,13 3,84 3,79 4,23 4,64 4,56 5,16 4,97 4,87 5,61 13 Poraba 1,73 1,83 1,80 2,07 2,19 2,16 2,30 2,44 2,39 2,46 2,60 2,56 2,63 2,78 2,73 14 Uravnavanje porabe 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15 Preostala zmogljivost (15=12-13+14) 0,68 0,57 0,80 2,23 2,10 2,97 1,54 1,35 1,84 2,18 1,96 2,60 2,34 2,09 2,88 16 Varnostna zmogljivost (npr.. 5-10% NPZ) 0,16 0,16 0,16 0,27 0,27 0,31 0,28 0,28 0,28 0,39 0,39 0,39 0,42 0,42 0,42 17 Marža zaradi konice porabe 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 18 Zadostnosstna marža (18=16+17) 0,41 0,36 0,36 0,52 0,47 0,51 0,53 0,48 0,48 0,64 0,59 0,59 0,67 0,62 0,62 Prenosne zmogljivosti na mejah 19 Uvozne zmogljivosti 1,71 1,71 1,67 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 20 Izvozne zmogljivosti 1,98 1,98 1,88 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 8.3.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030 Načrti Slovenije pri izgradnji novih proizvodnih virov temeljijo na izgradnji večjega števila manjših hidroelektrarn z močmi okoli 30MW ter izgradnji večjih plinskih ali termo elektrarn. Poleg vsega se načrtuje še vključitev črpalnih HE, ki pa so glede na energetsko bilanco pravzaprav breme, saj porabijo več energije, kot jo proizvedejo. Poleg vsega pa je predvidena tudi vključitev 1.555 MW JEK 2 in intenzivno vključevanje RVE. Dolgoročne napovedi proizvodnje in porabe električne energije prikazuje slika Sl. 8.33. 36 31 26 'či 21 C 16 11 i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-r rf # # # -v^^ -v^^ -v^^ n? -v^ 'V^ 'V^ 'V^ 'V^ -v^ 'v^ 'v^ -v^ -v^ -v^ n? -v^ Leto ■ Proizvodnja •Poraba Sl. 8.33: Letna proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji do leta 2030 po obravnavanem scenariju. Ugotavljamo, da je energetska bilanca razen začetnih nekaj let ves čas močno pozitivna, kar pomeni da imamo možnost izvoza električne energije do leta 2030 okoli 16 TWh letno. 8.3.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE Rezultati analize o dodatni rezervi moči zaradi povečanega deleža RVE so identični rezultatom v scenarijih brez JEK 2, medtem ko je strošek rezerve moči drugačen, saj je cena električne energije po obravnavanem scenariju drugačna. Strošek glede na enoto porabe električne energije prikazuje slika Sl. 8.34. ^ 1,8 5 1 OJ ■M nj 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 ■5 0,4 S 0,2 ^ r^ ^ ^^ ^ ^^ ^^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 8.34: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi intenzivnega vključevanja RVE v EES. 8.3.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 8.35. 120,0 100,0 I 80,0 u 60,0 ro C OJ u 40,0 20,0 0,0 -|-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-r 'O' n^ »i' n?» o'v /<^ o? ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Cena pas ■Cena konica Sl. 8.35: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 2 0 8.3.7. Ekonomika obratovanja 8.3.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 8.3.7.2. Ekonomika JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1555_VP_ZRVE. 8.3.7.3. Občutljivostna analiza JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1555_VP_ZRVE. 8.3.7.4. Ekonomika JEK 2 ob upoštevanju trga z EE Za oceno ekonomske upravičenosti investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju smo upoštevali vse investicijske in obratovalne stroške na podlagi metode stalnih cen, pri čemer smo za investicijsko vrednost eskalirali glede na inflacijo do začetka investicijske dejavnosti, stalno ceno električne energije pa smo privzeli iz rezultatov napovedi cen električne energije, in sicer za leto 2025, ki je predviden za začetek obratovanja JEK 2. Kazalci, ki ponazarjajo ekonomsko upravičenost investicije so IRR ter NPV ob predpostavljeni minimalni diskontni stopnji 5,16 %. Kazalnik IRR je podan za donosnost na celotno investicijsko vrednost. Omenjene vrednosti za JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES prikazuje tabela Tab. 8.19. Kazalnik Vrednost NPV 1.742 Mio € IRR 7,8 % Slika Sl. 8.36 prikazuje denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES glede na napovedane cene električne energije ob 0 % donosnosti. 600 400 200 C5 ÜE -200 T nj C OJ o -400 -600 -800 i 1 1 i TTTTT roiX)cnr\iLnoo^^r--Oroi£iai(>iLn ooooooooooooooo ——————————————in Leto Sl. 8.36: Denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja 8.3.8. Ocena deleža OVE Rezultati so enaki kot pri scenariju JEK0_VP_IRVE. 8.4. SCENARIJ RAZVOJA JEK1555_NP_ZRVE Scenarij JEK1555_NP_ZRVE upošteva: • napoved porabe IJS (nizka rast napovedi porabe električne energije), • zmerna rast vključevanja RVE in SPTE, • predvideva investicijo v 1.555 MW JEK 2. 8.4.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 8.37 - Sl. 8.39. 0 100 90 80 ^^ 70 60 50 I 40 C^^ 30 20 10 0 I" I I f 4; y ^ ' / / / f / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 8.37: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 100 90 80 70 ^^ 60 > 50 40 ^^ 30 20 10 0 .u 1 "1 1 m 1 rl 1 1 1 1 ■ Z' y / / y ^^^ ^^^ ^^^ ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM ' Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 8.38: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. 100 90 80 70 cd -d o 60 > > (L> 50 rH U a 40 30 20 10 0 11111 P"! I I I I 1 r o" # / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan -NEM I Nizek prehod moči NEM-Balka^ ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 8.39: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. Iz rezultatov ugotavljamo, da so obremenitve omrežja za obravnavani scenarij višje kot v JEK0 scenarijih, pretoki pa dosegajo vrednosti nad 30% maksimalne obremenitve. Izrazito visoka je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine, 400 kV DV Beričevo - NEK in interkonekcijskga voda 400 kV DV Tumbri(HR) - NEK, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. Poleg omenjenih vodov pa zaznavamo povečana obremenitev vodov 400 kV DV Divača -Radipuglia(IT) ter vodov 400 kV DV Melina(HR) - Divača. Omenjena voda povezujeta Italijo s Slovenijo oz. Hrvaško. 8.4.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-1 sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 8.20Tab. 8.21. _Tab. 8.20: Preobremenjenost elementov po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Tab ». 8.21: Neustrezna napetost v vozliščih po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 2025 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020 in 2025. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 8.40 in Sl. 8.41 prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. Sl. 8.40: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. Sl. 8.4l: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek. Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 350 MW za uvoz električne energije do leta 2030. Ugotavljamo, da prenosne zmogljivosti v Sloveniji ustrezajo omenjenim zahtevam. Iz rezultatov je razvidno, da vključitev JEK2 izboljša kazalnik LOLE. Kazalnik LOLE je za leto 2030 mnogo slabši, kot za leto 2025, ker smo za leto 2030 upoštevali remonte vseh večjih blokov (NEK, JEK 2, TEŠ 6 in TET - PPE 3), medtem ko je leta 2025 od večjih enot planiran le remont nek. Za celovito oceno spremembe kazalnika LOLE zaradi vključitve JEK 2 je potrebno primerjati rezultate podobnih scenarijev brez, z 1.085 MW in z 1.555 MW JEK 2. 8.4.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Slika Sl. 8.42 prikazuje rasti inštalirane moči proizvodnih enot ter konične moči odjema v Sloveniji do leta 2030, po obravnavanem scenariju. 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 —1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 Leto ■Inštalirana moč proizvodnje • Konična moč odjema Sl. 8.42: Rasti inštalirane moči proizvodnje in konične moči odjema v RS do leta 2030. S poznavanjem inštalirane moči proizvodnje ter moči konice odjema lahko določimo tudi razmere med njima. Slika Sl. 8.43 prikazuje omenjeno razmerje. Največja relativna rezerva moči, glede na konično moč odjema nastopi v času vklopa 6. bloka TE Šoštanj ter 2025 ob vklopu nove enote JEK 2. Ostale enote posamično bistveno ne vplivajo na bilanco moči oz. razmerje moči. 3,5 3 iC3 o .sl 2,5 OJ E I 1,5 r 1 -I- Leto Sl. 8.43: Razmerje moči med inštalirano močjo proizvodnje ter močjo konice odjema do leta 2030. 2 Izračunana je bila tudi bilanca moči po metodologiji UCTE, kar prikazuje tabela Tab. 8.22. Ugotavljamo, da je zanesljivih proizvodnih zmogljivosti leta 2030 okoli 5.000 MW, ter preostalih zmogljivosti po odšteti porabi električne energije še vedno od 2.500 do 3.000 MW. Iz omenjenega lahko sklepamo, da je količina proizvodnih zmogljivosti zadostna. Tab. 8.22: UCTE bilanca moči do leta 2030. Nacionalni podatki o moči 2010 2015 2020 2025 2030 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda (pozitivno neto vrednosti v GW) Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar 11:00 Januar 19:00 Julij 11:00 Neto proizvodne zmogljivosti glede na primarni vir 1 Jedrska energija 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2 Fosilna goriva 1,29 1,29 1,29 1,43 1,43 2,25 2,30 2,30 2,30 2,39 2,39 2,39 2,43 2,43 2,43 2A Lignit 0,63 0,63 0,63 0,60 0,60 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 2B Premog 0,22 0,22 0,22 0,19 0,19 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2C Plin 0,38 0,38 0,38 0,39 0,39 0,94 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2D Naftni derivati 0,06 0,06 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2E Mešana goriva 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2F Ostala fosilna goriva 0,00 0,00 0,00 0,25 0,25 0,25 0,41 0,41 0,41 0,50 0,50 0,50 0,54 0,54 0,54 3 Obnovljivi viri energije (vsi razen hidro) 0,04 0,04 0,04 0,20 0,20 0,20 0,36 0,36 0,36 0,48 0,48 0,48 0,64 0,64 0,64 3A Veter 0,00 0,00 0,00 0,05 0,05 0,05 0,09 0,09 0,09 0,14 0,14 0,14 0,20 0,20 0,20 3B Sonce 0,01 0,01 0,01 0,04 0,04 0,04 0,13 0,13 0,13 0,17 0,17 0,17 0,22 0,22 0,22 3C Ostali OVE 0,03 0,03 0,03 0,11 0,11 0,11 0,14 0,14 0,14 0,17 0,17 0,17 0,22 0,22 0,22 4 Hidro energija 1,26 1,26 1,26 3,00 3,00 3,00 1,93 1,93 1,93 2,17 2,17 2,17 2,51 2,51 2,51 4A Akumulacijske HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4B Pretočne HE 0,95 0,95 0,95 1,05 1,05 1,05 1,20 1,20 1,20 1,43 1,43 1,43 1,58 1,58 1,58 4C Crpalne HE 0,18 0,18 0,18 1,80 1,80 1,80 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,76 0,76 0,76 4D Mešane črpalne HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4E Ostale HE 0,13 0,13 0,13 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,16 0,16 0,16 0,17 0,17 0,17 5 Ostali viri 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 Neto proizvodne zmogljivosti (6=1+2+3+4+5) 3,28 3,28 3,28 5,33 5,33 6,14 5,29 5,29 5,29 7,29 7,29 7,29 7,83 7,83 7,83 7 Neuporabne zmogljivosti 0,59 0,59 0,40 0,76 0,76 0,53 0,97 0,99 0,67 1,20 1,22 0,83 1,41 1,44 0,98 8 Popravila in remonti 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9 Izpadi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10 Sistemske rezerve 0,29 0,29 0,29 0,30 0,30 0,54 0,54 0,54 0,54 1,56 1,56 1,56 1,56 1,56 1,56 11 Nerazpoložljive zmogljivosti (11=7+8+9+10) 0,88 0,88 0,68 1,06 1,06 1,07 1,51 1,53 1,21 2,76 2,78 2,38 2,96 2,99 2,53 12 Zanesljivo razpoložljive zmogljivosti (12=6-11) 2,41 2,40 2,60 4,27 4,27 5,07 3,77 3,76 4,08 4,54 4,52 4,91 4,87 4,84 5,30 13 Poraba 1,73 1,83 1,80 2,05 2,18 2,14 2,12 2,24 2,21 2,15 2,27 2,32 2,21 2,34 2,30 14 Uravnavanje porabe 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15 Preostala zmogljivost (15=12-13+14) 0,68 0,57 0,80 2,22 2,09 2,93 1,65 1,52 1,87 2,39 2,25 2,59 2,66 2,50 3,00 16 Varnostna zmogljivost (npr.. 5-10% NPZ) 0,16 0,16 0,16 0,27 0,27 0,31 0,26 0,26 0,26 0,36 0,36 0,36 0,39 0,39 0,39 17 Marža zaradi konice porabe 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 18 Zadostnosstna marža (18=16+17) 0,41 0,36 0,36 0,52 0,47 0,51 0,51 0,46 0,46 0,61 0,56 0,56 0,64 0,59 0,59 Prenosne zmogljivosti na mejah 19 Uvozne zmogljivosti 1,71 1,71 1,67 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 20 Izvozne zmogljivosti 1,98 1,98 1,88 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 8.4.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030 Načrti Slovenije pri izgradnji novih proizvodnih virov temeljijo na izgradnji večjega števila manjših hidroelektrarn z močmi okoli 30MW ter izgradnji večjih plinskih ali termo elektrarn. Poleg vsega se načrtuje še vključitev črpalnih HE, ki pa so glede na energetsko bilanco pravzaprav breme, saj porabijo več energije, kot jo proizvedejo. Poleg vsega pa je predvidena tudi vključitev 1.555 MW JEK 2 ter nizka rast napovedi porabe. Dolgoročne napovedi proizvodnje in porabe električne energije prikazuje slika Sl. 8.44. 36 31 26 - 'či 21 C 16 11 rf # # # -v^^ -v^^ -v^^ n? -v^ 'V^ 'V^ 'V^ 'V^ -v^ 'v^ 'v^ -v^ -v^ -v^ n? -v^ Leto ■ Proizvodnja •Poraba Sl. 8.44: Letna proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji do leta 2030 po obravnavanem scenariju. Ugotavljamo, da je energetska bilanca razen začetnih nekaj let ves čas močno pozitivna, kar pomeni da imamo možnost izvoza električne energije do leta 2030 okoli 17 TWh letno. 8.4.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE Rezultati analize o dodatni rezervi moči zaradi povečanega deleža RVE so identični rezultatom v scenarijih brez JEK 2, medtem ko je strošek rezerve moči drugačen, saj je cena električne energije po obravnavanem scenariju drugačna. Strošek glede na enoto porabe električne energije prikazuje slika Sl. 8.45. 0,6 BE 0,5 1 0,4 0,3 C S OJ ■M nj ■n 0,2 0,1 ^ r^ ^ ^^ ^ ^^ ^^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 8.45: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi intenzivnega vključevanja RVE v EES. 8.4.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 8.46. 120,0 100,0 I 80,0 u 60,0 ro C OJ u 40,0 20,0 0,0 -|-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-r 'O' n^ »i' n?» o'v /<^ o? ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Cena pas ■Cena konica Sl. 8.46: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 0 8.4.7. Ekonomika obratovanja 8.4.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 8.4.7.2. Ekonomika JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1555_VP_ZRVE. 8.4.7.3. Občutljivostna analiza JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1555_VP_ZRVE. 8.4.7.4. Ekonomika JEK 2 ob upoštevanju trga z EE Za oceno ekonomske upravičenosti investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju smo upoštevali vse investicijske in obratovalne stroške na podlagi metode stalnih cen, pri čemer smo za investicijsko vrednost eskalirali glede na inflacijo do začetka investicijske dejavnosti, stalno ceno električne energije pa smo privzeli iz rezultatov napovedi cen električne energije, in sicer za leto 2025, ki je predviden za začetek obratovanja JEK 2. Kazalci, ki ponazarjajo ekonomsko upravičenost investicije so IRR ter NPV ob predpostavljeni minimalni diskontni stopnji 5,l6 %. Kazalnik IRR je podan za donosnost na celotno investicijsko vrednost. Omenjene vrednosti za JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES prikazuje tabela Tab. 8.23. Kazalnik Vrednost npv 1.647 Mio € IRR 7,7 % Slika Sl. 8.47 prikazuje denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES glede na napovedane cene električne energije ob 0 % donosnosti. Sl. 8.47: Denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja 8.4.8. Ocena deleža OVE Rezultati so enaki kot pri scenariju JEK0_NP_ZRVE. 8.5. SCENARIJ RAZVOJA JEK1555_NP_IRVE Scenarij JEK1555_NP_IRVE upošteva: • napoved porabe IJS (nizka rast napovedi porabe električne energije), • intenzivna rast vključevanja RVE in SPTE, • predvideva investicijo v 1.555 MW JEK 2. 8.5.1. Obremenitev omrežja do leta 2030 Poglavje obravnava obremenitve prenosnega omrežja Slovenije v letih 2020, 2025 in 2030. Pri obremenitvi omrežja upoštevamo še 5 dodatnih scenarijev prehoda moči preko slovenskega omrežja. Obremenitev izbranih vodov v slovenskem EES prikazujejo slike Sl. 8.48 - Sl. 8.50. 100 90 80 ^^ 70 60 50 I 40 C^^ 30 20 10 0 I" I I f 4; y ^ ' / / / f / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM 'Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 8.48: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2020 100 90 80 70 ^^ 60 > 50 40 ^^ 30 20 10 0 .u 1 "1 1 m 1 rl 1 1 1 1 ■ Z' y / / y ^^^ ^^^ ^^^ ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan-NEM ' Nizek prehod moči NEM-Balkan ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 8.49: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2025. 100 90 80 70 cd -d o 60 > > (L> 50 rH U a 40 30 20 10 0 iiaE 11111 P"! I I I I 1 ri o" # / ' Brez dodatnega prehoda moči ■ Nizek prehod moči Balkan-NE^ ■ Visok prehod moči Balkan -NEM I Nizek prehod moči NEM-Balka^ ■ Visok prehod moči NEM-Balkan Sl. 8.50: Predvidena obremenitev vodov za obravnavani scenarij pri različnih tranzitnih pretokih za leto 2030. Iz rezultatov ugotavljamo, da so obremenitve omrežja za obravnavani scenarij višje kot v JEK0 scenarijih, pretoki pa dosegajo vrednosti nad 30% maksimalne obremenitve. Izrazito visoka je obremenitev voda 400 kV DV Okroglo - Udine, 400 kV DV Beričevo - NEK in interkonekcijskga voda 400 kV DV Tumbri(HR) - NEK, pri čemer pa je predvideno, da prvi vod vključuje prečni transformator, kar posledično pomeni, da bi lahko potencialno nevarno visoke pretoke ustrezno omejili. Poleg omenjenih vodov pa zaznavamo povečana obremenitev vodov 400 kV DV Divača -Radipuglia(IT) ter vodov 400 kV DV Melina(HR) - Divača. Omenjena voda povezujeta Italijo s Slovenijo oz. Hrvaško. 8.5.2. Zanesljivost oskrbe z električno energijo do leta 2030 V okviru N-1 sigurnostne analize smo preverili napetosti po vozliščih in obremenitve vodov in transformatorjev ob izpadu posameznega elementa EES. Povzetek rezultatov za leta 2020, 2025 in 2030 prikazujeta tabeli Tab. 8.24 in Tab. 8.25. _Tab. 8.24: Preobremenjenost elementov po N-1 analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Preobremenjeni elementi 2020 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO 2025 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Preobremenjenost ni zaznana 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Preobremenjenost ni zaznana Tab ». 8.25: Neustrezna napetost v vozliščih po N-l analizi po obravnavanem scenariju. Leto Izpad elementa Neustrezna napetost vozlišč 2020 2025 2030 Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Vsi prenosni elementi v slovenskem EEO Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Neustreznost napetosti ni zaznana Napetosti v vseh vozliščih na prenosnem omrežju v Sloveniji so znotraj zahtevanih mej v vseh opazovanih obdobjih. Prav tako ni težav z izpadi prenosnih vodov in transformatorjev v letih 2020 in 2025. Izračunali smo tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije. S tem kazalcem prikažemo, koliko je država energetsko samozadostna, ter hkrati kakšne morajo biti prenosne zmogljivosti na mejah, da zagotovimo minimalne standarde o nepokrivanju porabe električne energije z lastno proizvodnjo ter uvozom. Sliki Sl. 8.5l in Sl. 8.52 prikazujeta kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza električne energije za različne obdobja. Sl. 8.5l: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij. 20 18 16 14 o 12 jT 10 liJ 8 O 6 4 2 0 -1-1- 100 200 300 400 500 600 700 Uvoz (MW) -2010 -2020 - 2025 -2030 800 900 1000 -----Dopustni LOLE Sl. 8.52: Kazalnik LOLE za obravnavani scenarij - izsek. Mejni kazalnik LOLE je definiran pri 10 urah letno. Glede na rezultate ugotavljamo, da je potrebno za doseganje mejne vrednosti potrebno imeti prenosne zmogljivosti na mejah s sosednjimi državami v višini 300 MW za uvoz električne energije do leta 2030. Ugotavljamo, da prenosne zmogljivosti v Sloveniji ustrezajo omenjenim zahtevam. Iz rezultatov je razvidno, da vključitev JEK2 izboljša kazalnik LOLE. Kazalnik LOLE je za leto 2030 mnogo slabši, kot za leto 2025, ker smo za leto 2030 upoštevali remonte vseh večjih blokov (NEK, JEK 2, TEŠ 6 in TET - PPE 3), medtem ko je leta 2025 od večjih enot planiran le remont NEK. Za celovito oceno spremembe kazalnika LOLE zaradi vključitve JEK 2 je potrebno primerjati rezultate podobnih scenarijev brez, z 1.085 MW in z 1.555 MW JEK 2. 8.5.3. Bilanca moči Slovenije do leta 2030 Vključevanje RVE v slovenski EES nima vpliva na bilanco moči, saj so ti viri nezanesljivi in v splošnem ne prispevajo k zanesljivosti oskrbe z električno energijo. Bilanca moči ter razmerje med inštalirano močjo ter konico porabe sta torej identični kot v prejšnjem scenariju. Nasprotno pa imajo RVE vpliv na bilanco moči po UCTE metodologiji, saj le ta upošteva dejanska obratovalna stanja na točno določen dan in uro obratovanja. V kolikor RVE na izbran trenutek ne obratujejo s polno močjo, se sorazmerno poveča zmogljivost, ki se je ne more izrabiti (angl. »Non-usable capacity«). Iz rezultatov (tabela Tab. 8.26) lahko ugotovimo, da se je zaradi večje količine RVE v sistemu dostopna zmogljivosti povečala in tako dosega leta 2030 med 4.900 in 5.600 MW zmogljivosti, preostala zmogljivost pa znaša med 2.500 in 3.300 MW. Iz omenjenega lahko sklepamo, da je proizvodnja zmogljivost več kot zadostna. 0 Tab. 8.26: UCTE bilanca moči do leta 2030. Nacionalni podatki o moči 2010 2015 2020 2025 2030 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda 3. sreda (pozitivno neto vrednosti v GW) Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar I Januar 11:0^ 19:00 Julij 11:00 Januar 11:00 Januar 19:00 Julij 11:00 Neto proizvodne zmogljivosti glede na primarni vir 1 Jedrska energija 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2 Fosilna goriva 1,29 1,29 1,29 1,43 1,43 2,25 2,30 2,30 2,30 2,39 2,39 2,39 2,43 2,43 2,43 2A Lignit 0,63 0,63 0,63 0,60 0,60 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 2B Premog 0,22 0,22 0,22 0,19 0,19 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2C Plin 0,38 0,38 0,38 0,39 0,39 0,94 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2D Naftni derivati 0,06 0,06 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2E Mešana goriva 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2F Ostala fosilna goriva 0,00 0,00 0,00 0,25 0,25 0,25 0,41 0,41 0,41 0,50 0,50 0,50 0,54 0,54 0,54 3 Obnovljivi viri energije (vsi razen hidro) 0,04 0,04 0,04 0,27 0,27 0,27 0,57 0,57 0,57 0,86 0,86 0,86 1,15 1,15 1,15 3A Veter 0,00 0,00 0,00 0,07 0,07 0,07 0,10 0,10 0,10 0,17 0,17 0,17 0,27 0,27 0,27 3B Sonce 0,01 0,01 0,01 0,09 0,09 0,09 0,33 0,33 0,33 0,50 0,50 0,50 0,67 0,67 0,67 3C Ostali OVE 0,03 0,03 0,03 0,11 0,11 0,11 0,14 0,14 0,14 0,19 0,19 0,19 0,21 0,21 0,21 4 Hidro energija 1,26 1,26 1,26 3,02 3,02 3,02 1,96 1,96 1,96 2,20 2,20 2,20 2,53 2,53 2,53 4A Akumulacijske HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4B Pretočne HE 0,95 0,95 0,95 1,05 1,05 1,05 1,20 1,20 1,20 1,43 1,43 1,43 1,58 1,58 1,58 4C Crpalne HE 0,18 0,18 0,18 1,80 1,80 1,80 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,76 0,76 0,76 4D Mešane črpalne HE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4E Ostale HE 0,13 0,13 0,13 0,17 0,17 0,17 0,18 0,18 0,18 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 5 Ostali viri 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 Neto proizvodne zmogljivosti (6=1+2+3+4+5) 3,28 3,28 3,28 5,42 5,42 6,23 5,53 5,53 5,53 7,70 7,70 7,70 8,36 8,36 8,36 7 Neuporabne zmogljivosti 0,59 0,59 0,40 0,82 0,83 0,56 1,15 1,20 0,75 1,51 1,59 0,99 1,83 1,94 1,20 8 Popravila in remonti 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9 Izpadi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10 Sistemske rezerve 0,29 0,29 0,29 0,30 0,30 0,54 0,54 0,54 0,54 1,56 1,56 1,56 1,56 1,56 1,56 11 Nerazpoložljive zmogljivosti (11=7+8+9+10) 0,88 0,88 0,68 1,12 1,13 1,10 1,69 1,74 1,29 3,06 3,14 2,54 3,39 3,49 2,76 12 Zanesljivo razpoložljive zmogljivosti (12=6-11) 2,41 2,40 2,60 4,30 4,29 5,13 3,84 3,79 4,23 4,64 4,56 5,16 4,97 4,87 5,61 13 Poraba 1,73 1,83 1,80 2,05 2,18 2,14 2,12 2,24 2,21 2,15 2,27 2,32 2,21 2,34 2,30 14 Uravnavanje porabe 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15 Preostala zmogljivost (15=12-13+14) 0,68 0,57 0,80 2,25 2,11 2,99 1,72 1,55 2,02 2,49 2,29 2,84 2,76 2,53 3,31 16 Varnostna zmogljivost (npr.. 5-10% NPZ) 0,16 0,16 0,16 0,27 0,27 0,31 0,28 0,28 0,28 0,39 0,39 0,39 0,42 0,42 0,42 17 Marža zaradi konice porabe 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 0,25 0,20 0,20 18 Zadostnosstna marža (18=16+17) 0,41 0,36 0,36 0,52 0,47 0,51 0,53 0,48 0,48 0,64 0,59 0,59 0,67 0,62 0,62 Prenosne zmogljivosti na mejah 19 Uvozne zmogljivosti 1,71 1,71 1,67 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 20 Izvozne zmogljivosti 1,98 1,98 1,88 2,80 2,80 2,60 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 3,30 3,30 3,10 8.5.4. Uvozna odvisnost Slovenije do leta 2030 Načrti Slovenije pri izgradnji novih proizvodnih virov temeljijo na izgradnji večjega števila manjših hidroelektrarn z močmi okoli 30MW ter izgradnji večjih plinskih ali termo elektrarn. Poleg vsega se načrtuje še vključitev črpalnih HE, ki pa so glede na energetsko bilanco pravzaprav breme, saj porabijo več energije, kot jo proizvedejo. Poleg vsega pa je predvidena tudi vključitev 1.555 MW JEK 2, intenzivno vključevanje RVE ter nizka rast napovedi porabe. Dolgoročne napovedi proizvodnje in porabe električne energije prikazuje slika Sl. 8.53. 36 31 26 21 16 11 i-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-r Leto Proizvodnja Poraba Sl. 8.53: Letna proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji do leta 2030 po obravnavanem scenariju. Ugotavljamo, da je energetska bilanca razen začetnih nekaj let ves čas močno pozitivna, kar pomeni da imamo možnost izvoza električne energije do leta 2030 okoli 18 TWh letno. 8.5.5. Rezerva moči in energije v okviru povečanega deleža RVE Rezultati analize o dodatni rezervi moči zaradi povečanega deleža RVE so identični rezultatom v scenarijih brez JEK 2, medtem ko je strošek rezerve moči drugačen, saj je cena električne energije po obravnavanem scenariju drugačna. Strošek glede na enoto porabe električne energije prikazuje slika Sl. 8.54. 2,5 5 1 ^ii 1,5 OJ 0,5 S ^ r^ ^ ^^ ^ ^^ ^^ ^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto Sl. 8.54: Napoved dodatka k ceni električne energije oziroma omrežnini zaradi zagotavljanja rezerve moči zaradi intenzivnega vključevanja RVE v EES. 8.5.6. Cene električne energije Glede na scenarij razvoja slovenskega EES smo s simulatorjem trga [148] izvedli dolgoročno napoved cen električne energije za produkta pas in konica, kar prikazuje slika Sl. 8.55. 120,0 100,0 W80,0 u 60,0 ro C OJ u 40,0 20,0 0,0 1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-r 'O' n^ »i' n?» o'v /<^ o? ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto ■Cena pas ■Cena konica Sl. 8.55: Napoved cen produktov električne energije po obravnavanem scenariju. Cena produktov električne energije bo dolgoročno dosegala rast, tako za produkt pas, kot za produkt konica. Omenjena cena je cena električne energije na trgu z električno energijo, brez dodatkov za omrežnino in ostalih prispevkov. 2 1 0 8.5.7. Ekonomika obratovanja 8.5.7.1. Ekonomika RVE Lastne cene in ekonomika RVE je enaka v vseh scenarijih razvoja, podrobno pa je opisana v scenariju JEK0_VP_ZRVE. 8.5.7.2. Ekonomika JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1555_VP_ZRVE. 8.5.7.3. Občutljivostna analiza JEK 2 Rezultati so enaki kot v scenariju JEK1555_VP_ZRVE. 8.5.7.4. Ekonomika JEK 2 ob upoštevanju trga z EE Za oceno ekonomske upravičenosti investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju smo upoštevali vse investicijske in obratovalne stroške na podlagi metode stalnih cen, pri čemer smo za investicijsko vrednost eskalirali glede na inflacijo do začetka investicijske dejavnosti, stalno ceno električne energije pa smo privzeli iz rezultatov napovedi cen električne energije, in sicer za leto 2025, ki je predviden za začetek obratovanja JEK 2. Kazalci, ki ponazarjajo ekonomsko upravičenost investicije so IRR ter NPV ob predpostavljeni minimalni diskontni stopnji 5,l6 %. Kazalnik IRR je podan za donosnost na celotno investicijsko vrednost. Omenjene vrednosti za JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES prikazuje tabela Tab. 8.27. Kazalnik Vrednost npv 1.605 Mio € IRR 7,6 % Slika Sl. 8.56 prikazuje denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja slovenskega EES glede na napovedane cene električne energije ob 0 % donosnosti. 600 400 S? 200 LU 0 -200 -400 -600 -800 -1000 o O nj C OJ o Lili TTTTT Leto Sl. 8.56: Denarni tok investicije v JEK 2 po obravnavanem scenariju razvoja 8.5.8. Ocena deleža OVE Rezultati so enaki kot pri scenariju JEK0_NP_IRVE. 9. PRIMERJAVA SCENARIJEV RAZVOJA SLOVENSKEGA EES 9.1. ZANESLJIVOST SLOVENSKEGA EES V sklopu analize zanesljivosti obratovanja smo preučili tranzientno stabilnost agregata JEK 2 in ugotovili da: • S stališča tranzientne stabilnosti JEK 2 (male ali večje enote) je obratovanje v kapacitivnem režimu dejansko najneugodnejši primer, saj je v tem režimu moč agregata najmanjša, kar pa vpliva na sposobnost agregata odvesti zadostne količine energije, ki se med napako kopiči v rotirajočih masah, • V črpalnem režimu obratovanja ČHE Kozjak ugodno vpliva na tranzientno stabilnost agregata JEK 2 (male ali večje enote). • V turbinskem režimu obratovanja ČHE Kozjak poslabša razmere tranzientne stabilnosti JEK 2 (male ali večje enote), vendar je vpliv relativno majhen. Analizirana je bila tudi tranzientna stabilnost ostalih agregatov v sistemu, pri čemer ugotavljamo: • Kritični čas odstranitve motnje NEK se precej podaljša, če obratuje JEK 2, in sicer je vpliv večje enote večji kot manjše. • Vpliv JEK 2 je praktično zanemarljiv na kritični čas odstranitve motnje (tranzientno stabilnost) TEŠ 6. Udarni momenti ostalih generatorjev v sistemu se v primeru vključitve JEK 2 znižajo. Podobno se zniža frekvenca lokalnih nihanj v primeru vključitve JEK 2, predvsem zaradi velikih rotirajočih mas turbine in generatorja v JEK 2, medtem ko na dušenje nihanj JEK 2 nima posebnega vpliva. Zaradi številnih neznank v vezi z morebitnim bodočim agregatom JEK 2 (predvsem njegove napetostne regulacije) ni mogoče podati natančnejših izsledkov glede vpliva JEK 2 na medsistemska nihanja. V grobem sklepamo, da ima vključitev JEK 2 iz vidika stabilnosti obratovanja pozitiven vpliv. Večja enota JEK 2 ima praviloma najbolj pozitiven vpliv. V sklopu analize zanesljivosti obratovanja smo preučili občutljivostno analizo omrežja. Za dan razvoj elektroenergetskega omrežja smo izračunali faktorje PTDF in LODF. Iz faktorjev PTDF lahko sklepamo, da ima sprememba moči v izbranih vozliščih praviloma največji vpliv na bližnje vode in posledično ima priključitev JEK 2 v vozlišču Krško največji vpliv na pretoke moči po vodih Beričevo-Krško, ter Maribor-Krško in Tumbri-Krško ter Maribor-Kainachtal. Podobno lahko iz faktorjev LODF sklepamo da, izpad izbranega voda najbolj vpliva na spremembe pretokov moči po bližnjih vodih. Izpad voda Maribor-Krško bi tako najbolj vplival na vode Podlog-Maribor in Beričevo-Podlog. Ugotavljamo, da predstavljeni različni scenariji razvoja ne vplivajo na rezultate občutljivostne analize omrežja. V sklopu analize zanesljivosti obratovanja smo preučili tudi kazalnik LOLE v odvisnosti od uvoza EE. Za dosego zanesljivostnega kriterija 10 ur izpada porabe letno je po različnih scenarijih potrebno zagotoviti različno razpoložljivost zmogljivosti uvoza EE. Ugotavljamo, da vključitev JEK 2 občutno zniža zahteve po zmogljivosti uvoza, in sicer za okoli 600 MW v letu 2025, kar prikazuje tabela Tab. 9.l, medtem ko je razlika med JEK 2 z nizko in visoko inštalirano močjo zanemarljiva. Prav tako vključitev večje količine RVE pozitivno vpliva na kazalnik LOLE, vendar v mnogo manjšem obsegu Tab. 9.l: Zahtevane prenosne zmogljivosti za uvoz električne energije za dosego zanesljivostnega kriterija. Scenariji VP_ZRVE NP_IRVE JEK0 860 MW 560 MW JEK1085 l50 MW 0 MW JEK1555 l28 MW 0 MW Ugotavljamo, da vključitev JEK 2 občutno, medtem ko vključitev RVE delno izboljša zanesljivostni kazalnik obratovanja elektroenergetskega omrežja LOLE. V sklopu analize zanesljivosti obratovanja smo preučili tudi kazalnik N-1. Ugotavljamo, da načrtovane posodobitve omrežja zadostujejo vsem analiziranim scenarijem razvoja. Za zanesljivo obratovanje je potrebno zagotoviti tudi rezervo moči za izravnavo odstopanj bilanc energije na mejah ter regulacijo frekvence. Ugotovljeno je bilo, da se bodo zahteve po primarni rezervi moči rahlo povečale, kar ne bo imelo bistvenega vpliva na obratovanje slovenskega EES. Praviloma bodo ob vključitvi večje JEK 2 največje, vendar so razlike majhne, velike le reda nekaj MW. Zahteve po sekundarni regulaciji frekvence so odvisne od konične porabe električne energije, iz česar sledi, da bodo ob uresničitvi nizke napovedi rasti porabe rahlo višje kot leta 2010, medtem ko ob uresničitvi visoke napovedi rasti porabe do leta 2030 večje za okoli 25 % glede na leto 2010. Posebno pozornost je potrebno nameniti tudi rezervam moči v okviru povečanega deleža RVE, posebno pri obratovanju vetrnih in sončnih elektrarn. Tako bi bilo potrebno za scenarija zmernega vključevanja RVE zagotoviti okoli 40 MW oziroma pri intenzivnem scenariju okoli 200 MW. Iz vidika zagotavljanja rezerve moči je najbolj obsežna terciarni regulaciji frekvence. V študiji so bili analizirani 4 scenariji zagotavljanja terciarne regulacije frekvence in ugotovitve kažejo, da bi bilo iz vidika stroškovne učinkovitosti tako države kot tudi investicije v JEK 2 najbolj smiselna povezava različnih regulacijskih območij. V scenarijih je analiziran primer povezovanja s Hrvaško. V vsakem primeru pa ugotovitve kažejo, da investicija JEK 2 negativno vpliva na zahteve po terciarni regulaciji frekvence. Večja kot je JEK 2 večje so zahteve po terciarni regulaciji frekvence. V skrajnem primeru bi potrebovali 1.555 MW rezerve moči za zagotavljanje terciarne regulacije frekvence. Slika Sl. 9.1 prikazuje oceno letnih stroškov za zagotavljanje terciarne rezerve po različnih scenarijih razvoja slovenskega EES in različnih variantah zagotavljanja terciarne rezerve. 300,0 OJ C OB ^ 3 OU LU o (T! 'c ^ rs IT'c^ v. ^io OJ O >- 250,0 r^ Ü 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 2009 2015 IJEK0 -Varianta 1 IJEK0 -Varianta 4 IJEK1085 -Varianta 3 JEK1555 - Varianta 2 2020 Leto IJEK0 -Varianta 2 JEK1085 - Varianta 1 JEK1085 - Varianta 4 JEK1555 - Varianta 3 2025 2030 ■ JEK0 -Varianta 3 ■ JEK1085 -Varianta 2 ■ JEK1555 -Varianta 1 ■ JEK1555 -Varianta 4 Sl. 9.1. Letni stroški zagotavljanja terciarne rezerve moči po različnih scenarijih razvoja EES in variantah zagotavljanja moči. Ugotavljamo, da vključitev JEK 2 neugodno vpliva na zahteve po rezervah moči, medtem ko večja vključitev RVE prav tako negativno vpliva, vendar v manjšem obsegu. Ocenili smo, da je za zanesljivo obratovanje EES, zaradi večje vključitve RVE potrebnih od 40 MW, za zmerni scenarij vključevanja RVE, oziroma do 200 MW rezerve moči, za intenzivni scenarij vključevanja RVE. 9.2. BILANACE MOČI IN ELEKTROENERGETSKE BILANCE V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi analize bilance moči. Vsi obravnavani scenariji razvoja kažejo pozitivno bilanco moči, pri čemer ima vključitev JEK 2 pozitiven vpliv, saj dodatno prispeva 1.085 MW oziroma 1.555 MW moči. Na bilanco moči RVE ne vplivajo, saj so obravnavani kot nezanesljiv vir energije. Izvedli smo tudi analizo bilance moči po UCTE metodologiji. Vsi obravnavani scenariji razvoja kažejo pozitivno bilanco moči po UCTE metodologiji, pri čemer ima vključitev JEK 2 pozitiven vpliv, saj dodatno prispeva 1.085 MW oziroma 1.555 MW moči. Na bilanco moči po UCTE metodologiji RVE le delno vplivajo, glede na predvideno trenutno obratovalno stanje v treh časovnih okvirih. Če bi želeli le z RVE izenačiti bilanco moči po UCTE metodologiji v primerjavi s scenariji razvoja z vključitvijo JEK 2, bi potrebovali nekaj-kratnik optimističnih napovedanih zmogljivosti RVE. V študiji smo izvedli tudi analizo elektroenergetske bilance. Vsi obravnavani scenariji razvoja kažejo višek proizvedene energije v primerjavi s porabljeno energijo. Ugotavljamo, da tako vključitev JEK 2 kot tudi večje vključevanje RVE pozitivno vplivajo na elektroenergetsko bilanco, pri čemer vključitev JEK 2 dodatno poveča bilanco za 8 TWh oziroma 12 TWh, medtem ko ima vključevanje RVE manjši vpliv na elektroenergetsko bilanco, s prispevkom 1,6 TWh oziroma 2,5 TWh. Če bi želeli le z RVE izenačiti elektroenergetsko bilanco v primerjavi s scenariji razvoja z vključitvijo JEK 2, bi potrebovali nekaj-kratnik optimističnih napovedanih zmogljivosti RVE. 9.3. OBREMENITEV OMREŽJA V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi analize obremenitve omrežja. Analize vseh obravnavanih scenarijev razvoja kažejo, da predvidena zmogljivost omrežja zadostuje potrebam razvoja slovenskega EES. 9.4. EKONOMIKA OBRATOVANJA V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi primerjavo lastnih cen posameznih tehnologij RVE ter JEK 2. Analize kažejo, da je med obravnavanimi najcenejši vir ravno JEK 2 (Sl. 9.2). 400,0 ___ 350,0 H 300,0 1 250,0 LU — 200,0 (D C SS 150,0 ni t= 100,0 ni 50,0 0,0 mHE SE VE SPTE - OVE BP I 0% donosnost SPTE -Zemeljski plin 12% donosnost GE JEK 2 Sl. 9.2. Primerjava lastnih cen različnih tehnologij Ugotavljamo, da je najdražji vir iz vidika lastnih cen izgradnja sončnih elektrarn, medtem ko je izgradnja JEK 2 najbolj ekonomična in posledično dobičkonosna glede na obravnavane vire. V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi primerjavo cen električne energije na trgu z električno energijo. Analize kažejo (Sliki Sl. 9.3 in Sl. 9.4), da bi bila najcenejša električna energija pri vključevanju velike enote JEK 2, medtem ko ima vključevanje RVE zanemarljiv vpliv na cene električne energije na trgu. 80,0 75,0 f: 70,0 1 65,0 60,0 tu u 55,0 50,0 45,0 40,0 „o^ «o^ «o^ „o^ „o^ «o^ «o^ «o^ rsS' «o^ «o^ rsO' rS^ «C?' «C?' JO' «O^ «O^ «O^ v nr v v v T ■JEK0_VP_ZRVE ■JEK1085_VP_ZRVE ■JEK1555 VP ZRVE 'V"' V V n> Leto JEK0_VP_IRVE — JEK0_NP_ZRVE JEK1085_VP_IRVE -JEK1085_NP_ZRVE JEK1555 VP IRVE -JEK1555 NP ZRVE •JEK0_NP_IRVE JEK1085_NP_IRVE JEK1555_NP_IRVE Sl. 9.3. Primerjava cen električne energije (produkt pas) na trgu električne energije za vse obravnavane scenarije razvoja. 110,0 I 100,0 3 ^^ 90,0 nj C OJ u 80,0 70,0 60,0 nN ^.'V > ^fe ^ A c^" tsV csS? o^N^ cs'V- csV csV cnV C^T CO:? CSV rO, r> A Leto ■JEK0_VP_ZRVE -JEK1085_VP_ZRVE ■JEK1555 VP ZRVE -JEK0_VP_IRVE JEK1085_VP_IRVE -JEK1555 VP IRVE ■JEK0_NP_ZRVE JEK1085_NP_ZRVE JEK1555_NP_ZRVE •JEK0_NP_IRVE JEK1085_NP_IRVE JEK1555_NP_IRVE Sl. 9.4. Primerjava cen električne energije (produkt konica) na trgu električne energije za vse obravnavane scenarije razvoja. V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi primerjavo cen električne energije za porabnika električne energije, pri čemer smo k ceni prišteli tudi dodatek zaradi terciarne rezerve moči ter dodatek zaradi subvencij v RVE. Analize kažejo (Slika Sl. 9.5), da bi bila najcenejša električna energija za porabnika pri vključevanju velike enote JEK 2, sledi mala enota JEK 2 in na koncu brez enote JEK 2, medtem ko ima vključevanje RVE negativen vpliv na cene električne energije za porabnika, predvsem zaradi visokih subvencij v RVE. Iz slike Sl. 9.5 je razvidno tudi, da bi vključitev JEK 2 toliko vplival na cene na trgu, da bi te cene iz vidika uporabnika kompenzirale dodatka pri omrežnini zaradi zakupa terciarne rezerve moči. 105,0 SI 95,0 ^fe A A oO^ .N rC), rCb r> rft «<0 A rP> ^ ^ ^ ^ ^^ Leto ■JEK0_VP_ZRVE ■JEK1085_VP_ZRVE ■JEK1555 VP ZRVE ■JEK0_VP_IRVE ■JEK1085_VP_IRVE -JEK1555 VP IRVE ■JEK0_NP_ZRVE ■JEK1085_NP_ZRVE ■JEK1555 NP ZRVE ■JEK0_NP_IRVE ■JEK1085_NP_IRVE ■JEK1555 NP IRVE Sl. 9.5. Primerjava delnih cen električne energije za porabnika za vse obravnavane scenarije razvoja. V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi primerjavo dobičkonosnosti investicije v JEK 2. Ugotavljamo, da je glede na cene na trgu električne energije in vpliva JEK 2 na te cene največjo donosnost predstavlja investicija v malo JEK 2, medtem ko je neto sedanja vrednost investicije ob 5,16 % zahtevani donosnosti največja pri investiciji v veliko enoto JEK 2. Neto sedanja vrednost je večja, ker je večja tudi investicijska vrednost. 9.5. DOSEGANJE OKOLJSKIH ZAVEZ V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi analizo doseganja okoljskih zavez, in sicer doseganja mejne količine izpustov CO2 določenih za sektor energetika. Ugotavljamo, da glede na načrtovane enote v sistemu po vseh predvidenih scenarijih razvoja predvidene meje izpustov CO2 za energetiko ne bomo dosegli, v kolikor ne bomo radikalno posegali v dovoljenja obratovanja obstoječih in predvidenih termoelektrarn. Ugotavljamo, da vključitev JEK 2 in velikega deleža RVE ob predpostavljenih pogojih ne vpliva na izpuste CO2. To je predvsem posledica odlične električne vključenosti Slovenije v evropski prostor ter visoka cena na trgu z električno energijo. 7000 6500 Tt 6000 (N Ej 5500 3 5000 4500 4000 —1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1 «> N^ «f^ »^b /A «fe ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto -----Omejitve ETS po 2020 • Omejitve ETS Projekcija izpustov Sl. 9.6. Napoved izpustov CO2 ter omejitve za evropsko trgovalno shemo za sektor energetika. V sklopu analiz v študiji smo opravili tudi analizo doseganja deleža obnovljivih virov energije, glede na bruto porabo električne energije določenih za sektor energetika. Ugotavljamo, da po vseh obravnavanih scenarijih zagotavljamo zadosten delež OVE za sektor energetika, slika Sl. 9.7. Večja vključenost RVE pozitivno vpliva na omenjen delež, medtem ko vključitev JEK 2 nima vpliva. o .n C5 ro C OJ ■o _flU u > o >N _flU Q 65,00% 60,00% 55,00% 50,00% 45,00% 40,00% 35,00% 30,00% T-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-r ^ ^ ^ ^ ^^ ^^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Leto • Zahtevan delež • NP_IRVE •VP IRVE ---Zahtevan delež - po letu 2020 - VP_ZRVE -NP ZRVE Sl. 9.7. Delež OVE glede na bruto porabo električne energije. 10. SKLEP V sklopu študije smo naredili dolgoročno analizo o vplivih in pomenu jedrske energetike v primerjavi z ostalimi viri, s poudarkom na primerjavo z RVE. V dolgoročnih napovedih je venomer polno ekonomskih, demografskih, političnih itd. neznank, zato je točnost napovedi omejena. Iz tega razloga so scenarijske analize najboljša izbira, saj analizirajo vrsto različnih predpostavk v razvoju EES. V našem primeru smo v scenarijih obravnavali različne stopnje rasti porabe električne energije, različne stopnje rasti vključevanja RVE ter tri možnosti vključitve JEK 2. Poleg omenjenih scenarijskih predpostavk smo morali upoštevati tudi vrsto vplivov, stanj in dolgoročnih načrtov v EES. Neznanke, ki se pojavijo so cena tehnologij in obratovalnih stroškov po posameznih virih energije, višina finančnih spodbud za RVE, investicije v omrežje v slovenskem EES in v okoliških državah, investicije v proizvodnje enote v Sloveniji in okoliških državah, prehodi moči preko slovenskega omrežja zaradi tržnih in netržnih razmer itd. Kljub mnogim neznankam v EES pa vseeno lahko izluščimo najpomembnejše prednosti in slabosti JEK 2 ter RVE. Glavne prednosti in slabosti 1.085 MW JEK 2 glede na opravljene analize so: • prispeva k energetski neodvisnosti, • prispeva k zanesljivosti obratovanja slovenskega EES, • znižuje ceno električne energije na trgu na debelo, • nima negativnega vpliva na izpuste CO2, • poveča zahtevano terciarno rezervo moči. Glavne prednosti in slabosti 1.555 MW JEK 2 glede na opravljene analize so: • prispeva k energetski neodvisnosti (še bolj kot 1.085 MW JEK 2), • prispeva k zanesljivosti obratovanja slovenskega EES, • znižuje ceno električne energije na trgu na debelo (še bolj kot 1.085 MW JEK 2), • nima negativnega vpliva na izpuste CO2, • poveča zahtevano terciarno rezervo moči (še bolj kot 1.085 MW JEK 2). Glavne prednosti in slabosti RVE glede na opravljene analize so: • delno prispevajo k energetski neodvisnosti, • pozitivno vplivajo na izpolnj evanje evropskih okolj skih zavez, • povečujejo ceno električne energije za porabnika. 11. LITERATURA [1] www.neplan.ch, [2] Union for the co-ordination of transmission of electricity, UCTE Transmission Development Plan, Edition 200, 2008 , [3] Union for the co-ordination of transmission of electricity, UCTE Transmission Development Plan, Update 2009, april 2009 , [4] M. Šamperl, »Uporaba distribucijskih faktorjev prenosa moči«, diplomsko delo, Fakulteta za elektrotehniko, Ljubljana, Slovenija, 2005, [5] I. Smolnikar, »Analiza in primerjava vplivnih distribucijskih faktorjev«, diplomsko delo, Fakulteta za elektrotehniko, Ljubljana, Slovenija, 2005, [6] T. Güler, G. Gross, M. Liu, »Generalized Line Outage Distirbution Factors«, IEEE Transactions on power system, Vol. 22, No. 2, May 2007, [7] J. Guo, Y. Fu, Z. Li, M. Shahidehpour, »Direct Calculation of Line Outage Distirbution Factors«, IEEE Transactions on power system, [8] HSE Invest, Predinvesticijska zasnova izgradnje druge enote jedrske elektrarne Krško - Krško 2, junij 2008, [9] Model za dolgoročno napoved porabe UL-FE, [10] Delovni zvezki Urada RS za makroekonomske analize in razvoj, Scenariji gospodarskega razvoja Slovenije do leta 2030, Delovni zvezek št. 8/2007, let. XVI, Ljubljana, avgust 2007, [11] UMAR, Pomladanska napoved gospodarskih gibanj 2009, Ljubljana, april 2009, [12] UMAR, Pomladanska napoved gospodarskih gibanj 2010, Ljubljana, marec 2009, [13] Inštitut Jožef Stefan, Ministrstvo za gospodarstvo, NEP - Nacionalni energetski program, osnutek, 2010, [14] Ministrstvo za gospodarstvo, Fakulteta za elektrotehniko UL, Center za razpršene vire, Priprava strokovnih podlag za določitev nacionalnih potencialov za pogajanja z evropsko komisijo o določitvi nacionalnih ciljev, Ljubljana 2007, [15] ETSO, Definitions of Transfer Capacities in liberalised Electricity Markets, april 2001, [16] ETSO, Net Transfer Capacities (NTC) and Available Transfer Capacities (ATC) in the Internal Market of Electricity in Europe (IEM), marec 2000, [17] ETSO, Procedures for cross-border transmission capacity assesments, oktober 2001, [ 18] UCTE, Obratovalni priročnik UCTE, junij 2004, [ 19] UCTE System Adequacy Methodology, 2007, [20] Zvone Košnjek, Zvonko Bregar, Analiza nerazpoložljivosti termoagregatov slovenskega EES, ERK'94 Portorož, 1994, 358-361, [21] Zvonko Bregar, Zvone Košnjek, Splošni opis in ključni algoritmi v optimizacijskem elektroenergetskem modelu WASP, ERK'94 Portorož, 1994, 350353, [22] H. Holttinen, Estimating the impacts of wind power on power systems—summary of IEA Wind collaboration, Environmental research letters, 2008, [23] E. Lorenz, J. Remund, S. C. Müller, W. Traunmüller, G. Steinmaurer, D.Pozo, J. Antonio, R. Arias, V. L. Fanego, L. Ramirez, M. G. Romeo, C. Kurz, L. M. Pomares, C. G. Guerrero, Benchmarking of different approaches to forecast solar irradiance, 2007, [24] E. Lorenz, J. Hurka, D. Heinemann, and H.G. Beyer, Irradiance Forecasting for the Power Prediction of Grid-Connected Photovoltaic Systems, IEEE journal of selected topics in applied earth observations and remote sensing, vol. 2, no. 1, marec 2009, [25] G. Giebel, P. Sorensen, H. Holttinen, Forecast error of aggregated wind power, Riso National Laboratory, april 2007, [26] Excitation system models for power system stability studies, IEEE Committee Report, IEEE Trans on Power Aparatus and Systems, Vol. PAS-100, No. 2. February 1981, [27] J. Machovski, J.W. Bialek, J.R. Bumby: Power System Dynamics and Stability, John Wiley&Sons, New York 1997, [28] MIHALIČ, Rafko, PAPIČ, Igor, VERBIČ, Gregor, BLAŽIČ, Boštjan, AŽBE, Valentin. Definiranje modela za dinamične analize : končno poročilo. Sklop 1, Stabilnostne študije. Ljubljana: Fakulteta za elektrotehniko, 2007, [29] IEEE Committe report, "Dynamic models for steam and hydro turbines in power system studies", IEEE transactions on power apparatus and systems, vol. PAS 92, Issue 6, Nov. 1973, pages: 1904 - 1915, [30] Working Group on Prime Mover and Energy Supply Models for System Dynamic Performance Studies, "Hydraulic turbine and turbine control models for system dynamic studies", IEEE transactions on Power System, vol. 7, no. 1, February 1992, [31] G. Taljan, The use of hydrogen in electric power systems, PhD thesis, Ljubljana, 2009, [32] IEA, Projected Costs of Generating Electricity 2005 Update, 2005, [33] IPPC, Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, 1997, [34] IPPC, 2006 IPPC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2 - Energy, 2006, [35] Ministrstvo za gospodarstvo, Fakulteta za elektrotehniko UL, IREET d.o.o., Ocena dolgoročne zanesljivosti oskrbe z električno energijo v RS, november 2007, [36] ELES, Indikativna elektroenergetska bilanca (IEEB) za leto 2008, [37] ELES, Indikativna elektroenergetska bilanca (IEEB) za leto 2009, [38] ELES, Indikativna elektroenergetska bilanca (IEEB) za leto 2010, [39] ELES, Elektroenergetski sistem Slovenije 2007, [40] ELES, Elektroenergetski sistem Slovenije 2008, [41] Ministstvo za okolje, prostor in energijo, Statistični letopis elektrogospodarstva Slovenije 2001, Ljubljana, 2002, [42] Ministstvo za okolje, prostor in energijo, Statistični letopis elektrogospodarstva Slovenije 2002, Ljubljana, 2003, [43] Ministstvo za okolje, prostor in energijo, Statistični letopis elektrogospodarstva Slovenije 2003, Ljubljana, 2004, [44] Ministstvo za okolje, prostor in energijo, Statistični letopis elektrogospodarstva Slovenije 2004, Ljubljana, 2005, [45] ELES, Elektroenergetski sistem Slovenije 2009, [46] Nuklearna elektrarna Krško, Letno poročilo za leto 2008, Krško, 2009, [47] Razširjeno porocilo o varstvu pred ionizirajocimi sevanji in jedrski varnosti v Republiki Sloveniji leta 2009, URSJV, 2010, [48] Termoelektrarna toplarna Ljubljana, www.te-tol.si [49] Statistični urad RS, [50] http://www.mladina.si/tednik/200915/sijaj_sijaj_soncece (Mladina 2009 / 15 / Energetika), [51] Gejzir d.o.o., Zasnova energetskega razvoja geotermalnih virov v Sloveniji za obdobje 2005 - 2015, november 2005, [52] ELES, Indikativne vrednosti NTC, ATCm in AAC do 31.12.2010, Ljubljana, december 2009, [53] ELES, Načrt razvoja prenosnega omrežja v republiki Sloveniji od leta 2009 do 2018, december 2008, [54] HSE Invest, PIZ: Izgradnja druge enote jedrske elektrarne Krško - Krško 2, 2008, [55] OECD, IEA, NEA, Projected cost of generating electricity 2010, 2010, [56] MIT, Update of the MIT 2003 Future of the nuclear power, 2009, [57] Sklad za financiranje razgradnje NEK in za odlaganje radioaktivnih odpadkov iz NEK, Poslovno poročilo sklada NEK za leto 2009, 2010, [58] Ministrstvo za gospodarstvo, Metodologija določanja referenčnih stroškov električne energije proizvedene iz obnovljivih virov energije, 2009, [59] ELES, Avkcija za sistemske storitve za leto 2010, 2009, [60] ELES, Rezultati avkcije za sistemske storitve za leto 2010, 2009, [61] ELEK, [62] J.Rakovec, R. Bertalanič, J. Cedilnik, G. Gregorič, G. Skok, M. Žagar, N.Žagar, Vetrovnost v Sloveniji, Ljubljana, [63] J. Rakovec, Damijana Kastelec, K. Zakšek, Sončna energija v Sloveniji, Ljubljana, [64] K.Puchas, Biogas in Austria - Development and Experiences, Mednarodnin simpozij bioplin, tehnologija in okolje, Murska Sobota, november, 2007, [65] Umanotera, Plan B za Slovenijo, Pobuda za trajnostni razvoj, 1.0, april 2007, [66] Ministrstvo za gospodarstvo, IBE d.d., Strokovne podlage za realizacijo obvez energetskega paketa za 20% delež obnovljivih virov (poudarek na elektriki), Ljubljana, avgust 2007, [67] UMAR, Dolgoročne napovedi BDP - Delovni zvezki, 2009, [68] SONPO-E, [69] www.iter.org, [70] www.efda.org, [71] www.sta-fuzija.si, [72] www.ipp.mpg.de/ippcms/eng/pr/forschung/w7x/index.html, [73] ŽIT-Življenje in tehnika, 2007, [74] Fusion Research: An Energy Option for Europe's Future, European Commision, Bruselj, 2004, [75] E. J. Doyle, Nucl. Fusion 47, 2175 (2007), [76] R. Aymar, P. Barabaschi in Y. Shimomura, Plasma Phys. Control. Fusion 44, 519, 2002, [77] B. Končar, P. Norajitra, K. Oblak, Effect of nozzle sizes on jet impingement heat transfer in He-cooled divertor, Applied Thermal Engineering, Volume 30, Issues 6-7, May 2010, Pages 697-705, [78] IAEA Safety Standards, Fundamental Safety Principles, No. SF-1, International Atomic Energy Agency Vienna, 2006, [79] IAEA-TECDOC-1391, Status of advanced light water reactor designs 2004, IAEA, 2004, [80] IAEA Safety Reports Series, No. 46, Assessment of Defense in Depth for Nuclear Power Plants, International Atomic Energy Agency Vienna, 2005, [81] 10 CFR 20: Standards For Protection Against Radiation, US NRC, http://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/cfr/part020/full-text.html, [82] SECY-93-087, "Policy, Technical, and Licensing Issues Pertaining to Evolutionary and Advanced Light-Water Reactor Designs," ADAMS Accession No. ML003708021, April 2, 1993, and the related SRM, ADAMS Accession No. ML003708056, July 21, 1993, [83] SECY-90-016, "Evolutionary Light-Water Reactor (LWR) Certification Issues and Their Relationship to Current Regulatory Requirements," ADAMS Accession No. ML003707849, January 12, 1990, and the related staff requirements memorandum (SRM), ADAMS Accession No. ML003707885, June 26, 1990, [84] http://www.westinghousenuclear.com/, [85] http://www.areva.com/, [86] http://www.mhi.co.jp/en/, [87] A. Volkanovski, M. Čepin, B. Mavko, Application of the fault tree analysis for assessment of power system reliability, Reliability Engineering & System Safety, 2009, 94(6), Pages 1116-1127, [88] R. N. Allan, R. Billinton, Probabilistic methods applied to electric power systems - are they worth it?, Power Engineering Journal, 1992, Vol. 6 (3), pp. 121-129, [89] A. Volkanovski, Impact of offsite power system reliability on nuclear power plant safety, Disertacija, Univerza v Ljubljani, 2008, [90] IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices, IEEE Std 1366™-2003, [91] D. Bokal, J. Hostnik, Analiza zanesljivosti delovanja DEES, Sloko-Cigre, 1999, pp. 31/56-73, [92] ASME RA-S-2002, Standard for Probabilistic Risk Assessment for Nuclear Power Plant Applications, 2002, [93] M. Čepin, B. Mavko, A Dynamic Fault Tree, Reliability Engineering and System Safety, 2002, Vol. 75, pp. 83-91, [94] M. Čepin, B. Mavko, Optimizacija intervalov nadzornega preizkušanja v jedrski elektrarni na osnovi verjetnostih varnostnih analiz, Elektrotehniški vestnik, Ljubljana, 1996, Vol. 63 (3), str. 179-185, [95] A. Volkanovski, M. Čepin, B. Mavko, Application of the fault tree analysis for assessment of the power system reliability, Proceedings of ESREL 2008, Valencia, September 22-25, 2008, Vol. 3, pp. 1771-1778, [96] A report prepared by the Reliability Test System Task Force of the Application of Probability Methods Subcommittee, The IEEE Reliability Test System - 1996, IEEE Transactions on Power Systems, 1999, 14(3), pp. 1010-1020, [97] M. Čepin, A. Volkanovski, Nova faktorja pomembnosti v elektroenergetskih sistemih, Elektrotehniški vestnik, letn. 76, št. 4, pp. 177-181, 2009, [98] Ministrstvo za okolje in prostor, Operativni program zmanjševanja emisij toplogrednih plinov do leta 2012, Ljubljana 2006, [99] Ministrstvo za okolje in prostor, Operativni program zmanjševanja emisij toplogrednih plinov do leta 2012 - OP TGP-1, Ljubljana 2009, [100] Vlada RS, Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega operaterja prenosnega omrežja električne energije, oktober 2004, [101] Državni zbor RS, Energetski zakon, marec 2007, [102] Ministrstvo za informacijsko družbo, Seznam standardov, katerih uporaba ustvari domnevo o skladnosti proizvoda s predpisi o elektromagnetni združljivosti, avgust 2003, [103] Ministrstvo za okolje in prostor RS, Pravilnik o sistemskem obratovanju distribucijskega omrežja za električno energijo, november 2003, [104] Vlada RS, Uredba o splošnih pogojih za dobavo in odjem električne energije, februar 2003, [105] SODO d.o.o. Vlada RS, Splošni pogoji za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne energije, januar 2008, [106] Ministrstvo za informacijsko družbo, Pravilnik o elektromagnetni združljivosti, 2002, [107] Distribucijska podjetja, Navodila za priključevanje in obratovanje elektrarn inštalirane električne moči do 10 MVA, maj 2007, [108] Vlada RS, Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega operaterja distribucijskega omrežja električne energije in gospodarske javne službe dobava električne energije tarifnim odjemalcem, oktober 2004, [109] Slovenski inštitut za standardizacijo, SIST EN 50160:2001 Značilnosti napetosti v javnih in razdelilnih omrežjih, 2001, [110] Slovenski inštitut za standardizacijo, SIST EN 61000-3-2:2002/A2:2005 -Elektromagnetna združljivost (EMC) - 3-2 del: mejne vrednosti za oddajanje harmonskih tokov (vhodni tok opreme <= 16 A na fazo) (IEC 61000-3-2:2000/A1:2001 + A2:2004), 2005, [111] Slovenski inštitut za standardizacijo, SIST EN 61000-3-3:1997/A1:2002 -Elektromagnetna združljivost (EMC) - 3 del: Omejitve - Omejitve kolebanja napetosti in flikerja v nizkonapetostnih napajalnih sistemih za opremo z naznačenim tokom <= 16 A - Dopolnilo 1 (IEC 61000-3-3:1994/A1:2001), [112] Institut »Jožef Stefan«, Vključevanje vetrnih elektrarn v slovenski elektroenergetski sistem, Ljubljana, februar 2004, [113] CIGRE, Impact of increasing contribution of dispersed generation on the power system, WG 37.32, Feb. 1999, [114] M. Pehnt, Dynamic life cycle assessment (LCA) of renewable energy technologies, Institute for Energy and Environmental Research Heidelberg (Ifeu), Wilckensstr. 3, D-69120 Heidelberg, Germany, ELSEVIER LTD, [115] Voorspools, E.A. Brouwers and W.D. D'haeseleer, Energy content and indirect greenhouse emissions in 'emission-free' power plants: results for the Low Countries, Applied Energy 67 (2000), pp. 307-330, [116] Storm van Leeuwen, J.W., Smith, P., Nuclear power — the energy balance. (The Netherlands), 2005., [117] Lenzen, M., Dey, C., Hardy, C., Bilek, M., Life-cycle energy balance and greenhouse gas emissions of nuclear energy in Australia. Report to the Prime Minister's uranium mining, processing and nuclear energy review (UMPNER), 2006, [118] Commission of the European communities, Communication from the Commission to the European parliament, the Council, the European economic and Social committee and the Committee of the regions - 20 20 by 2020, Europe's climate change opportunity, Brussels, 23.1.2008, [119] Povzetek za državljane, Sveženj ukrepov EU na področju podnebnih sprememb in energije, 2009, [120] Agencija RS za okolje, http://arso.gov.si, [121] http://www.siol.net/ slovenij a/znanost_in_okolje/2009/07/kjotski_sporazum.aspx, [122] Annual European Community greenhouse gas inventory 1990-2007 and inventory report 2009, [123] Weisser, 2007; A guide to life-cycle greenhouse gas (GHG) emissions from electric supply technologies, EPSR, [124] http://ec.europa.eu/research/energy/pdf/gp/gp_events/biorefinery/bs4_03_spitzer_ en.pdf , [125] Bloomfield 2003, [126] mop, Ministrstvo za kolje in prostor, http://mop.gov.si, [127] Institut »Jožef Stefan«, Center za energetsko učinkovitost, Možnosti zmanjševanja emisij pri proizvodnji električne energije, [128] Uredba o podporah električni energiji, proizvedeni iz obnovljivih virov energije (Ur.l. RS, št. 37/2009, 53/2009, 68/2009, 76/2009), [129] MOP, Poročilo o plačilih koncesij za proizvodnjo električne energije v malih hidroelektrarnah, 2007, [130] Ministrstvo za gospodarstvo, IBE d.d., Strokovne podlage za realizacijo obvez energetskega paketa za 20% delež obnovljivih virov (poudarek na elektriki), Ljubljana, avgust 2007, [131] Direktiva 32/06/ES, [132] Institut »Jožef Stefan«, Center za energetsko učinkovitost, Dolgoročne energetske bilance RS za obdobje 2006 - 2026, Ljubljana, 2008, [133] Ministrstvo za okolje in prostor RS, Poročilo o plačilih koncesij za proizvodnjo električne energije v malih hidroelektrarnah z analizo vpliva višine plačila za koncesijo na ta sektor proizvodnje električne energije in analizo vplivov drugih razmerij razdelitve plačila koncesij med državo in občino - predlog za obravnavo, maj 2007, [134] IBE d.d., Kataster mHE na območju Slovenije, januar 1987, [135] MG OVE, PV-platforma, [136] Zavod za gozdove Slovenija, Poročilo Zavoda za gozdove Slovenije o gozdovih za leto 2006, Ljubljana, februar 2007, [137] Fakulteta za strojništvo, Lesna biomasa - neizkoriščen domači vir, Ljubljana 1998, [138] Gejzir d.o.o., Zasnova energetskega razvoja geotermalnih virov v Sloveniji za obdobje 2005 -2015, november 2005, [139] Union for the co-ordination of transmission of electricity, UCTE System Adequacy Forecast 2008 - 2020, januar 2008, [140] Navodilo o sistemskem obratovanju prenosnega elektroenergetskega omrežja (Ur.l.RS, št. 46/2002), 2002, [141] Navodilo o sistemskem obratovanju distribucijskega omrežja za električno energijo (Ur.l.RS, št. 79/1999), [142] ReNEP, Ur.l.RS št.57/2004, Ljubljana 2004, [143] Zvone Košnjek, Dušan Kosec in Sašo Kreslin, Optimalna velikost zgornjega akumulacijskega bazena ČHE Kozjak, VIGRE, Velenje 2005, [144] IJS, Akcijski načrt za obnovljive vire energije za obdobje 2010 - 2020, Ljubljana, 2010, [145] Direktiva 2009/28/ES, [146] Vlara RS, Resolucija o nacionalnih razvojnih projektih za obdobje 2007-2023, Ljubljana, 2006, [147] Borut Kozan, Iztok Zlatar, Dejan Paravan, Andrej Gubina, Vpliv ukrepov zniževanja izpustov CO2 na dolgoročno načrtovanje proizvodnje na trgu z električno energijo, Elektrotehniški vestnik, 2009, [148] Golob R., Stokelj T., Paravan D., Stojkovska B., Application of simulation technique for forecasting electricity market behavior, Electrotechnical Review 68(5), Ljubljana, 2001, [149] Borzen, Letno poročilo za leto 2009, Ljubljana, 2010.