STRATEGIJA RAZVOJA ELEKTROENERGETSKEGA
SISTEMA REPUBLIKE SLOVENIJE
NAČRT RAZVOJA PRENOSNEGA OMREŽJA
REPUBLIKE SLOVENIJE OD LETA 2013 DO LETA 2022
STRATEGIJA RAZVOJA ELEKTROENERGETSKEGA
SISTEMA REPUBLIKE SLOVENIJE
NAČRT RAZVOJA PRENOSNEGA OMREŽJA REPUBLIKE
SLOVENIJE OD LETA 2013 DO LETA 2022
ELES, d.o.o.
Direktor
Aleksander Mervar
KAZALO
POVZETEK�� 6
1 UVOD�� 12
1.1 UMEŠČANJE ELEKTROENERGETSKIH OBJEKTOV V PROSTOR�� 13
1.2 UPORABLJENI PODATKI�� 13
1.3 CILJI NAČRTA RAZVOJA PRENOSNEGA EEO�� 13
2 NAPOVED PREVZEMA ELEKTRIČNE ENERGIJE IN KONIČNIH MOČI��16
2.1 ANALIZA PRETEKLEGA OBDOBJA �� 16
2.2 PROJEKCIJE DO LETA 2030 �� 25
2.3 UČINKOVITA RABA ENERGIJE IN VODENJE ODJEMA�� 30
3 POKRIVANJE PREVZETE ELEKTRIČNE ENERGIJE IN MOČI IZ PRENOSNEGA OMREŽJA�� 34
3.1 ANALIZA PROIZVODNJE IN INSTALIRANIH MOČI HE, TE in NEK�� 34
3.2 SCENARIJI POKRIVANJA PREVZETE ELEKTRIČNE ENERGIJE �� 38
3.3 IZMENJAVE ELEKTRIČNE ENERGIJE S TUJINO�� 46
4 NAČRTOVANJE PRENOSNEGA OMREŽJA��54
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
PREDSTAVITEV PRENOSNEGA OMREŽJA�� 54
SMERNICE NAČRTOVANJA RAZVOJA PRENOSNEGA OMREŽJA�� 56
NAČRTOVANI RAZVOJ PRENOSNEGA OMREŽJA �� 58
PREOSTALI PARAMETRI PRENOSNEGA OMREŽJA �� 62
RAZVOJ VN ELEKTROENERGETSKEGA OMREŽJA SLOVENIJE – leto 2022�� 66
VIZIJA RAZVOJA do leta 2050�� 77
5 RAZVOJNI NAČRT�� 84
5.1 ANALIZA REALIZACIJE RAZVOJNIH NAČRTOV V PRETEKLEM OBDOBJU IN OPIS VZROKOV
ZA NEREALIZACIJO �� 84
5.2 NABOR NAČRTOVANIH OBJEKTOV V PRENOSNEM OMREŽJU ZA OBRAVNAVANO OBDOBJE ��86
5.3 NABOR OBNOV IN DRUGIH INVESTICIJSKIH VLAGANJ �� 88
5.4 NABOR VLAGANJ PO POSAMEZNIH TEHNOLOŠKIH PODROČJIH �� 88
5.5 FINANČNO VREDNOTENJE RAZVOJNEGA NAČRTA ��94
5.6 PRIČAKOVANI UČINKI INVESTICIJSKIH VLAGANJ �� 99
5.7 NAČRT NOVIH IN OBNOVITVENIH INVESTICIJ SISTEMSKEGA OPERATERJA PRENOSNEGA
OMREŽJA ZA OBDOBJE 2013-2022�� 100
6 SKLEP��106
LITERATURA��108
UPORABLJENE KRATICE�� 110
5
POVZETEK
gospodarskega razvoja ter Nacionalni energetski
program, na podlagi katerih se izdelajo napovedi
prevzema električne energije in moči. Pri pregledu
preteklega desetletnega obdobja je še vedno
najbolj viden velik vpliv gospodarske krize. V letih
2010 in 2011 se je prevzem zopet povečal in v
letu 2011 dosegel raven iz leta 2005. Prav tako se
je v tem obdobju povečala konična moč in v letu
2011 dosegla raven iz leta 2004. V naslednjem
desetletnem obdobju se po letu 2015 pričakuje
ponovna gospodarska rast, kar bo povzročilo
tudi rast porabe in prevzema električne energije.
V letu 2022 pričakujemo skupni prevzem el.
energije iz prenosnega omrežja med 14,3 in 15,5
TWh ter letno konično moč do 2.400 MW.
Temeljni cilj Načrta razvoja prenosnega omrežja
Republike Slovenije je pokazati, katere dele
prenosnega omrežja je treba zgraditi oz. obnoviti
ali okrepiti, da bodo zagotovljene ustrezne
prenosne zmogljivosti prenosnega omrežja in
ustrezne napetostne razmere v EES RS, s čimer
bo uporabnikom zagotovljena zanesljiva in
kakovostna oskrba z električno energijo. Ob
tem so bile upoštevane dolgoročne projekcije
rasti prevzema električne energije iz prenosnega
omrežja, načrtovana gradnja novih proizvodnih
enot, širitev distribucijskega omrežja ter
načrtovane in predvidene spremembe v
evropskem prenosnem omrežju.
Osnova načrtovanja EES so različni scenariji
18.000
2.300
1.901
14.000
12.000
253
1.923
1.990
1.976
253
264
2.087
236
275
211
202
1.900
193
245
237
267
9
226
2.100
1.996
1.971
1.935
1.700
10.000
1.500
8.000
8.947
9.315
9.557
10.015
10.354
10.629
1.300
10.572
10.444
10.102
6.000
10.495
1.100
4.000
K onična moč PO [MW]
16.000
Prevzem el. energije iz PO [GWh]
2.110
2.082
900
2.000
2.575
2.763
2.783
2.786
2.775
700
2.656
2.024
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
1.089
1.427
2009
2010
2.025
500
2011
Čas [leto]
Prevzem neposrednih odjemalcev
Prevzem distribucijskih podjetij
Izgube v PO
Prevzem ČHE
Konična moč
Slika I: Prevzem električne energije iz PO in letne konične moči v obdobju 2002-2011
22.000
Prevzem el. energije iz PO [GWh]
20.000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
Čas [leto]
Realizacija
Visoka ocena
Srednja ocena
Nizka ocena
Slika II: Napoved prevzema električne energije iz PO v GWh
6
2030
16.000
3.500
87
Oddaja el. energije v PO [GWh]
12.000
3.512
3.037
3.596
2.944
97
4
77
4.274
2.815
3.120
184
144
4.064
3.218
3.000
2.500
2.655
10.000
2.000
8.000
4.719
4.609
4.868
4.601
4.615
4.817
4.728
4.700
4.795
4.787
1.500
6.000
1.704
4.000
2.000
2.806
2.606
2.641
2.711
2.985
2.726
2.686
2.949
5.303
Moč na pragu [MW]
14.000
112
87
1.000
500
3.259
2.606
2.806
2.641
2.711
2.985
2.726
2.686
2.949
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
0
0
2002
2003
Čas [leto]
NEK SLO
NEK HR
TE
HE
ČHE
Ostala oddaja v PO
Instalirana moč na pragu
Slika III: Proizvodnja električne energije HE, TE in NEK ter instalirana moč na pragu
proizvodnje na prenosnem in distribucijskem
omrežju, v intenzivnosti URE ter v rasti prevzema
električne energije s prenosnega omrežja.
Scenarij A ne predvideva novih enot in upošteva
le tiste, ki so že v fazi gradnje. Ker je lastništvo
NEK enakovredno razdeljeno med Slovenijo
in Hrvaško, je upoštevan polovični delež
proizvodnje, ki pripada Sloveniji.
Pregled instaliranih moči enot na pragu ter količin
proizvedene električne energije v zadnjih desetih
letih razkriva, da se je v preteklosti investiralo v
vršne enote (HE na spodnji Savi, ČHE Avče, plinski
bloki v TEŠ), medtem ko investicije v pasovne
enote zaostajajo.
Svetovna gospodarska kriza, ki se je odrazila
kot zmanjšanje prevzema električne energije,
in dobre hidrološke razmere so v veliki meri
vplivale, da je bilanca Slovenije v letu 2009
postala pozitivna, saj smo na prenosnem
omrežju proizvedli 3,3 % več električne energije
od prevzema. Že v letih 2010 in 2011, ko se
je prevzem električne energije povečal, je bila
bilanca ponovno negativna, uvozna odvisnost pa
se pričakuje tudi v prihodnje.
Za zagotavljanje zanesljive oskrbe z električno
energijo je potrebno zgraditi več novih proizvodnih
enot. Ponovna rast prevzema električne
energije v prihodnosti in iztek življenjske dobe
nekaterih enot sta razloga za povečanje uvozne
odvisnosti kljub veliki investiciji v blok 6 v TEŠ.
Za zagotavljanje zanesljive oskrbe z električno
energijo do leta 2022 bo nujen uvoz električne
energije iz tujine, razen v primeru izgradnje
večjih zmogljivosti za proizvodnjo električne
energije.
Pri pokrivanju porabe so bili zasnovani štirje
scenariji, ki se razlikujejo v razvoju obsega
18.000
16.000
El. energija [GWh]
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Čas [leto]
NEK SLO+JEK 2
TE
OVE
Prevzem (visoka ocena)
Slika IV: Pokrivanje prevzete električne energije (visoka ocena) s proizvodnjo električne energije do
leta 2022 (scenarij A)
7
200
100
Moč [MW]
0
-100
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
-200
-300
-400
-500
-600
-700
Čas [leto]
Letna minimalna obremenitev
Letna konična moč
Slika V: Bilanca moči v času koničnih moči in minimalnih obremenitev (scenarij A)
Povprečna bilanca v času zimske konice bo ves
čas negativna, primanjkljaj pa se povečuje skozi
celotno obdobje. V letu 2022 bo v času konične
moči prenosnega omrežja ob predpostavljenem
povprečno pričakovanem angažiranju proizvodnih
enot potreben uvoz v višini približno 630 MW.
Podobno negativne razmere je pričakovati v času
najmanjših obremenitev.
Izhodišča za nabor obnovitvenih in novih
investicij za obdobje 2013-2022 so pripravljena
na temelju rezultatov lastnih analiz, analiz
zunanjih institucij, razvojnih kriterijev, načrta
obnove (rekonstrukcij) in tehnološke prenove
elektroenergetskih
elementov
v
objektih
prenosnega omrežja, potreb proizvajalcev in
odjemalcev električne energije, kriterijev za
zanesljivo in varno obratovanje prenosnega
omrežja (sigurnost, zadostnost), mednarodnih
sporazumov in mednarodnih pogodb.
Slovensko prenosno omrežje za električno
energijo bo poleg na sliki VI že prikazanih večjih
investicij v 220 in 400 kV povezave zahtevalo še
nekaj dodatnih investicij, med katerimi so:
400 in 220 kV RTP ter TR:
• RTP 400 kV Cirkovce (povezan z investicijo
400 kV Cirkovce-Pince);
Slika VI: Predvidene okrepitve slovenskega 400 in 220 kV prenosnega omrežja do leta 2022
8
•
•
•
•
110 kV RTP in TR:
• RTP Kleče, zgraditev 110 kV polj Litostroj I
in II;
• RTP 110/20 kV Gorica;
• RTP 110/20 kV Velenje;
• RTP 110/20 kV Ajdovščina;
• RTP 110/20 kV Tolmin;
• RTP 110/20 kV Slovenska Bistrica;
• RP 110 kV Hudo, DV polje Brestanica II;
• RTP 110/20 (35) kV Ilirska Bistrica;
• RTP 110/20 kV Podvelka;
• RTP 110/20 kV Plave;
• RTP 110/20 (35) kV Pekre;
• RTP TE Trbovlje;
• RTP 110/20 (35) kV Selce.
RTP 220/110 kV Ravne;
drugi TR 400/110 kV v RTP Divača;
RTP 400/110 kV Avče (Tolmin) s TR 400/110
kV;
uvajanje neposredne transformacije 400/110
kV (RTP Kleče, RTP Beričevo, RTP Podlog in
RTP Cirkovce).
110 kV povezave:
• DV 2 x 110 kV Divača-Sežana-Vrtojba-Nova
Gorica;
• DV 2 x 110 kV Brestanica-Hudo;
• DV 110 kV Koper-Izola;
• DV 2 x 110 kV Divača-Pivka-Ilirska Bistrica;
• DV 110 kV Lucija-Izola;
• DV 2 x 110 kV Divača-Koper.
Investicijska vlaganja [mio €]
120
100
80
60
40
20
0
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Čas [leta]
DV
RTP in RP
Sekundarna oprema
Telekomunikacije in informatika
Velike investicije na področju obratovanja
Druge načrtovane investicije
Slika VII: Predvidena investicijska vlaganja za obdobje od leta 2013 do leta 2022
9
1
UVOD
• UMEŠČANJE ELEKTROENERGETSKIH OBJEKTOV V PROSTOR
• UPORABLJENI PODATKI
• CILJI NAČRTA RAZVOJA PRENOSNEGA EEO
UVOD
Skladno z določili 18. člena Energetskega
zakona [7] in 27. člena Uredbe o načinu izvajanja
gospodarske javne službe dejavnost sistemskega
operaterja prenosnega omrežja električne
energije [8] in 22. člena Direktive 2009/72/
ES Evropskega parlamenta in Sveta z dne 13.
julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga
z električno energijo in o razveljavitvi Direktive
2003/54/ES [3] sistemski operater prenosnega
omrežja vsake dve leti pripravi Načrt razvoja
prenosnega omrežja EES za naslednje desetletno
obdobje. Predlagan Načrt razvoja prenosnega
omrežja EES za obdobje 2013-2022 s soglasjem
potrdi ministrstvo, pristojno za energijo.
Pri izdelavi Načrta razvoja prenosnega omrežja
EES za obdobje 2013-2022 so upoštevana
določila Resolucije o Nacionalnem energetskem
programu (NEP) [1] in Resolucije o nacionalnih
razvojnih projektih za obdobje 2007–2023
[2] ter cilji Direktive 2009/72/ES Evropskega
parlamenta in Sveta z dne 13. julija 2009 o
skupnih pravilih notranjega trga z električno
energijo in o razveljavitvi Direktive 2003/54/ES
[3] in priporočila ENTSO-E (Operation Handbook
[5], Ten-Year Network Development Plan [6],
Guidelines for Cost Benefit analyses of Grid
Development Projects [61]).
Vsebina Načrta razvoja prenosnega omrežja EES
za obdobje 2013-2022 je usklajena z zakonsko
predpisanimi vsebinami. Načrt predstavlja
pregled obstoječega in pričakovanega stanja v
EES ter potrebnih investicij v prenosno omrežje
RS, ki bodo glede na dolgoročne stopnje rasti
prevzema električne energije iz prenosnega
omrežja (PO), načrtovano gradnjo proizvodnih
enot, širitev distribucijskega omrežja in projekcijo
razvoja EES v Evropi zagotovile zanesljivo, varno
in kakovostno delovanje EES RS.
Skladno z Direktivo 2009/28/ES Evropskega
parlamenta in Sveta z dne 23. aprila 2009 o
spodbujanju uporabe energije iz obnovljivih virov
[9] je bil pri izdelavi Načrta razvoja prenosnega
omrežja za obdobje 2013-2022 upoštevan
nacionalni cilj za dosego skupnega deleža
energije iz obnovljivih virov v končni bruto
porabi energije, ki je del obveze za realizacijo
20/20/20 (20-odstotno zmanjšanje emisij
CO2, 20-odstotno povečanje deleža energije
iz obnovljivih virov in 20-odstotno zmanjšanje
porabe energije) do leta 2020.
V Načrtu so predstavljeni gibanje prevzema
električne energije, koničnih moči in minimalnih
obremenitev ter izgube v prenosnem omrežju.
Velik vpliv na gibanje prevzema električne energije
iz prenosnega omrežja ima tudi gospodarska
12
kriza, zato je podrobneje predstavljen tudi vpliv
le-te. Na podlagi preteklih podatkov o gibanju
porabe in prevzema električne energije ter moči,
gospodarskih kazalcih (BDP) in drugih vplivnih
dejavnikov so bili izdelani različni scenariji
(referenčni, zmerni in intenzivni) napovedi
porabe ter prevzema električne energije ter moči
iz prenosnega omrežja. V intenzivnem scenariju,
ki upošteva izpolnjevanje energetske politike
20/20/20 za dosego skupnega deleža energije iz
obnovljivih virov v končni bruto porabi energije,
je poudarek tudi na pomembnosti načrtovanja
učinkovite rabe energije. Sistemski operater
prenosnega omrežja (SOPO) skrbi za aktivnosti na
področju upravljanja rabe pri končnih porabnikih
(DSM) in izvaja ukrepe, ki v kratkoročnem
obdobju izpolnjujejo zahteve Nacionalnega
akcijskega načrta za energetsko učinkovitost za
obdobje 2013-2022.
Na področju proizvodnje električne energije
je izdelana analiza proizvodnje in instaliranih
moči v preteklem obdobju. Prikazana je ocena
zadostnosti proizvodnih virov, katere namen
je ugotoviti, ali v sistemu obstajajo zadostne
proizvodne zmogljivosti in ali so načrtovane
nove enote ustrezne z vidika pokrivanja prevzete
električne energije iz PO v pasu in vršno ob
upoštevanju možnosti uvoza električne energije.
Izdelani so tudi različni scenariji pokrivanja
prevzema električne energije in moči iz PO.
Zaradi vpetosti slovenskega elektroenergetskega
sistema v evropskega so obdelane možnosti
uvoza/izvoza električne energije. Pri pregledu
predvidenih potreb s področja zagotavljanja
rezerv so izpostavljeni vplivi načrtovanih
velikih blokov na obseg sistemskih storitev in
pričakovane spremembe v zakonodaji na tem
področju.
Z namenom zagotavljanja varnega in zanesljivega
delovanja elektroenergetskega omrežja je
posebna pozornost posvečena načrtovanju
prenosnega omrežja, ki temelji na dinamičnem
postopku načrtovanja z metodo sukcesivne
ekspanzije. Pri tem postopku v vsakem letu
opazovanega obdobja (2013-2022) prenosno
omrežje ustreza kriterijem, kar pomeni, da
se prenosno omrežje preverja in postopno
načrtuje za vsako leto posebej. Na podlagi
tehničnih, ekonomskih (za vsak projekt so bile
narejene analize ekonomske upravičenosti) in
okoljevarstvenih kriterijev je pripravljen nabor
novih in obnovitvenih investicij v EES Slovenije, ki
so prednostno razvrščene.
Odstopanja od realizacije načrta razvoja v
splošnem veljajo za vse objekte, za katere je bilo
treba pridobiti gradbeno dovoljenje. Časovna
zakasnitev je nastala že v fazi pred pridobitvijo
gradbenih
dovoljenj
zaradi
pogostega
spreminjanja
zakonodaje,
podzakonskih
predpisov ali tolmačenja teh in uvajanja
strožje zakonodaje v skladu s priporočili EU,
zapletenih in neusklajenih postopkov, ki nam
jih je naložila zakonodaja, ter počasnih odzivov
različnih upravnih in sodnih organov, premajhne
podpore državnih organov pri usklajevanjih
z zahtevami lokalnih skupnosti, neurejenih
zadev
v
zemljiški
knjigi,
nedokončanih
postopkov dedovanja, nedokončanih postopkov
denacionalizacije in težav zaradi neznanih
lastnikov. Pri rekonstrukcijah je bil dodatni
problem dokazovanje ustreznosti podlage za
rekonstrukcije v prostorskih aktih.
V poglavju o naboru vlaganj po posameznih
tehnoloških področjih so izpostavljene razvojne
usmeritve SOPO za posamezna področja.
V zadnjem delu dokumenta so predstavljeni
finančno
vrednotenje,
pričakovani
učinki
investicijskih vlaganj in načrt novih ter
obnovitvenih investicij SOPO za obdobje 20132022. 1.1 UMEŠČANJE ELEKTROENERGETSKIH OBJEKTOV V PROSTOR
Pri umeščanju novih daljnovodnih povezav
v prostor ali pri rekonstrukciji že obstoječih
smo preučili najugodnejše poteke tras, kjer
smo sintezno upoštevali prostorski, varstveni,
funkcionalni in ekonomski vidik ter vidik
sprejemljivosti v lokalnem okolju.
SOPO
izvaja
aktivnosti
za
umeščanje
elektroenergetskih objektov v prostor v skladu
z zakonodajo, ki se spreminja hitreje, kot je
mogoče izvesti umestitev posameznega objekta
v prostor. Vsaka sprememba zakonodaje zahteva
vedno delno spremembo samega postopka
priprave in sprejemanja dokumentacije, pa tudi
nove okoljevarstvene ukrepe, ki so običajno tudi
nasprotni interesom lokalnih skupnosti.
Umeščanje novih elektroenergetskih objektov
v prostor je zelo zahtevno, zato sta pomembna
ustrezna predstavitev pomembnosti teh objektov
za zagotavljanje standardov zanesljivosti in
kakovosti oskrbe z električno energijo na vseh
nivojih ter iskanje čim ugodnejših rešitev za
njihovo umestitev v prostor. Pri tem je potrebno
usklajeno delovanje posameznih organov s
področij okolja, prostora in infrastrukture, lokalnih
skupnosti ter izvajalcev dejavnosti energetike.
Izvesti bo potrebno tudi rekonstrukcije obstoječih
elektroenergetskih prenosnih objektov, ki so v
prostor že umeščeni in so evidentirani v zbirnem
katastru gospodarske javne infrastrukture. Za
te objekte bo potrebno uvesti poenostavljene
postopke pridobivanja upravnih dovoljenj.
SOPO bo vodil aktivnosti na vseh področjih za
učinkovitejše
umeščanje
elektroenergetskih
objektov v prostor ali rekonstrukcijo obstoječih
elektroenergetskih objektov.
1.2 UPORABLJENI PODATKI
Za izdelavo analiz, ki so temelj za pripravo
razvojnega načrta in drugih izračunov, so bili
uporabljeni podatki o dejanskem stanju omrežja,
podatki, pridobljeni od vseh proizvajalcev
električne energije, vseh distribucijskih podjetij in
neposrednih odjemalcev, in podatki sistemskega
operaterja prenosnega omrežja. Uporabljeni
so bili tudi podatki 220 kV in 400 kV omrežij,
pridobljeni od drugih sistemskih operaterjev
prenosnih omrežij v Evropi.
1.3 CILJI NAČRTA RAZVOJA PRENOSNEGA EEO
Glede na predvideni porast prevzema električne
energije iz prenosnega omrežja, vpliv tranzitov
moči prek slovenskega visokonapetostnega
prenosnega omrežja in glede na okoljske zahteve
je temeljni cilj Načrta razvoja pokazati, katere
dele prenosnega omrežja je treba zgraditi oz.
katere dele je treba obnoviti oz. okrepiti, da bodo
zagotovljene ustrezne prenosne zmogljivost
prenosnega omrežja in ustrezne napetostne
razmere v EES RS, s čimer bo uporabnikom
zagotovljena zanesljiva in kakovostna oskrba z
električno energijo.
13
2
NAPOVED PREVZEMA ELEKTRIČNE ENERGIJE
IN KONIČNIH MOČI
• ANALIZA PRETEKLEGA OBDOBJA
• PROJEKCIJE DO LETA 2030
• UČINKOVITA RABA ENERGIJE IN VODENJE ODJEMA
NAPOVED PREVZEMA ELEKTRIČNE ENERGIJE
IN KONIČNIH MOČI
Osnova načrtovanja razvoja EES je napoved
prevzema električne energije in moči, ki temelji
na različnih pristopih in metodologijah. Pri
pregledu preteklega desetletnega obdobja je še
vedno najbolj viden velik vpliv gospodarske krize,
ki se močno odraža v nižjem obsegu prevzete
električne energije neposrednih odjemalcev*
in nekoliko manj v obsegu prevzete električne
energije distribucij. Vpliv gospodarske krize je
viden tudi pri urnih obremenitvah moči.
V naslednjem desetletnem obdobju se pričakuje
ponovna gospodarska rast, kar bo povzročilo tudi
rast porabe in prevzema električne energije [12].
2.1 ANALIZA PRETEKLEGA OBDOBJA
2.1.1 Prevzem električne energije iz prenosnega omrežja
Prevzem električne energije iz prenosnega
omrežja
strukturno
predstavlja
prevzem
električne
energije
vseh
porabnikov
(distribucijskih podjetij, neposrednih odjemalcev
in črpalnih hidroelektrarn) ter izgube v
prenosnem omrežju. Slika 2.1 prikazuje deleže
prevzete električne energije v letu 2011, slika 2.2
pa mesečno gibanje prevzema električne energije
iz prenosnega omrežja v zadnjih štirih letih.
Prevzem električne energije je do leta 2007 ves
čas naraščal s povprečno letno stopnjo rasti 3,2
%, v letih 2008 in 2009 pa je upadel zaradi vplivov
gospodarske krize. Padec je najbolj izrazit pri
neposrednih odjemalcih in nekoliko manj pri
distribucijskih podjetjih. Prevzem električne
energije iz prenosnega omrežja je tako dosegel
dno v letu 2009, ko je bil prevzem na ravni iz
leta 2001. V letih 2010 in 2011 je moč opaziti
ponovno rast prevzema električne energije iz
prenosnega omrežja. Skupni prevzem električne
energije je bil v letu 2011 za 13,4 % višji kot leta
2009 oz. enak kot leta 2005. Padec v letu 2009
zaradi krize in ponovna rast v letih 2010 in 2011
sta vidna na sliki 2.2.
81%
16%
2% 1%
Prevzem distribucijskih podjetij
Prevzem neposrednih odjemalcev
Prevzem ČHE
Izgube v PO
Slika 2.1: Struktura prevzema električne energije iz PO v letu 2011 [ELES]
*Neposredni odjemalec – odjemalec, ki je priključen na 110 kV napetostni nivo, prevzema električno
energijo neposredno iz prenosnega omrežja in ima z ELES-om sklenjeno pogodbo o dostopu do
prenosnega omrežja, za kar mu ELES neposredno zaračunava stroške uporabe omrežja.
16
1.200
Mesečni prevzem el. energije iz PO [GWh]
1.150
1.100
1.050
1.000
950
900
850
800
Jan
Feb
Mar
Apr
Maj
Jun
Jul
Avg
Sep
Okt
Nov
Dec
Čas [mesec]
2008
2009
2010
2011
2012
Slika 2.2: Mesečni prevzem električne energije iz PO od leta 2008 do leta 2012 [ELES]
Preglednica 2.1: Struktura prevzema električne energije iz PO v GWh [ELES]
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Prevzem distribucijskih
podjetij
8.947
9.315
9.557
10.015
10.354
10.629
10.572
10.102
10.444
10.495
Prevzem neposrednih
odjemalcev
2.575
2.763
2.783
2.775
2.786
2.656
2.024
1.089
1.427
2.025
9
245
193
Prevzem ČHE
Izgube v PO
Skup ni p re vze m
e le ktrične e ne rg ije iz P O
253
264
253
275
236
211
202
226
267
237
11.775
12.342
12.615
13.065
13.376
13.496
12.798
11.417
12.383
12.949
2.1.2 Prevzem električne energije distribucijskih podjetij iz prenosnega
omrežja (nivo 110/X kV)
Na prenosno omrežje je priključenih pet
distribucijskih podjetij: Elektro Ljubljana, Elektro
Maribor, Elektro Celje, Elektro Primorska in Elektro
Gorenjska. Prevzem električne energije distribucij
iz prenosnega omrežja se je v zadnjih desetih
letih povečal za 17,3 %. Znižanje prevzema zaradi
gospodarske krize je viden v letih 2008 (-0,5 %) in
2009 (-4,4 %), v letih 2010 in 2011 pa je opaziti
ponovno rast. Do leta 2010 je pri Elektru Primorska
upoštevan tudi izvoz v Italijo na SN omrežju, po
tem letu je ta prevzem upoštevan kot neposredni
prevzem in je odštet od prevzema Elektra Primorske.
Iz zgornje slike je razvidno, da je v letu 2011
imel največji delež prevzete električne energije
iz prenosnega omrežja Elektro Ljubljana, sledijo
Elektro Maribor, Elektro Celje, Elektro Primorska
in Elektro Gorenjska.
V preglednici 2.3 so prikazane absolutna ter
največja in najmanjša letna rast prevzema
električne energije distribucij iz prenosnega
omrežja za obdobje zadnjih deset let.
17
Preglednica 2.2: Prevzem električne energije distribucijskih podjetij iz PO v GWh [ELES]
Distrib ucijska p o d je tja
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Elektro Ljubljana
Elektro Maribor
Elektro Celje
Elektro Primorska
Elektro Gorenjska
Skup aj
3.260
1.829
1.715
1.314
830
8.947
3.420
1.906
1.754
1.354
881
9.315
3.539
1.910
1.816
1.426
866
9.557
3.709
1.966
1.866
1.556
918
10.015
3.825
2.030
1.923
1.624
952
10.354
3.928
2.095
1.932
1.696
978
10.629
4.002
2.126
1.951
1.536
958
10.572
3.893
2.005
1.843
1.493
868
10.102
4.023
2.084
1.904
1.521
912
10.444
3.952
2.054
1.929
1.624
935
10.495
Prevzem el. energije iz PO distribucijskih podjetij [GWh]
5.000
4.500
4,1%
3,0%
2,6%
4,8%
3,4%
12.000,00
2,7%
3,4%
-0,5%
0,5%
-4,4%
4.000
3.500
7.000,00
3.000
2.500
2.000,00
2.000
1.500
-3.000,00
1.000
500
0
-8.000,00
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Čas [leto]
Elektro Gorenjska
Elektro Primorska
Elektro Celje
Elektro Maribor
Elektro Ljubljana
Skupna rast
Slika 2.3: Prevzem in rast električne energije distribucijskih podjetij iz PO [ELES]
Razpršena proizvodnja na distribucijskem omrežju
Tudi z vidika prenosnega omrežja so razpršeni viri
zelo pomembni, saj vplivajo na velikost prevzema
električne energije distribucij iz prenosnega
omrežja. Elektrarne na distribucijskem omrežju so
imele skupno instalirano moč v letu 2011 338 MW
in so proizvedle 5,3 % vse proizvedene električne
energije v Sloveniji [62]. Največ instaliranih moči
imajo sončne elektrarne (SE), sledijo male HE in
enote za soproizvodnjo elektrike in toplote (SPTE),
elektrarne na bioplin ter elektrarne na odlagališčni
plin in biomaso (slika 2.5).
Zanimive za primerjavo s podatki o proizvodnji
električne energije na distribucijskem omrežju
so vrednosti, zabeležene na prenosnem omrežju,
kjer je bilo konec leta 2011 skupno 3.066 MW
instalirane moči, od tega:
• 1.090 MW v HE,
• 1.280 MW v TE ter
• 696 MW v NEK.
Preglednica 2.3: Rast prevzema električne energije iz PO distribucijskih podjetij med letoma 2002 in
2011 v odstotkih [ELES]
Distrib ucijska p o d je tja
Elektro Ljubljana
Elektro Maribor
Elektro Celje
Elektro Primorska
Elektro Gorenjska
Skup aj
18
ab so lutna rast
[%]
21,2
12,3
12,5
23,6
12,6
17,3
max [%]/le to
min [%]/le to
4,9/2003
4,2/2003
3,5/2004
9,1/2005
6,1/2003
4,8/2005
-2,7/2009
-5,7/2009
-5,5/2009
-9,5/2008
-9,4/2009
-4,4/2009
8,9%
15,5%
37,7%
18,4%
19,6%
Elektro Ljubljana
Elektro Maribor
Elektro Celje
Elektro Primorska
Elektro Gorenjska
Slika 2.4: Deleži prevzete električne energije distribucij v letu 2011 [ELES]
male HE (101 MW)
11,0%
3,0%
sončne elektrarne (115 MW)
9,9%
0,1%
2,1%
vetrne elektrarne (0,02 MW)
8,2%
elektrarne na biomaso (5 MW)
0,0%
geotermalne elektrarne (0 MW)
1,5%
elektrarne na odlagališčni plin (7 MW)
0,0%
30,0%
elektrarne na plin iz čistilnih naprav
(0,2 MW)
elektrarne na bioplin (28 MW)
SPTE na lesno biomaso (10 MW)
34,2%
SPTE na fosilna goriva (37 MW)
drugo (33 MW)
Slika 2.5: Deleži instaliranih moči razpršene proizvodnje na distribucijskem omrežju v letu 2011 [62]
Sončne elektrarne (SE)
Med OVE ter med razpršenimi viri nasploh imajo
daleč najvišjo rast SE (slika 2.6), ki so že v letu
2011 dosegle 100 MW instalirane moči, medtem
ko Nacionalni akcijski načrt za obnovljive vire
energije za obdobje 2010-2020 (AN OVE) [20]
predvideva takšno instalirano moč šele v letu
2019. Razlogov za tako visoko rast SE je več.
Ker gre za OVE, so na voljo državne spodbude,
ki v obliki ugodnih posojil ter subvencioniranega
odkupa električne energije, proizvedene iz SE,
19
250
202
Instalirana moč SE [MW]
200
150
115,5
100
45,4
50
0
0,1
0,2
0,6
1,7
2005
2006
2007
2008
8,9
2009
2010
2011
2012
Čas [leto]
Slika 2.6: Kumulativna letna instalirana moč sončnih elektrarn v Sloveniji [62]
ustvarijo ekonomsko upravičeno investicijo, na
drugi strani pa sta s tehničnega vidika njihova
preprosta montaža ter nezahtevno vzdrževanje
dodaten argument za sprejem odločitve za
investiranje v SE.
ne bomo potrebovali, v trenutkih, ko energije iz
sonca ne bo na voljo, pa se bomo lahko soočali
s primanjkljaji. V obeh primerih bo potrebno
odstopanja izravnati s prilagajanjem proizvodnje
električne energije iz konvencionalnih elektrarn.
Na sliki 2.6 je vidna ogromna rast instaliranih
moči SE v Sloveniji. Konec leta 2012 je bilo glede
na uradno objavljene podatke v Sloveniji že preko
2.500 SE s skupno instalirano močjo več kot
200 MW. V zadnjih treh letih se je ta vsako leto
podvojila, najvišja rast, in sicer v višini 435 %, pa
je bila zabeležena v letu 2009. Ob zmanjševanju
višin državnih spodbud je sicer pričakovati
umirjanje rasti, vendar lahko v primeru 25 %
letne rasti v letu 2022 pričakujemo že 1.900 MW
instalirane moči SE. Takšna količina obnovljivih
virov bo brez dodatnih vlaganj v slovenskem
EES povzročala velike težave na več področjih.
Poleg težav z jalovo energijo in napetostjo
se bodo težave kazale tudi v obliki prevelike
proizvodnje električne energije v trenutkih, ko te
SOPO posledice SE zaznava že danes, saj
se v primeru sončnega vremena v sistemu
pojavljajo viški, ob nastopu hitrih vremenskih
sprememb pa je moč zaznati nihanja v velikosti
prevzema električne energije distribucij iz PO
in s tem odstopanje od voznih redov. 200 MW
in več proizvodnje, ki je odvisna od trenutnih
vremenskih razmer, je za EES Slovenije z
omejenimi
regulacijskimi
zmožnostmi
že
danes velik zalogaj, obvladovanje obratovanja
EES zaradi vplivov proizvodnje OVE pa bo v
prihodnosti predstavljalo še toliko večji izziv.
Rešitve bo potrebno iskati predvsem na področju
pametnih omrežij v obliki shranjevalnikov
električne energije, dodatnega obsega rezerv,
kompenzacijskih naprav ipd. 2.1.3 Prevzem
električne
prenosnega omrežja
energije
Neposredni odjemalec je odjemalec, ki je
priključen na omrežje 110 kV napetostnega
nivoja, prevzema električno energijo neposredno
iz prenosnega omrežja in ima z ELES-om
20
neposrednih
odjemalcev
iz
sklenjeno pogodbo o dostopu do prenosnega
omrežja, za kar mu ELES zaračunava stroške
uporabe omrežja.
Preglednica 2.4: Prevzem električne energije neposrednih odjemalcev iz PO v GWh [ELES]
Ne p o sre d ni o d je malci
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Lokacija Kidričevo
Lokacija Ruše
Lokacija Jesenice
Lokacija Ravne
Lokacija Štore
Elektro Primorska
Skup aj
1.606
437
294
131
107
1.742
433
328
141
119
1.771
418
324
146
124
1.785
366
336
152
135
1.774
333
369
158
152
1.660
315
365
163
153
1.217
95
390
169
153
546
17
313
119
93
2.575
2.763
2.783
2.775
2.786
2.656
2.024
1.089
623
78
396
149
152
28
1.427
1.111
69
402
166
167
110
2.025
Prevzem el. energije iz PO neposrednih odjemalcev [GWh]
2.000
1.750
7,3%
0,7%
0,4%
-0,3%
21,5%
3.000
-4,7%
2.500
1.500
41,9%
-23,8%
2.000
1.250
31,0%
1.000
750
1.500
-46,2%
1.000
500
500
250
0
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Čas [leto]
Lokacija Štore
Lokacija Ravne
Lokacija Jesenice
Lokacija Kidričevo
Elektro Primorska
Skupna rast
Lokacija Ruše
Slika 2.7: Prevzem in rast električne energije neposrednih odjemalcev iz PO [ELES]
kar je razvidno iz primerjave prevzema električne
energije pred krizo leta 2007 in leta 2009, ki
pokaže, da je prevzem neposrednih odjemalcev
padel kar za 59 %. V letih 2010 in 2011 je
zabeležena ponovna rast prevzema na vseh
lokacijah, z izjemo prevzema lokacije Ruše, ki je v
letu 2011 prevzela manj energije kot v letu 2010.
V letu 2011 je bil skupni prevzem neposrednih
odjemalcev iz prenosnega omrežja na ravni iz
leta 2000.
V Sloveniji je šest lokacij z neposrednimi
odjemalci električne energije. V Kidričevem sta
tovarna aluminija Talum, ki je največji neposredni
odjemalec, in podjetje Silkem; sledijo Ruše (TDR
Metalurgija in Treibacher-Schleifmittel), Jesenice
z jeklarno Acroni in železarni na Ravnah in v Štorah
(Petrol Energetika). Od leta 2010 med neposredne
odjemalce spada tudi izvoz električne energije v
Italijo na SN nivoju, ki ga izvaja Elektro Primorska
v RTP Vrtojba in RTP Sežana. Vpliv gospodarske
krize je najbolj prizadel neposredne odjemalce,
Preglednica 2.5: Rast prevzema električne energije neposrednih odjemalcev iz PO v odstotkih [ELES]
N epos redni odjemalc i
Lokacija Kidričevo
Lokacija Ruše
Lokacija Jesenice
Lokacija Ravne
Lokacija Štore
Elektro Primorska (2010/2011)
Sk upaj
abs olutna ras t
[% ]
-30,9
-84,3
36,7
27,0
56,3
295,7
- 21,4
max [% ]/leto
min [% ]/leto
78,2/2011
-55,1/2009
26,5/2010
-19,7/2009
349,3/2010
25,3/2010
63,8/2010
295,7/2010
41,9/2011
-81,7/2009
-29,5/2009
-39,3/2009
/
- 46,2/2009
21
5,4%
8,3%
8,2%
54,8%
19,9%
3,4%
Lokacija Kidričevo
Lokacija Ruše
Lokacija Jesenice
Lokacija Ravne
Lokacija Štore
Elektro Primorska
Slika 2.8: Deleži prevzete električne energije neposrednih odjemalcev iz PO v letu 2011 [ELES]
za obdobje zadnjih deset let. V preglednici poleg
Elektra Primorska izstopa tudi lokacija Ruše, in sicer
zaradi velikega padca prevzema v letih 2008 ter
2009 in relativno visokega povečanja v letu 2010.
Tako kot preglednica 2.3 za distribucije prikazuje
preglednica 2.5 absolutno ter največjo in
najmanjšo letno rast prevzema električne energije
neposrednih odjemalcev iz prenosnega omrežja
2.1.4 Izgube v prenosnem omrežju
Izgubam pri prenosu električne energije se ne
moremo izogniti. Povzročajo jih tokovi skozi
impedance elementov, elektromagnetno polje v
dielektrikih, histerezni in vrtinčni tokovi v železu,
korona ter odvodni tokovi. K izgubam se štejejo
tudi napake in netočnosti pri merjenju ter porabo
sekundarnih sistemov.
Izgube v slovenskem prenosnem omrežju se od
leta 2005 natančno merijo, zato so poleg izgub v
notranjem omrežju prikazane tudi izgube na mejnih
DV. Pred tem so se izgube določale analitično.
Medtem ko so na sliki 2.9 celotne izgube deljene
na tiste, ki nastajajo na mejnih DV, ter na izgube
znotraj slovenskega prenosnega omrežja, slika 2.10
prikazuje delitev izgub glede na povzročitelje, kjer je
viden vpliv tranzita električne energije proti sosednji
Italiji, vidno pa je tudi dejstvo, da preostale izgube v
večini povzroča prevzem električne energije iz PO.
Na obeh slikah, še posebej na sliki 2.10, je viden
vpliv vključitve prečnega transformatorja (PST) v
RTP Divača konec leta 2010. Razberemo lahko
tudi, da velikost celotnih izgub sovpada s pretoki
na slovensko-italijanski meji, saj je pred vgradnjo
PST tranzit povzročal povprečno 30 % vseh izgub. S
pomočjo PST ELES kot sistemski operater obvladuje
prehod električne energije v smeri Italije in s tem
znatno zmanjšuje izgube v prenosnem omrežju.
Analize kažejo, da so pred vgradnjo PST tranzitni
pretoki povzročali do 46 % vseh izgub v slovenskem
prenosnem omrežju. V letu 2011 so ob vključenem
PST izgube zaradi tranzitov dosegle 11 %.
V slovenskem prenosnem omrežju znatno večje
količine izgub nastajajo na področju severne
Primorske. V tem delu omrežja se zaradi delovanja
ČHE Avče in nezadostnega omrežja pojavljajo
povečane izgube in s tem višji stroški, prav tako pa
je nujno občasno omejevanje obratovanja ČHE Avče.
Tako samo na področju severne Primorske nastaja
kar do polovice vseh izgub v slovenskem notranjem
prenosnem omrežju.
Preglednica 2.6: Izgube v prenosnem omrežju Slovenije (brez mejnih DV) [ELES]
Izg ub e v P O [GWh]
22
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
253
264
253
275
236
211
202
226
267
237
400
Celotne izgube v PO Slovenije [GWh]
350
300
250
200
150
100
50
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Čas [leto]
Celotne izgube
Na notranjem omrežju
Na mejnih DV
400
16.000
350
14.000
300
12.000
250
10.000
200
8.000
150
6.000
100
4.000
50
2.000
0
Letni pretok proti IT in prevzem el. energije iz PO [GWh]
Celotne izgube v PO Slovenije [GWh]
Slika 2.9: Izgube v prenosnem omrežju [ELES]
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Čas [leto]
Izgube zaradi tranzita
Letni pretok SI-IT
Prevzem el. energije iz PO
Slika 2.10: Celotne izgube v prenosnem omrežju z vidnim deležem, ki jih povzroča tranzit, letni
pretok el. energije proti IT ter prevzem el. energije iz PO [ELES]
23
2.1.5 Konične moči in minimalne obremenitve
obremenitev v zadnjem desetletnem obdobju in
njihovo rast prikazuje slika 2.11.
Konično moč predstavlja največje urno
povprečje
prevzete
električne
moči
iz
prenosnega omrežja vključno z izgubami
v njem. Na urne obremenitve imajo močan
vpliv vremenski dejavniki, predvsem zunanja
temperatura. Čas nastopa konične moči je
najpogosteje decembra ali januarja, v obdobju
nizkih temperatur v opoldanskih ali večernih
urah. Tudi pri koničnih močeh je zaradi
gospodarske krize viden precejšen padec v
letih 2008 in 2009, v letih 2010 in 2011 pa
se je konična moč ponovno povečala in v letu
2011 dosegla višino, primerljivo z letom 2004.
V letu 2011 je minimalna obremenitev nastopila
v času prvomajskih praznikov, kar je običajno.
Konična moč je izjemoma nastopila meseca marca,
ko že nastopi meteorološka pomlad. Običajno
konične moči dosegamo konec leta. Takrat je
poraba zaradi svoje nenehne rasti najvišja v letu,
dodatno k temu prispevajo še nizke temperature.
Odstopanja v času nastopa koničnih moči izven
zime povzročajo dejavniki, ki v veliki meri vplivajo
na obseg porabe električne energije. V letu 2011
so razlogi predvsem v ponovnem zmanjšanju
gospodarske rasti (v primerjavi na leto 2010), saj
so distribucije v začetku leta bolj obremenjevale
prenosno omrežje kot konec leta 2011. Podobno
velja za leto 2008, ko je konična moč nastopila v
mesecu januarju, saj se je odjem tekom leta 2008
prav tako nižal zaradi vpliva gospodarske krize.
Minimalna obremenitev je v nasprotju s konično
močjo najmanjši urni povprečni prevzem
električne moči iz prenosnega omrežja in izgube
v njem. Tudi minimalna obremenitev se je v letih
2010 in 2011 ponovno povečala na raven iz
leta 2004. Gibanje koničnih moči in minimalnih
Preglednica 2.7: Prevzem v času konične moči in v času minimalne obremenitve prenosnega omrežja [ELES]
Ob re me nitve P O [MW]
Konična moč
Minimalna obremenitev
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1.901
1.923
1.976
2.082
2.110
2.087
1.990
1.935
1.971
1.996
776
803
814
834
851
878
784
614
708
798
Konične moči in minimalne obremenitve PO [MW]
2250
2000
2,5%
15,1%
3,5%
2,0%
3,3%
-10,7%
1,4%
-21,7%
15,3%
12,7%
200000%
1750
150000%
1500
1250
15,1%
3,5%
1,4%
2,5%
2,0%
3,3%
100000%
-10,7%
1000
-21,7%
15,3%
12,7%
50000%
750
500
0%
250
0
-50000%
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Čas [leto]
Konična moč
Minimalna obremenitev
Rast koničnih moči
Rast minimalnih obremenitev
Slika 2.11: Letne konične moči in minimalne obremenitve ter njihova letna rast v obdobju 2002-2011
[ELES]
24
20
Konična moč
Število nastopov
18
16
Minimalna obremenitev
14
12
10
8
6
4
2
0
Jan
Feb
Mar
Apr
Maj
Jun
Jul
Avg
Sep
Okt
Nov
Dec
Mesec
Slika 2.12: Število mesečnih nastopov koničnih moči in minimalnih obremenitev prenosnega omrežja
od leta 1990 do 2011 [ELES]
1.950-2.000
Urna obremenitev PO [MW]
1.900-1.950
2.000
1.850-1.900
1.950
1.800-1.850
1.900
1.850
1.800
1:00
7:00
Ura
13:00
19:00
24.1.11
10.1.11
27.12.10
13.12.10
D at um
29.11.10
15.11.10
1.11.10
7.2.11
21.2.11
7.3.11
21.3.11
Slika 2.13: Razporeditev koničnih moči v zimi 2010/2011 [ELES]
2.2 PROJEKCIJE DO LETA 2030
2.2.1 Dejavniki, ki vplivajo na obseg prevzete električne energije
Napovedovanje razvoja porabe električne energije
v prihodnosti je kompleksen problem, ki je vedno
povezan z določeno stopnjo negotovosti. Slednje
izhajajo iz zunanjih dejavnikov, ki determinirajo
pričakovanja za prihodnost. Najpomembnejši
zunanji vplivni dejavniki so stopnja in struktura
gospodarske aktivnosti, demografski razvoj,
poseljenost, raven splošnega standarda in
blagostanja, opremljenost s stroji, napravami
in aparati, uvajanje novih tehnologij in ukrepov
učinkovite rabe energije pa tudi usmeritve in
zaveze energetske politike ter zmožnost njihove
realizacije. Kratkoročno so zelo pomembne
tudi vremenske razmere. Razvoj zgoraj naštetih
dejavnikov pogojujejo obseg porabe električne
energije in konične obremenitve.
Za
slovenske
razmere
je
najpomembnejši
25
generator bodočih pričakovanj v zvezi z
obsegom porabe električne energije stopnja
gospodarske aktivnosti. Ta določa tako obseg
gospodarske proizvodnje (in za to proizvodnjo
potrebne energije) kot tudi možnosti razvoja na
ostalih področjih (potencialni obseg investicij,
možnost vlaganj v učinkovito rabo energije in
OVE, raven splošnega standarda v družbi …).
Napovedi gospodarskega razvoja so se v Sloveniji
v zadnjih letih močno spreminjale. Trenutno ne
razpolagamo s celovito, dolgoročno projekcijo
gospodarskih gibanj, temveč le s kratkoročnimi
ocenami, ki so se v preteklih letih izkazale kot
manj zanesljive.
Zaradi položaja, v katerem se nahajamo, je stopnja
zanesljivosti napovedi razvoja porabe nižja.
Sedanje ocene je potrebno zato razumeti kot
trenutni pogled na možni bodoči razvoj dogodkov
glede na razpoložljive projekcije gospodarskega
in družbenega razvoja ter dopustiti tudi možnost
znatnih odstopanj stopenj rasti porabe električne
energije, ki bi bile posledica spreminjajočih se
gospodarskih razmer.
2.2.2 Zasnova scenarijev porabe električne energije
Za ocene, ki jih prikazujemo v nadaljevanju velja,
da so bile pripravljene na naslednjih osnovah in
predpostavkah:
• ocene izhajajo iz poglobljenih študij in
scenarijskih ocen razvoja porabe električne
energije opravljenih v prejšnjem obdobju
[11];
• upoštevana so pričakovanja o razvoju porabe
električne energije neposrednih odjemalcev
[26];
• upoštevana so pričakovanja distribucijskih
podjetij
v
okviru
Načrta
razvoja
distribucijskega omrežja 2013-2022 (NRDO)
[27];
• upoštevane so dejansko realizirane vrednosti
obsega porabe električne energije na ravni
končne energije, realizirane vrednosti
oddaje električne energije iz distribucijskega
omrežja, realizirane bilance prenosnega
omrežja in koničnih obremenitev prenosnega
omrežja v obdobju do leta 2011;
• na podlagi makroekonomskih projekcij
gospodarskega razvoja Slovenije [14],
• s pomočjo lastnih izračunov, analiz in
strokovnih ocen.
Razvoj porabe električne energije na ravni končne
energije je ocenjen po treh scenarijih:
• Visoka (V) razvojna ocena je pripravljena
na osnovi preteklih modelskih ocen razvoja
•
•
porabe končne energije, napovedi iz NRDO
in ankete neposrednih odjemalcev na
prenosnem omrežju. Napovedi iz NRDO in
anketne napovedi so seštete v enotno oceno
potreb po končni energiji. Ocena predstavlja
pozitiven pogled na nadaljnji razvoj in je
zato najprimernejša osnova za načrtovanje
razvoja omrežij.
Srednja (S) ocena izhaja iz pričakovanega
gospodarskega razvoja v letih 2013 in 2014
ter postopnega oživljanja v letu 2015. V
nadaljevanju so predvidene stopnje rasti
porabe končne energije skladne s teorijami
inherentne rasti porabe električne energije.
Ta ocena odraža jasno povezavo s preteklim
razvojem in trenutnimi razmerami ter
pričakovanji.
Nizka (N) stagnantna ocena izhaja iz
pričakovanega
gospodarskega
razvoja
v naslednjih letih ter regresijske ocene
preteklega
razvoja
porabe
električne
energije. Regresijska ocena ne more zajeti
sedanjih gospodarskih razmer in kriznih
stanj, zato so vrednosti v začetnem obdobju
popravljene na način, ki odraža trenutni
obseg porabe in kratkoročna pričakovanja.
Pričakovane stopnje rasti tudi po letu 2015
ostajajo skromne, zato ta ocena z vidika
obsega porabe velja za stagnantno.
2.2.3 Ocena porabe električne energije na ravni končne energije
Končno energijo predstavlja vsa električna
energija, predana končnim porabnikom iz
omrežij (tj. električna energija na števcu oz. na
pragu končnega odjemalca).
Dolgoročni razvoj brez rasti porabe končne
električne energije ni mogoč. Kot kažejo
mednarodne primerjave, je poraba električne
energije na prebivalca večja v državah, kjer je večji
tudi ustvarjen BDP na prebivalca. V vseh ocenah
razvoja v svetu narašča poraba električne energije
26
hitreje od porabe drugih, konvencionalnih vrst
končne energije.
V prihodnosti pričakujemo povečanje porabe
električne energije (na ravni končne energije), in
sicer do leta 2022 po povprečni letni stopnji med
1,4 in 2,6 %. Nizka in srednja ocena predvidevata
negativno rast porabe v letu 2013 ter ponovno
rast po letu 2014. Povečanje glede na izhodiščno
leto 2011 znaša v letu 2022 od 16,1 do 33,2 %.
Ocenjeni obseg porabe električne energije se
14.000
24.000
12.000
20.000
10.000
16.000
8.000
12.000
6.000
8.000
4.000
4.000
2.000
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
0
1990
0
Prevzem el. energije iz PO [Gwh]
BDP [mio EUR]
28.000
Čas [leto]
Bruto domači proizvod
Prevzem el. energije iz PO ter izgube v PO
Slika 2.14: Razvoj BDP in prevzem električne energije iz PO med letoma 1990 in 2011 (BDP v stalnih
cenah, referenčno leto 2000) [ELES], [SURS]
V predstavljenih ocenah so že upoštevani vpliv
dodatne porabe zaradi cestnih električnih vozil,
povečan obseg ogrevanja na električno energijo
(toplotne črpalke) in povečan obseg porabe
električne energije za klimatizacijo.
leta 2022 giblje med 14,4 in 16,5 TWh. Stopnje
rasti porabe so višje v obdobju od leta 2015 do
leta 2020, kar je posledica okrevanja po obdobju
nizkih rasti ali celo zmanjšanega obsega porabe,
povezanega z gospodarskimi razmerami. Po letu
2020 se stopnje rasti stabilizirajo na nižji ravni.
2.2.4 Ocena prevzema električne energije iz prenosnega omrežja
energije (URE) in razvoj razpršene proizvodnje
električne energije skladno s predpostavkami
iz AN OVE [20], AN URE [19] ter osnutka NEP
(referenčna strategija) [23], [24]. Na področjih,
kjer realizacija zaostaja za načrtovano, ocene
predvidevajo, da bodo cilji AN OVE do leta
2020 doseženi. Težave predstavljajo sončne
(fotovoltaične) elektrarne, katerih instalirana moč
je že v letu 2011 dosegla vrednost, ki jo AN OVE
predvideva šele v letu 2019. V primeru novih
sončnih elektrarn ocene predvidevajo postopno
umiritev rasti, navkljub temu pa se glede na AN
Energija, potrebna na pragu prenosnega
sistema, se razlikuje od končne energije. Slednji
je potrebno prišteti energijo za kritje izgub v
distribucijskem in prenosnem omrežju ter odšteti
energijo, ki jo proizvedejo razpršeni viri in OVE,
ki so priključeni na distribucijsko omrežje. S tem
preidemo do potrebne energije, ki jo morajo
zagotoviti sistemski in drugi viri, priključeni na
prenosno omrežje, oz. jo moramo uvoziti.
Prikazani scenariji rabe električne energije
predvidevajo izvedbe ukrepov učinkovite rabe
Preglednica 2.8: Projekcije porabe končne električne energije [12]
2013
2014
2015
2016
Poraba električne energije (končna energija) v GWh
Nizka ocena
Srednja ocena
Visoka ocena
12.363
12.462
12.966
12.592
12.649
13.372
12.822
12.963
13.896
13.051
13.276
14.302
2017
13.281
13.589
14.696
2018
13.511
13.903
15.106
2019
13.740
14.216
15.434
2020
13.970
14.530
15.805
2021
14.199
14.843
16.210
2022
14.429
15.156
16.549
2030
15.980
17.664
18.795
27
22.000
Prevzem el. energije iz PO [GWh]
20.000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
Čas [leto]
Realizacija
Visoka ocena
Srednja ocena
Nizka ocena
Slika 2.15: Napoved prevzema električne energije iz PO v GWh [11]
novih proizvodnih virov in spremembe zaradi
spremenjene topologije prenosnega omrežja.
V prikazu prav tako ni upoštevana električna
energija delovanja črpalnih hidroelektrarn, ta je
obdelana v poglavju o proizvodnih virih.
OVE pričakuje relativno veliko fotovoltaičnih
elektrarn. Ob tem je potrebno omeniti, da imajo
omenjene elektrarne najnižje letne obratovalne
ure ter nizko stopnjo zanesljivosti proizvodnje.
Izgube v prenosnem omrežju so do leta 2015
podrobno ocenjene, kasneje pa zgolj okvirno,
in sicer kot delež glede na skupni prevzem
električne energije iz prenosnega omrežja. V
oceni niso upoštevane izmenjave električne
energije s tujino, spremembe zaradi vključevanja
Potrebe po energiji na ravni prenosnega omrežja
v obdobju 2013-2022 rastejo po povprečni letni
stopnji med 0,8 in 2,5 %. Napovedi rasti odjema
neposrednih odjemalcev so povzete po anketi.
Preglednica 2.9: Struktura scenarijskih ocen prevzema električne energije iz PO [12]
2013
2014
2015
Prevzem distribucijskih podjetij iz PO v GWh
Nizka ocena
Srednja ocena
Visoka ocena
9.882
9.987
10.527
9.957
10.017
10.799
10.057
10.205
11.225
Prevzem neposrednih odjemalcev iz PO v GWh
Nizka ocena
Srednja ocena
Visoka ocena
Izgube v PO v GWh
Nizka ocena
Srednja ocena
Visoka ocena
2.069
2.069
2.069
315
315
315
2.088
2.088
2.088
315
315
315
2.095
2.095
2.095
315
315
315
Skupni prevzem električne energije iz PO v GWh
Nizka ocena
Srednja ocena
Visoka ocena
28
12.266
12.371
12.911
12.360
12.419
13.202
12.467
12.615
13.635
2016
10.199
10.436
11.570
2.103
2.103
2.103
263
268
293
12.565
12.807
13.965
2017
10.334
10.659
11.896
2.121
2.121
2.121
265
272
299
12.720
13.052
14.315
2018
10.483
10.896
12.255
2.129
2.129
2019
10.691
11.192
12.587
2.084
2.084
2.129
2.084
267
270
305
310
276
12.879
13.301
14.689
280
13.044
13.556
14.980
2020
2021
2022
10.862
10.964
11.140
12.929
13.241
13.558
11.451
2.084
2.084
2.084
272
284
315
13.217
13.819
15.329
11.642
2.154
2.154
2.154
274
288
322
13.392
14.084
15.717
11.906
2.154
2.154
2.154
277
292
327
13.570
14.352
16.039
2030
12.370
14.138
15.750
2.174
2.174
2.174
291
326
358
14.835
16.638
18.282
prenosnega omrežja in to navkljub pričakovanem
precejšnjem povečanju proizvodnje iz OVE
in SPTE na fosilna goriva na distribucijskem
omrežju. Glede na izhodišče v letu 2011 se bodo
potrebe po energiji na pragu prenosnega sistema
povečale do leta 2022 za 0,9 do 3,4 TWh oz. med
7,3 in 27 %. Podobno kot na ravni končne porabe
energije tudi na prenosu pričakujemo najhitrejšo
rast med letoma 2015 in 2020.
Porast odjema neposrednih odjemalcev zaznamo
praktično samo v letu 2013, medtem ko njihov
odjem po tem letu bolj ali manj stagnira. Prevzem
električne energije iz PO se je v letu 2012 ponovno
zmanjšal, v letu 2013 pa srednja in nizka ocena
predvidevata ponovno znižanje prevzema.
Povečevanje prevzema se od leta 2013 pričakuje
v vseh treh ocenah. Potrebe po energiji na
prenosnem omrežju se večajo predvsem zaradi
povečanega odjema distribucijskih odjemalcev iz
2.2.5 Napoved koničnih moči
upoštevanih več različnih izhodiščnih let, s čimer je
vpliv vremena izločen. V primeru večjih vremenskih
odstopanj (daljše obdobje mrzlega vremena pozimi
ali visoke temperature poleti) se lahko glede na
nevtralno oceno pojavijo tudi odstopanja dejanskih
koničnih moči od načrtovanih.
Konična moč prenosnega omrežja je določena
kot funkcija porabe končne energije in prevzema
električne energije iz prenosnega omrežja.
Dobljene rezultate prikazujeta preglednica 2.10
in slika 2.16.
Konična moč prenosnega omrežja se zelo hitro
in nepričakovano spreminja in je v veliki meri
odvisna tudi od zunanjih ter naključnih dejavnikov
– predvsem od vremena. Prikazana projekcija
je vremensko nevtralna, kar pomeni, da je
Podobno kot pri opisu prevzema električne
energije iz prenosnega omrežja tudi v ta pregled
ni vključeno delovanje črpalnih hidroelektrarn, so
pa upoštevani razpršeni viri električne energije in
Preglednica 2.10: Scenarijske ocene koničnih moči v MW [12]
Nizka ocena
Srednja ocena
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2030
1.942
1.944
1.946
1.970
1.994
2.017
2.041
2.064
2.091
2.118
2.289
2.296
2.348
1.967
Visoka ocena
2.050
1.969
2.094
1.971
2.137
2.008
2.190
2.046
2.243
2.084
2.122
2.160
2.401
2.201
2.452
2.242
2.503
2.575
2.842
3.000
2.850
2.700
Konična moč PO [MW]
2.550
2.400
2.250
2.100
1.950
1.800
1.650
1.500
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
Čas [leto]
Konična moč PO
Nizka ocena
Srednja ocena
Visoka ocena
Slika 2.16: Konična moč v MW [12]
29
proizvodnja iz OVE na distribucijskem nivoju ter
vpliv električnih vozil. Delovanje razpršenih virov
je izraženo posredno preko zmanjšanih potreb
po prevzeti električni energiji iz prenosnega
omrežja; dejanski prispevek v proizvedeni energiji
je mnogo manjši, kot je nominalni prispevek v
instalirani moči.
V obdobju od 2013 do 2022 lahko pričakujemo
rast koničnih obremenitev prenosnega sistema
po povprečni letni stopnji od 0,4 % do 2,0 %.
Ocenjena konična obremenitev sistema se
v letu 2022 giblje med 2.118 in 2.503 MW,
absolutno pa se bo povečala za do 25,4 %. V tem
je upoštevan tudi ocenjeni prispevek razpršene
proizvodnje, ki pa zaradi same narave virov
(velik delež proizvodnje iz OVE) ni zanesljiv, zato
obstaja verjetnost, da bi v določenih vremenskih
razmerah lahko bile konice tudi višje, saj je
prikazana ocena vremensko nevtralna. Podobno
kot za porabo energije tudi tu velja, da bo
porast konične obremenitve prenosnega sistema
največji v obdobju po krizi, ko je pričakovati, da
bodo posledice svetovne gospodarske krize v
pretežni meri že odpravljene.
2.3 UČINKOVITA RABA ENERGIJE IN VODENJE ODJEMA
Osnovno načelo pri izdelavi realnih scenarijev
je večanje energetske učinkovitosti, s čimer
se posredno zadovolji tudi zahtevam po
zmanjšanju izpustov toplogrednih plinov in
strateškim ciljem energetske politike. V obeh
scenarijih napovedi porabe električne energije je
upoštevana različna intenziteta izvajanja ukrepov
s področja učinkovite rabe energije. Učinke teh
ukrepov merimo z razliko med referenčnim
in zmernim oz. intenzivnim scenarijem. Na
prenosnem omrežju se ti učinki kažejo kot nižji
prevzem distribucijskih podjetij predvsem zaradi
razpršene proizvodnje in učinkov učinkovite
rabe električne energije na distribucijskih
omrežjih. Največ prihrankov je do leta 2022 moč
pričakovati v sektorju ostale porabe (storitve
in gospodinjstva) predvsem na račun izvajanja
energetskih sanacij stavb, varčnejših aparatov,
učinkovitejših ogrevalnih sistemov ter izrabe
sončne energije za segrevanje sanitarne vode.
V prometnem sektorju bo poraba naraščala, in
sicer v intenzivnem scenariju bolj kot v zmernem,
saj intenzivno izvajanje ukrepov učinkovite rabe
energije predvideva tudi povečanje javnega
prometa ter hitrejšo implementacijo električnih
vozil. Prihranki so možni tako na prenosnem
kot na distribucijskem omrežju, vendar so na
slednjem lahko večji, predvsem pri končnih
odjemalcih. Prihranke bo mogoče doseči z
implementacijo dodatnih storitev na nivojih SOPO
in SODO.
2.3.1 Aktivnosti SOPO na področjih upravljanja rabe pri končnih
porabnikih (DSM)
ELES je kot SOPO primarno zadolžen za razvoj
prenosnega sistema, varno obratovanje in
zagotavljanje zanesljive dobave električne
energije. V okviru omenjenih nalog in svojega
delovanja SOPO izvaja mehanizme oz. ukrepe, ki
vplivajo na nižjo raven porabe električne energije,
optimizacijo pretokov moči, zviševanje nivoja
zanesljivosti obratovanja, sprostitev zamašitev
in preobremenitev tako v distribucijskem kot
v prenosnem omrežju. Cilj je tudi stroškovno
učinkovito
podpirati
delovanje
sistema,
predvsem so pri tem mišljene omejitve konične
moči, zniževanje izgub, zviševanje kakovosti
električne energije, zniževanje nihanja napetosti
in zanesljivost obratovanja.
Najpomembnejši ukrepi, s katerimi ELES v
kratkoročnem obdobju izpolnjuje zahteve
Nacionalnega akcijskega načrta za energetsko
učinkovitost za obdobje 2008-2016 in Drugega
nacionalnega akcijskega načrta za energetsko
učinkovitost za obdobje 2011-2016, so:
• izgradnja DV 2 x 400 kV Beričevo-Krško;
• nov sistem za vodenje in nadzor EES – EMS
(Energy Management System);
• postavitev
pilotnega
sistema
za
razbremenjevanje
elektroenergetskega
sistema.
2.3.2 Pametna omrežja
Koncept pametnih omrežij (SmartGrids) je
v prenosnih omrežjih prisoten že vrsto let.
30
Pomeni pa predvsem spremembe v obratovanju
in načrtovanju sistema ter tudi nadgradnjo
obstoječega
elektroenergetskega
sistema.
Koncept
vključuje
posamezne
elemente
sistema, tako klasične (centralizirane velike
proizvodne enote, prenosno in distribucijsko
omrežje) kot nove elemente, na primer razpršeni
proizvodni viri, napredni sistemi merjenja (AMM),
napredna merilna infrastruktura (AMI), vodenje
odjema (DSM), hranilniki električne energije,
kompenzacijske enote, prečni transformatorji
(PST) … Ključnega pomena za koncept pametnih
omrežij so informacijske in komunikacijske
tehnologije, ki povezujejo vse elemente v sistemu
v funkcionalno operativno celoto.
ELES je kot operater prenosnega omrežja zaradi
narave svojega delovanja že dalj časa močno vpet
v koncept pametnih omrežij.
V ELES-u so nekateri koncepti pametnih omrežij
že izdelani in se tudi uporabljajo, in sicer:
• obratovanje in daljinsko vodenje sistema;
• WAMS (ang. Wide Area Measurement System);
• ODIN, informacijski sistem za napredno
vizualizacijo;
• SCALAR, sistem za korelacijo okvar in
atmosferskih motenj;
• načrtovanje omrežja že sledi novim
konceptom;
• povečanje prenosnih zmogljivosti brez
dodatnih posegov v prostor;
• napredna merjenja (AMM) in napredna
merilna infrastruktura (AMI);
• obratovanje
proizvodnega
dela
elektroenergetskega sistema (sekundarna,
terciarna regulacija);
• GIS1 - geografski informacijski sistem (v
izdelavi);
• merjenje kakovosti električne energije.
31
3
POKRIVANJE PREVZETE ELEKTRIČNE
ENERGIJE IN MOČI IZ PRENOSNEGA
OMREŽJA
• ANALIZA PROIZVODNJE IN INSTALIRANIH MOČI HE, TE in NEK
• SCENARIJI POKRIVANJA PREVZETE ELEKTRIČNE ENERGIJE
• IZMENJAVE ELEKTRIČNE ENERGIJE S TUJINO
POKRIVANJE PREVZETE ELEKTRIČNE ENERGIJE
IN MOČI IZ PRENOSNEGA OMREŽJA
Savi, ČHE Avče, plinski bloki v TEŠ), medtem ko
investicije v pasovne enote zaostajajo. Razmere
na področju zadostnosti domače proizvodnje
navidezno izboljšuje nižji prevzem zaradi vpliva
svetovne gospodarske krize.
V nadaljevanju so predstavljene proizvodne enote
električne energije, ki so priključene na prenosno
omrežje. Rezultati analiz instaliranih moči na
pragu ter količin proizvedene električne energije
v zadnjih desetih letih razkrivajo, da se je v
preteklosti investiralo v vršne enote (HE na spodnji
3.1 ANALIZA PROIZVODNJE IN INSTALIRANIH MOČI HE, TE in NEK
energije na pragu NEK. Proizvodnja NEK je zato
prikazana deljeno kot slovenski in hrvaški delež.
Med letoma 1999 in 2002 Slovenija ni dobavljala
električne energije iz NEK Hrvaški, zato je v tem
obdobju celoten delež proizvodnje prikazan kot
slovenski. V obdobju zadnjih deset let sta se
vključili dve HE na spodnji Savi (HE Boštanj in HE
Blanca), ČHE Avče ter dve manjši plinski enoti
v TEŠ. HE Krško bo začel z obratovanjem v letu
2013. V enakem obdobju sta zaradi dotrajanosti
v TEŠ prenehala obratovati bloka 1 in 2, blok 3
pa obratuje z nižjo močjo. Ostalo proizvodnjo
sestavljajo kvalificirani proizvajalci, priključeni
na prenosno omrežje (industrijske kogeneracije,
Proizvodne enote, priključene na prenosno
omrežje Republike Slovenije, so imele konec
leta 2011 na pragu skupno instalirano moč
3.066 MW, od tega 1.090 MW v hidroelektrarnah
(HE), 1.976 MW v termoelektrarnah (TE) in 696
MW v NEK [25]. Proizvodnjo električne energije
predstavlja oddana električna energija v prenosno
omrežje vseh proizvodnih enot. Lastništvo NEK je
enakovredno razdeljeno med Republiko Slovenijo
in Republiko Hrvaško. NEK proizvaja in dobavlja
električno energijo izključno v korist družbenikov
GEN energija, d.o.o., in Hrvatske elektroprivrede,
d.d., ki imata pravico in obveznost do prevzema
50 % skupne razpoložljive moči in električne
Preglednica 3.1: Instalirana moč na pragu HE, TE in NEK v obdobju 2002-2011 v MW [25]
2002
Hidroelektrarne
2003
800
Termoelektrane
1.245
NEK
2004
800
814
1.256
676
1.256
676
676
2005
2006
832
863
1.268
1.265
676
696
2007
863
1.265
696
2008
863
1.305
696
2009
2010
1.090
1.090
696
696
696
1.305
1.280
16.000
87
4
77
3.512
3.037
3.596
2.944
3.120
87
4.274
2.815
112
97
184
144
4.064
3.218
3.000
2.500
2.655
10.000
2.000
8.000
4.719
4.609
4.868
4.601
4.615
4.728
4.817
4.700
4.795
4.787
1.500
6.000
1.704
4.000
2.000
2.806
2.606
2.641
2.711
2.985
2.726
2.686
2.949
5.303
1.000
500
3.259
2.606
2.806
2.641
2.711
2.985
2.726
2.686
2.949
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
0
0
2002
2003
Čas [leto]
NEK SLO
NEK HR
TE
HE
ČHE
Ostala oddaja v PO
Instalirana moč na pragu
Slika 3.1: Proizvodnja električne energije HE, TE in NEK ter instalirana moč na pragu
34
Moč na pragu [MW]
Oddaja el. energije v PO [GWh]
1.280
3.500
14.000
12.000
2011
905
male HE, v zadnjem obdobju pa je tudi vse več
fotovoltaičnih elektrarn).
vendar je prispevek tega energenta v primerjavi
z vsemi ostalimi manjši kot 1 %.
Glede na delež primarne energije, ki je bila
porabljena za proizvodnjo električne energije v
Sloveniji leta 2011 (slika 3.2), je razvidno, da jo
je bilo največ proizvedene z jedrskim gorivom
(42 %), nekoliko manj pa s fosilnimi gorivi (34
%), pri katerih prevladujeta premog in lignit.
Delež hidroenergije je znašal 24 %. Biomaso
uporabljata za sosežig TE-TOL in TE Trbovlje,
Med HE je moč opaziti, da največ proizvodnje
prispevajo dravske elektrarne, sledijo savske ter
soške. Viden je skok proizvodnje v letih 2009 in
2010, ko so bile zelo ugodne hidrološke razmere.
V letu 2010 se opazi vključitev ČHE Avče v
obratovanje. Med agregati s parnimi turbinami
prevladujeta NEK in TEŠ, sledita TET in TE-TOL.
Preglednica 3.2: Pregled instaliranih moči po posameznih proizvodnih enotah, priključenih na PO od
leta 2002 do 2011 [25]
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Dravograd 26
26
26
26
26
26
26
Vuhred 59
59
72
72
72
72
72
58
58
58
Vuzenica
Ožbalt
Fala
Mariborski otok
56
59
58
60
56
59
58
60
56
59
60
56
73
60
56
73
60
56
73
58
60
2009
26
2010
26
56
56
56
73
73
73
60
60
60
58
72
58
72
58
2011
26
56
72
73
58
60
Zlatoličje 114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
H E na Dravi
547
547
561
575
575
575
575
575
575
575
Formin 116
116
116
Moste
21
21
21
Medvode
21
21
21
Mavčiče
Vrhovo
Boštanj
Blanca
H E na Savi
38
37
38
37
116
21
116
116
21
21
21
25
25
25
25
38
38
37
37
34
34
38
34
34
38
34
34
117
117
117
121
152
152
152
Doblar I+II
70
70
70
70
70
70
70
Solkan
ČHE Avče
(proizvodnja/črpanje)
H E na Soč i
32
32
32
32
32
32
32
136
136
136
136
136
136
TEŠ blok I+II+III
122
122
122
122
119
119
TEŠ blok V
294
305
305
305
305
305
Plave I+II
TEŠ blok IV
TEŠ PT 51
TEŠ PT 52
34
246
34
246
34
246
34
248
116
21
38
25
116
34
248
34
248
34
116
21
21
25
25
38
38
34
34
34
42
194
70
116
34
42
194
70
38
34
34
42
194
70
34
34
34
185/180
185/180
185/180
136
136
321
321
75
75
50
32
248
248
42
42
305
42
32
32
50
248
248
42
42
305
305
42
42
305
42
TE Šoš tanj
662
673
673
675
672
672
712
712
687
687
TET blok II
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
TE Trbovlje
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
PB1
21
21
21
21
21
21
21
21
21
21
PB3
21
21
21
21
21
21
21
21
21
21
TET PB I+II
PB2
TA1
TA2
PE IV+V
58
21
10
11
58
21
10
11
58
21
58
21
58
21
10
10
10
11
11
11
58
21
10
11
58
21
58
21
58
21
10
10
10
11
11
11
58
21
10
11
228
228
228
228
228
228
228
228
228
228
Blok I premog
29
29
29
39
39
39
39
39
39
39
Blok III premog
45
45
45
45
45
45
45
45
45
TE Bres tanic a
Blok II premog
312
29
312
29
312
29
312
29
312
29
312
29
312
29
312
29
312
29
312
29
45
TE- TOL
103
103
103
113
113
113
113
113
113
113
N E Krš k o
676
676
676
676
696
696
696
696
696
696
35
fosilna goriva
34%
OVE
24%
jedrsko gorivo
42%
Slika 3.2: Proizvodnja električne energije glede na vrsto energenta za leto 2011 (celoten NEK) [ELES]
1.200
4
4.000
462
3.500
546
184
Oddaja el. energije v PO [GWh]
535
477
3.000
493
363
306
341
2.500
288
280
277
370
350
316
702
454
1.000
144
348
455
347
220
800
600
2.000
3.266
1.500
1.000
2.756
2.315
2.158
2.451
2.400
400
2.827
2.565
Moč na pragu [MW]
4.500
2.416
2.152
200
500
0
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Čas [leto]
HE na Dravi
HE na Savi
HE na Soči
ČHE Avče
Skupna instalirana moč HE
Slika 3.3: Proizvodnja verig HE ter njihova skupna instalirana moč med leti 2002 in 2011 [ELES]
36
14.000
2.500
12.000
10.000
383
102
648
397
33
38
407
415
393
588
612
646
20
632
1
385
517
349
630
2.000
7
9
654
415
645
388
672
1.500
8.000
3.658
408
77
3.572
3.550
3.464
3.793
3.684
3.893
3.698
3.696
3.721
6.000
1.000
1.704
4.000
2.806
2.606
2.641
2.711
2.985
2.726
2.686
2.949
500
5.303
2.000
Moč na pragu [MW]
Oddaja el. energije v PO [GWh]
12
30
3.259
2.606
2.806
2.641
2.711
2.985
2.726
2.686
2.949
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
0
0
2002
2003
Čas [leto]
NEK SLO
NEK HR
TE Šoštanj
TE Trbovlje
TE-TOL
TE Brestanica
Skupna instalirana moč na pragu TE
Slika 3.4: Proizvodnja TE in NEK ter njihova skupna instalirana moč na pragu med leti 2002 in 2011
[ELES]
3.1.1 Pregled manjkajoče moči in energije
Oceno zadostnosti EES sestavljata oceni zadostnosti
omrežja in proizvodnih virov. Namen slednje
je ugotoviti, ali v sistemu obstajajo zadostne
proizvodne zmogljivosti in ali so načrtovane
nove enote ustrezne z vidika pokrivanja prevzete
električne energije v pasu in vršno, ob upoštevanju
možnosti uvoza električne energije.
3.1.1.1 Elektroenergetska bilanca
Svetovna gospodarska kriza, ki se je odrazila kot
zmanjšanje prevzema električne energije, in dobre hidrološke razmere so v veliki meri vplivale,
da je bilanca Slovenije v letu 2009 postala pozitivna, saj smo na prenosnem omrežju proizvedli
3,3 % več električne energije od prevzema. Že v
letu 2010, ko se je prevzem električne energije
povečal, je bila bilanca ponovno negativna. V letu
2011 je uvoz Slovenije znašal že 13,6 %.
Preglednica 3.3: Proizvodnja in prevzem električne energije iz PO ter njuna razlika [ELES]
Leto
Proizvodnja
(GWh)
Prevzem
(GWh)
Prevzem HR*
(GWh)
2002
12.966
11.775
/
2004
13.423
12.615
2003
2005
2006
2007
2008
2009
2010
12.227
13.249
13.129
13.133
14.436
14.517
14.527
(GWh)
1.191
Bilanca**
(%)
10,1
12.342
1.704
-1.819
-14,7
13.065
2.806
-2.622
-20,1
13.376
13.496
12.798
11.417
12.383
2.606
2.641
2.711
2.985
2.726
2.686
-1.798
-2.887
-3.074
-1.347
373
-541
-14,3
-21,6
-22,8
-10,5
3,3
-4,4
2011
14.144
12.949
2.949
-1.755
-13,6
* Lastništvo NEK je deljeno med Slovenijo in Hrvaško, zato polovica proizvodnje priprada Hrvaški,
skladno z meddržavno pogodbo
** Negativna vrednost pomeni uvoz električne energije
37
3.2 SCENARIJI POKRIVANJA PREVZETE ELEKTRIČNE ENERGIJE
3.2.1 Zasnova scenarijev
Pri pokrivanju prevzete električne energije do
leta 2022 so bile glede na posredovane podatke
proizvodnih podjetij upoštevane nove elektrarne in
načrtovane zaustavitve obstoječih (preglednica 3.4).
ELES je pri izdelavi analiz pokrivanja različnih
scenarijev prevzema električne energije in moči
iz PO ter pri načrtovanju omrežja zasnoval
različne scenarije bilanc električne energije na PO
(scenariji A, B, C in 2020). Scenariji se razlikujejo
v razvoju obsega proizvodnje na prenosnem in
distribucijskem omrežju, v intenzivnosti URE
ter v rasti prevzema električne energije iz PO.
Pri pokrivanju prevzema in obremenitev sta
uporabljeni visoka (V) in srednja (S) projekcija.
Razvoj proizvodnih enot na prenosnem omrežju
Predvideva se vlaganje v nove proizvodne enote na
prenosnem omrežju po posameznih scenarijih, ki
se razlikujejo glede na obseg investiranja v nove
in obstoječe proizvodne enote [29]:
• scenarij A (pesimističen) ne predvideva
vlaganj v nove in obstoječe vire ter upošteva
le tiste, ki so že v fazi gradnje in imajo
pridobljeno gradbeno ter okoljsko dovoljenje
(HE Krško, TEŠ blok 6); konec obratovanja
obstoječih enot je pogojen z njihovo
življenjsko dobo;
• scenarij B (realističen) upošteva realno
pričakovano vlaganje v proizvodne enote.
Scenarij A
prevzem el. en.
Scenarij B
prevzem el. en.
novi OVE
novi OVE
srednji
nizek
nizek
nove TE
nove TE
srednji
nove ČPZ
nove JE
izvajanje URE
visok
izvajanje URE
visok
nove ČPZ
nove JE
Izkušnje v preteklem obdobju kažejo na
Scenarij C
prevzem el. en.
Scenarij 2020
novi OVE
visok
srednji
srednji
nove TE
nove TE
nove ČPZ
nizek
nove JE
Slika 3.5: Pregled predpostavk za vse štiri scenarije
38
izvajanje URE
izvajanje URE
nizek
nove NE
novi OVE
prevzem el. en.
visok
nove ČPZ
•
•
Pregled vseh scenarijev
pogost zamik pri umeščanju v prostor
predvsem HE, zato ta scenarij predvideva
zamik izgradnje novih HE, upoštevano pa je
tudi mnenje investitorjev [25];
scenarij
C
(optimističen)
predvideva
realizacijo vseh najavljenih investicij v
obstoječe in nove proizvodne enote glede na
prejete podatke (preglednica 3.4);
scenarij 2020 temelji na predpostavkah, da
dosežemo vse cilje akcijskih načrtov za OVE
in URE do leta 2020.
Slika 3.5 nazorno prikazuje predpostavljeno rast
razvoja posameznih kriterijev za vse scenarije,
pri čemer se rast veča od znotraj navzven. Visok
prevzem električne energije iz prenosnega
omrežja predstavlja visoki scenarij V, srednji
prevzem pa scenarij S. Nove proizvodne enote so
obravnavane ločeno v treh skupinah – OVE, TE in
JE (JEK 2). Nove čezmejne prenosne zmogljivosti
(ČPZ) so potrebne bodisi za uvoz primanjkljajev
bodisi za izvoz viškov električne energije.
Vsi scenariji predvidevajo zaustavitev obstoječih
enot tako, kot jih narekuje preglednica 3.4.
V nadaljevanju je prikazano pokrivanje prevzema
električne energije ter moči na prenosnem
omrežju, s poudarkom na scenariju A. Celoten
nabor novih proizvodnih enot na PO po
posameznih scenarijih prikazuje preglednica 3.4
katera v zadnjem stolpcu uvršča nove proizvodne
enote v posamezni scenarij.
Scenariji A, B in C so izdelani po principu »od
spodaj navzgor« (ang. bottom-up), scenarij
2020 pa »od zgoraj navzdol« (ang. top-down)
zasnovan scenarij.
25.000
Električna energija [GWh]
20.000
15.000
10.000
5.000
2013
2014
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2020
B
C
A
2020
B
C
A
c
2020
B
A
2020
B
C
A
2020
B
C
A
2020
B
C
A
2020
B
2015
C
A
2020
B
C
A
2020
B
C
A
2020
B
C
A
0
2022
Čas [leto], scenarij
NEK SLO+JEK 2
TE
OVE
Prevzem (srednja ocena)
Prevzem (visoka ocena)
Delež proizvedene el. energije
Slika 3.6: Pokrivanje prevzete električne energije s proizvodnjo električne energije do leta 2022 [ELES], [11]
100%
80%
60%
40%
20%
33,5
33,5
33,5
31,9
33,5
19,1
31,3
33,7
30,4
41,5
41,5
41,5
44,3
41,5
47,1
45,5
50,6
25,0
25,0
25,0
25,0
23,8
21,6
20,8
0%
A
B
C
2020
A
B
2013
C
2020
2022
Čas [leto], scenarij
NEK
TE
OVE
Slika 3.7: Deleži oddane el. energije v prenosno omrežje glede na vrsto energenta [ELES]
39
Preglednica 3.4: Celoten nabor instaliranih moči na pragu obstoječih in novih proizvodnih enot na
prenosnem omrežju do leta 2022 [25]
Agregati na PO
H IDROELEKTRARN E
Dravograd Vuzenica
Vuhred Ožbalt
Fala
Mariborski otok
Zlatoličje Formin ČHE Kozjak
H E na Dravi
Hrastje-Mota
H E na Muri
Moste
Moste 2,3
Mavčiče
Medvode
Renke
Trbovlje
Suhadol
Vrhovo
Boštanj
Blanca
Krško
Brežice
Mokrice
H E na Savi
Doblar 1+2
Plave 1+2
Solkan
ČHE Avče
Učja
Zadlaščica ll
H E na Soč i
H E s k upaj
V ETRN E ELEKTRARN E
VE Avče
V E s k upaj
TERMOELEKTRARN E
TEŠ blok 3
TEŠ blok 4
TEŠ blok 5
TEŠ PE1
TEŠ PE2
TEŠ blok 6
TE Šoš tanj
TET blok 2
TET PB 1+2
TET PPE
TE Trbovlje
PB1
PB2
PB3
TA1
TA2
PE 4+5
PE VI-IX
TE Bres tanic a
Blok 1 premog
Blok 2 premog
Blok 3 premog
Blok 4 PPE1
TE- TOL
TE s k upaj
N EK
JEK 2
40
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
26
56
72
73
58
60
120
116
26
56
72
73
58
60
120
116
26
56
72
73
58
60
120
116
26
56
72
73
58
60
120
116
26
56
72
73
58
60
120
116
26
56
72
73
58
60
120
116
581
581
581
581
581
581
26
56
72
73
58
60
120
116
403
984
21
21
21
21
21
26
56
72
73
58
60
120
116
403
984
20
20
26
56
72
73
58
60
120
116
403
984
20
20
38
25
38
25
38
25
38
25
21
48
38
25
26
56
72
73
58
60
120
116
403
984
20
20
38
25
21
48
38
25
26
56
72
73
58
60
120
116
403
984
20
20
34
32
38
38
34
32
38
38
34
32
38
38
34
32
38
38
34
32
38
38
56
226
226
226
226
282
70
34
32
180
70
34
32
180
70
34
32
180
70
34
32
180
70
34
32
180
41
34
32
38
38
56
32
403
70
34
32
180
34
41
34
32
38
38
56
32
403
70
34
32
180
34
21
48
38
25
35
41
34
32
38
38
56
32
438
70
34
32
180
34
21
48
38
25
35
41
34
32
38
38
56
32
438
21
48
38
25
36
35
41
34
32
38
38
56
32
474
316
1.124
316
1.124
316
1.124
316
1.124
316
1.180
316
1.260
350
1.738
350
1.758
350
1.793
70
34
32
180
34
5
350
1.793
0
0
0
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
2012
50
248
305
42
42
2013
50
248
305
42
42
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
305
42
42
687
110
58
687
110
389
110
305
42
42
545
934
110
305
42
42
545
934
114
305
42
42
545
934
114
305
42
42
545
934
114
305
42
42
545
934
114
305
42
42
545
934
114
305
42
42
545
934
114
305
42
42
545
934
114
168
21
21
21
10
11
228
110
21
21
21
10
11
228
110
21
21
21
282
392
21
21
21
282
396
282
396
282
396
282
396
282
396
282
396
282
396
312
39
29
45
312
39
29
45
291
39
29
45
228
80
371
39
29
45
228
80
308
39
228
80
308
39
228
160
388
39
228
160
388
39
228
160
388
228
160
388
228
160
388
113
1.280
113
1.222
113
903
113
1.810
45
117
201
1.839
45
117
201
1.839
45
117
201
1.919
45
117
201
1.919
45
117
162
1.880
45
117
162
1.880
45
117
162
1.880
696
696
696
696
696
696
696
696
696
696
696
1.100
228
70
34
32
180
34
32
38
38
56
32
362
21
48
38
25
70
34
32
180
34
5
350
1.829
Sc
B,C,20
C,20
B,C,20
B,C,20
B,C,20
B,C,20
A,B,C,20
B,C,20
B,C,20
C,20
C,20
C,20
A,B,C,20
B,C
C,20
B,C,20
B,C,20
C
3.2.2 Pokrivanje prevzete električne energije
Slika 3.7 razkriva, da ni pričakovati bistvenih
sprememb v deležih oddane električne energije
v prenosno omrežje glede na vrsto energenta,
razen v primeru izgradnje nove jedrske elektrarne
po scenariju C.
Pri analizi pokrivanja prevzete električne energije
je upoštevana proizvodnja električne energije iz
obstoječih ter načrtovanih virov glede na scenarije
A, B, C in 2020. Pričakovana proizvodnja je
določena na podlagi analiz, ki upoštevajo bodoče
stanje na trgu z električno energijo, statistično
obdelavo preteklih podatkov ob upoštevanju
normalne (srednje) hidrologije, razpoložljive
tehnične podatke ter stohastične izračune. Za ČHE
Avče ter ČHE Kozjak je upoštevana energetska
bilanca na letni ravni (razlika med proizvedeno in
porabljeno energijo). Bilanci sta negativni, za ČHE
Avče -127 GWh letno in -257 GWh letno za ČHE
Kozjak [25]. Bilanci sta upoštevani kot manjša
proizvodnja HE. Razpršena proizvodnja na
distribucijskem nivoju in učinki izvajanja URE so
upoštevani v prevzemu distribucij iz prenosnega
omrežja. Diagrami prikazujejo proizvodnjo ob
povprečnih hidroloških razmerah. Za scenarije
A, B in C je relevantna krivulja prevzema V, za
scenarij 2020 pa nižja krivulja prevzema S.
Ocena doseganja okoljskih ciljev do leta 2020
Slovenija je obvezana, da do leta 2020 doseže
ambiciozne cilje s področja proizvodnje električne
energije iz OVE. Cilj, ki si ga želi Slovenija
doseči, je, da bo v letu 2020 39,3 % končnih
potreb po električni energiji zadostila z OVE.
Slika 3.8 prikazuje, da tega cilja ne dosežemo
po nobenem scenariju. Najbližje se cilju približa
scenarij 2020, ki predvideva popolno realizacijo
akcijskih načrtov za URE in OVE ter izgradnjo
vseh načrtovanih HE na prenosnem omrežju brez
zamika. Poleg omenjenega bi bilo za dosego tega
ambicioznega cilja potrebno dodatno vlaganje
v OVE v takšnem obsegu, kot ga predvideva
osnutek NEP [24] v intenzivni strategiji.
45%
Delež OVE v končni porabi el. energije
43%
41%
39,3%
39%
37%
35%
33%
31%
29%
27%
25%
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Čas [leto]
A
B
C
2020
Cilj
Slika 3.8: Delež OVE v končni porabi el. energije
3.2.3 Razlika med prevzeto in oddano električno energijo iz prenosnega omrežja
Zaradi naraščanja potreb po električni energiji
v začetku preteklega opazovanega obdobja je
uvozna odvisnost znašala že dobrih 23 %. Uvozna
odvisnost je dosegla raven samozadostnosti v letih
41
40
35
27,6
30
25
21,0
20
Uvozna odvisnost [%]
15
10
20,1
21,6
22,7
14,3
7,5
29,9
23,4
11,6
10,5
5,4
17,5
11,6
15,2
2,1
5
0
-5
-10,1
-12,1
-10
-15
-11,5
-20
-3,3
-15,3
-25
-30
-35
-36,6
-40
-45
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
-50
Čas [leto]
Preteklo obdobje
A
B
C
2020
Slika 3.9: Uvozna odvisnost Slovenije glede na razliko med prevzeto in oddano električno energijo iz
prenosnega omrežja od 1997 do 2022 [ELES], ob upoštevanju ½ proizvodnje iz NEK [11]
2009 in 2010 predvsem zaradi nižjega prevzema
(vpliv gospodarske krize) ter visoke proizvodnje
HE na račun ugodne hidrologije. V letu 2011 smo
ponovno uvažali večje količine električne energije
(1.464 GWh), uvozna odvisnost pa se pričakuje
tudi v prihodnje. Slika 3.9 prikazuje višino uvoza
oz. izvoza za vse štiri scenarije. Po scenariju A, B in
2020 bo uvozna odvisnost ves čas naraščala in bo
v letu 2022 znašala med 11 in 30 %. Pri scenariju C
zagotovi vstop JEK 2 leta 2022 velike količine izvoza,
in sicer v višini 37 %.
Za zagotavljanje samooskrbe z električno energijo
je potrebno zgraditi več novih proizvodnih enot.
Ponovna rast prevzema električne energije v
prihodnosti in iztek življenjske dobe nekaterih enot
sta razloga za povečanje uvozne odvisnosti, kljub
veliki investiciji v blok 6 v TEŠ. Za zagotavljanje
zanesljive oskrbe z električno energijo do leta 2022
bo nujen uvoz električne energije iz tujine, razen v
primeru izgradnje večjih zmogljivosti za proizvodnjo
električne energije.
3.2.4 Pokrivanje koničnih moči in minimalnih obremenitev
Slika 3.10 prikazuje razmerje med instalirano močjo
Pins in napovedano konično moč Pk. V analizah
je upoštevana polovica NEK. Za pokrivanje urnih
bremen so predstavljeni scenariji A, B, C in 2020.
Razmerje moči je kazalec zadostnosti proizvodnje.
Za kakovostno oskrbo je potrebno v sistemu
zagotoviti dovolj moči, ki je na razpolago za
pokrivanje odjema in je hkrati rezervna moč za
zagotavljanje zanesljivosti obratovanja ob nastopu
nepredvidenih dogodkov, havarij in podobnih
izrednih razmer. Višje kot je razmerje, bolj je sistem
odporen na tovrstne motnje.
Razmerje moči v slovenskem EES se je v začetku
42
prejšnjega desetletja nižalo predvsem zaradi
hitrejše rasti koničnih od instaliranih moči. Med
leti 2008 in 2011 je viden vpliv znižanja koničnih
moči, kar je dvignilo razmerje. V prihodnosti se
bo v primeru nezadostnega vlaganja v nove vire
razmerje slabšalo. Izboljšanje lahko pričakujemo
le v primeru gradnje več proizvodnih enot, kot to
predvidevata scenarija C in 2020. V letu 2015 je
viden pozitivni učinek novega bloka v TEŠ.
V nadaljevanju so prikazane razmere v slovenskem
prenosnem omrežju v času skrajnih normalnih
obratovalnih stanj, tj. v času tipičnih koničnih
moči in minimalnih obremenitev. Angažiranje
proizvodnih enot je statistično določeno glede
na pretekle podatke s pomočjo stohastičnih
Razmerje med instaliranimi in koničnimi močmi
2,4
2,2
2,2
2,0
1,8
1,8
1,6
1,6
1,6
1,4
1,4
1,4
1,4
1,5
1,4
1,4
1,4
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4
1,6
1,5
1,2
1,2
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1,0
čas [leto]
Preteklo obdobje
A
B
C
2020
Slika 3.10: Razmerje med instalirano močjo in konično močjo do leta 2022 [11], [25]
izračunov ob povprečni letni hidrologiji ob
upoštevanju razpoložljivih tehničnih podatkov
posameznih enot. V času minimalnih obremenitev
je obremenitev prenosnega omrežja višja zaradi
prevzema ČHE (slika 3.13).
Pokrivanje letne konične obremenitve
moči prenosnega omrežja ob predpostavljenem
povprečno
pričakovanem
angažiranju
proizvodnih enot potreben uvoz v višini približno
630 MW.
S slike 3.11 je razvidno, da je pri scenariju A
povprečna bilanca v času zimske konice ves
čas negativna, primanjkljaj se povečuje skozi
celotno obdobje. V letu 2022 bo v času konične
4.000
3.500
2.500
2.000
1.500
1.000
500
2013
2015
2016
2017
2019
2020
2020
B
C
A
C
2021
2020
B
A
2020
c
B
A
2020
C
B
A
C
2018
2020
B
A
2020
C
B
A
C
2020
B
A
2020
C
B
A
C
2014
2020
B
A
2020
B
C
0
A
Moč [MW]
3.000
2022
Čas [leto], scenarij
NEK SLO+JEK 2
TE
OVE
ČHE
Obremenitev (V)
Obremenitev (S)
Slika 3.11: Pokrivanje zimske konične moči do leta 2022 ob upoštevanju ½ NEK [ELES], [11]
43
4.000
3.500
Moč [MW]
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
2013
2014
2017
2019
2021
2020
B
C
A
2020
B
2020
C
A
c
2020
B
A
2020
B
2018
C
A
2020
B
C
A
2020
B
2016
C
A
2020
B
2015
C
A
2020
B
C
A
2020
B
C
A
2020
B
C
A
0
2022
Čas [leto], scenarij
NEK SLO+JEK 2
TE
OVE
ČHE
Obremenitev (V)
Obremenitev (S)
Slika 3.12: Pokrivanje poletne konice do leta 2022 ob upoštevanju ½ NEK [ELES], [11]
Pokrivanje konične obremenitve v poletnem času
Ob nastopu poletne konične moči so razmere
podobne kot v času nastopa zimske konične
moči. Bilanca je po scenariju A negativna skozi
celotno opazovano obdobje. Največji primanjkljaj
v letu 2022 ob povprečni proizvodnji znaša
približno 460 MW.
Vpliv ČHE na EES v času minimalnega prevzema iz prenosnega omrežja
višji zaradi prevzema ČHE in se zaradi različne
dinamike vključitve novih ČHE razlikujejo tudi
po letih, zato je odjem prikazan nezvezno. V
scenariju A v letu 2022 znaša uvoz približno 560
MW.
S slike 3.13 je v času minimalnih obremenitev
ob
upoštevanju
povprečnega
angažiranja
mogoče razbrati negativno bilanco v celotnem
opazovanem obdobju za vse scenarije, razen
v primeru zgraditve JEK 2. Krivulji odjema sta
2.500
Moč [MW]
2.000
1.500
1.000
500
2013
2014
2015
2016
NEK SLO+JEK 2
TE
2017
2018
2019
2020
2021
2020
C
B
A
2020
C
B
A
2020
c
B
A
2020
C
B
A
2020
C
B
A
2020
C
B
A
2020
C
B
A
2020
C
B
A
2020
C
B
A
2020
C
B
A
0
2022
Čas [leto], scenarij
OVE
Min obremenitev (V)+ČHE
Min obremenitev (S)+ČHE
Slika 3.13: Pokrivanje poletnega minimuma do leta 2022 ob upoštevanju ½ NEK [ELES], [10]
3.2.5 Rezerve moči v slovenskem EES
Rezervo delovne in jalove moči za regulacijo
frekvence oz. napetosti zagotavljajo ponudniki
44
t. i. sistemskih storitev, ki so s svojimi enotami
usposobljeni za nudenje tovrstnih storitev. Pri tem
sta rezerva delovne moči za primarno regulacijo
frekvence in rezerva jalove moči trenutno vezani
le na ponudnike z območja Republike Slovenije,
medtem ko že potekajo dogovori s sosednjimi
SOPO o skupnem zagotavljanju in optimizaciji
delovanja sekundarne ter terciarne regulacije
frekvence. Pravila združenja ENTSO-E in smernice
ACER namreč omogočajo in v smislu optimizacije
stroškov ter s tem povečanja socialne blaginje
tudi spodbujajo izmenjavo sekundarne in
terciarne rezerve delovne moči med različnimi
elektroenergetskimi
sistemi,
kar
nekateri
evropski sistemski operaterji v omejenem obsegu
izvajajo že danes.
Rezerva jalove moči za regulacijo napetosti in
storitev zagona brez zunanjega napajanja bosta
najverjetneje dolgoročno ostali edini storitvi, ki
sta zaradi svojega tehničnega značaja vezani le
na vire v lastnem regulacijskem območju. Z vidika
obeh omenjenih storitev je za delovanje EES
najbolj optimalno, da sta zaradi ugodnega učinka
na izgube električne energije v omrežju in otočno
povezanih proizvodnih enot čim bolj geografsko
porazdeljeni po regulacijskem območju.
Področje zagotavljanja sistemskih storitev,
predvsem na področju zagotavljanja potrebne
količine terciarne rezerve delovne moči, se
obravnava v tesni navezavi načrti izgradnje novih
proizvodnih in porabniških enot v Republiki
Sloveniji. V naboru načrtovanih proizvodnih
enot (preglednica 3.4) se pojavljajo enote z
razmeroma velikimi instaliranimi močmi, ki sicer
rešujejo problematiko samostojne preskrbe
Republike Slovenije z električno energijo, a po
drugi strani ustvarjajo nesorazmerno visoke
stroške zagotavljanja sistemskih storitev. V
celotnem evropskem prostoru je z vidika obveze
po zagotavljanju terciarne rezerve moči primer
Slovenije specifičen, saj nobena druga država
nima tako izrazito neugodnega razmerja med
celotno instalirano močjo elektroenergetskega
sistema in zahtevano velikostjo terciarne rezerve.
Žal se bodo razmere v prihodnje še poslabšale, saj
se bo z vključitvijo novih, še večjih proizvodnih
enot potreba po terciarni rezervi še povečala.
Zato smo na ELES-u razvili dolgoročno strategijo
pokrivanja potreb po terciarni rezervi delovne
moči, ki upošteva različne tipe proizvodnih oz.
rezervnih virov, ki so na razpolago.
Naša dolgoročna strategija je razdeljena na dve
vrsti enot, ki se lahko uporabljajo za terciarno
regulacijo frekvence. V prvo skupino uvrščamo
plinske elektrarne, ki so primarno namenjene
tej dejavnosti. Glede na to, da te elektrarne na
trgu praktično niso konkurenčne in da bomo
za izpolnitev zahtev po terciarni rezervi v
prihodnjih letih zagotovo potrebovali vse plinske
elektrarne, je zakup teh enot smotrno urediti
z dolgoročnim pogodbenim razmerjem, saj
1300
Terciarna rezerva delovne moči [MW]
1100
900
700
500
300
100
-100
-300
-500
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Čas [leto]
Slika 3.14: Diagram potreb po terciarni rezervi delovne moči v naslednjem desetletnem obdobju [ELES]
45
to prinese obojestransko korist. Na eni strani
lahko sistemski operater izpogaja ugodnejšo
ceno, na drugi strani pa lastniki enot dobijo
večletno zagotovilo o uporabi njihovih enot,
kar je nedvomno pomembno z vidika dobrega
vzdrževanja in ostalih vlaganj v infrastrukturo.
Drugo skupino enot za zagotavljanje terciarne
rezerve predstavljajo ostali poljubni udeleženci
trga sistemskih storitev znotraj in zunaj
regulacijskega območja Slovenije, med njimi tudi
odjemalci ter manjši razpršeni viri, povezani v
enovito celoto. Zakup teh virov je smotrno urediti
v okviru enotnega postopka s krajšo ročnostjo
(do treh let).
V prihodnje bodo potrebne tudi spremembe
na področju financiranja sistemskih storitev,
kajti jasno je, da z večjimi potrebami po
sistemskih storitvah rastejo tudi stroški. Nov
model izračuna omrežnine bo moral zagotoviti,
da dodatnega bremena financiranja ne bodo
nosili končni porabniki, temveč bodo povečane
potrebe financirane s strani povzročiteljev teh
dodatnih stroškov v obliki posebne omrežnine za
sistemske storitve.
Slika 3.14 prikazuje povečane potrebe po terciarni
rezervi moči v prihodnjem desetletnem obdobju,
in sicer povečanje pozitivne terciarne rezerve
moči v letih 2015 ob vključitvi TEŠ 6 in 2020 ob
vključitvi JEK 2. Negativen obseg terciarne rezerve
se poveča v letu 2016 ob predvideni vključitvi
dveh 200 MW proizvodnih enot ČHE Kozjak.
Strategija ELES-a je usmerjena k vzpostavitvi
avtonomnosti EES v kritičnih razmerah in nasploh
večji povezanosti s sosednjimi sistemskimi
operaterji pri obvladovanju zahtev po nudenju
sistemskih storitev. Glede slednjega se ELES
zavzema za širitev področja, na katerem mora
biti zagotovljena rezerva za izpad največje
proizvodne enote, na območje več držav oz.
regulacijskih območij.
3.3 IZMENJAVE ELEKTRIČNE ENERGIJE S TUJINO
3.3.1 Neto prenosne zmogljivosti
Neto prenosne zmogljivosti (ang. Net Transfer
Capacity - NTC) predstavljajo največje mogoče
komercialne izmenjave med dvema sosednjima
EES ob upoštevanju vseh kriterijev zanesljivega
in varnega obratovanja. Zaradi zagotavljanja
sigurnosti obratovanja so vrednosti NTC nižje
od termičnih zmogljivosti čezmejnih povezav.
Preglednica 3.5 prikazuje razmere na slovenskih
mejah z vidika NTC vrednosti ter fizičnih pretokov
v letu 2011.
Preglednica 3.5: Največje vrednosti NTC, fizična zmogljivost in fizični pretoki na slovenskih mejah v
letu 2011
Termična zmogljivost povezav *
Vrednost NTC - zima 2011** (uvoz/izvoz)
Vrednost NTC - poletje 2011** (uvoz/izvoz)
Največji pretok v 2011*** (uvoz/izvoz)
Povprečni pretok v 2011**** (uvoz/izvoz)
IT [MW]
2.236
AT [MW]
3.039
HR [MW]
4.210
180/630
900/900
900/1.000
145/480
900/900
900/1.000
298/1.441
1.015/811
1.409/918
1/541
263/38
246/79
*vir: Sistemska obratovalna navodila za prenosno omrežje električne energije (SONPO)
** Upoštevane najvišje vrednosti
*** Največji urni fizični pretok moči na meji
**** Letno povprečje urnih fizičnih pretokov moči na meji
Preglednica 3.6: Indikativne NTC vrednosti na slovenskih mejah v letih 2020 in 2030
Leto
IT
Indikativne NTC vrednosti v MW* (uvoz/izvoz)
HR
AT
HU
2020
1.350/1.630
1.000/1.000
1.500/1.500
2.000/2.000
2030
1.450/2.630
1.000/1.000
1.500/1.500
2.000/2.000
* Navedene vrednosti prihodnjih NTC vrednosti so zgolj indikativne in usklajene s sosednjimi sistemskimi
operaterjimi znotraj delovnih skupin združenja ENTSO-E.
46
ELES se uspešno upira trendom omejevanja NTC
vrednosti in v povprečju dviguje njegovo višino
na vseh svojih mejah (slika 3.16).
Kljub strategiji povečevanja NTC vrednosti je v
prihodnosti večji dvig mogoče pričakovati samo
z zgraditvijo novih meddržavnih povezav in z
investicijami v kritične točke omrežja. Preglednica
3.6 prikazuje ocenjene prihodnje vrednosti NTC
na slovenskih mejah ob predvidenem razvoju
slovenskega omrežja. Bistven vpliv na NTC
vrednosti bodo imele nove povezave s tujino (DV
2 x 400 kV Cirkovce–Pince in nove povezave z
Italijo).
3.3.2 Čezmejno trgovanje z električno energijo
Čezmejno trgovanje z električno energijo je
segment trga z električno energijo, ki je v
zadnjih letih doživel velike spremembe. Z vidika
sistemskega operaterja lahko te spremembe
razdelimo na dva dela, in sicer na spremembe,
ki se nanašajo na regulatorni okvir dodeljevanja
prenosnih zmogljivosti, ter na t. i. komercialne
spremembe oz. dejavnike, ki so posledica
bistveno spremenjenih okoliščin na trgu z
električno energijo.
Spremembe regulatornih okvirov
Spremembe v regulatornem okviru sta prinesli
Uredba št. 1227/2003 in kasneje še Uredba
št. 714/2009. Ključne zahteve iz omenjenih
dokumentov so:
• koordinirano
določanje
vrednosti
razpoložljivih prenosnih zmogljivosti med
sistemskimi operaterji;
• tržno in koordinirano dodeljevanje prenosnih
zmogljivosti;
• najvišja možna stopnja transparentnosti
vseh postopkov, povezanih z omenjenimi
aktivnostmi.
V luči navedenih Uredb je ELES v sodelovanju s
tujimi sistemskimi operaterji od leta 2007 do
danes naredil velik korak naprej, saj smo od
C
I
L
J
N
I
netržnega dodeljevanja čezmejnih prenosnih
zmogljivosti po proporcionalni metodi, preko
bilateralno eksplicitnega dodeljevanja prenosnih
zmogljivosti postopke uskladili na regionalnem
nivoju ter izvajanje avkcij prenesli na dve
regionalni avkcijski hiši. Na slovensko-italijanski
meji smo uvedli implicitno dodeljevanje
prenosnih zmogljivosti in ravno v smer
implicitnega povezovanja trgov bo šel nadaljnji
razvoj dodeljevanja prenosnih zmogljivosti (slika
3.15). Osnovo za tovrsten trend predstavlja tretji
sveženj evropske zakonodaje, ki določa t. i. ciljni
model (angl. target model), po katerem je uvedba
regionalnega implicitnega dodeljevanja prenosih
zmogljivosti (v izvedbi) borz z električno energijo
in sistemskih operaterjev prioritetna naloga.
M
O
D
E
L
''FLOW BASED''
IMPLICITNO
SI - AT
SI - IT
SI - HR
REGIONALNO
IMPLICITNO
BILATERALNO
IMPLICITNO
T
R
Ž
N
O
REGIONALNO
KOORDINIRANO
BILATERALNO
KOORDINIRANO
NETRŽNO
2022
2015
2013
2011
2010
2008
2007
Leto
Slika 3.15: Pričakovane spremembe na področju dodeljevanja čezmejnih prenosnih zmogljivosti
47
1600
1200
1000
AT<=>SI
HR=>SI
SI=>HR
160
630
580
160
0
160
160
200
430
430
1000
1000
1000
1100
900
900
900
950
900
400
900
600
1350
800
900
NTC vrednost [MW]
1400
IT=>SI
SI=>IT
meja in smer
2009
2010
2011
2012
Slika 3.16: Povprečna dnevna vrednost NTC v obdobju 2009-2012
Komercialne spremembe
sistemih sosednjih sistemskih operaterjev, in ne
posledica slovenskega prenosnega omrežja, ki
samo po sebi omogoča večje količine čezmejnega
trgovanja, še posebej po umestitvi prečnega
transformatorja v Divači.
Med t. i. komercialne spremembe, ki so bistveno
vplivale na obseg čezmejnega trgovanja z
električno energijo, lahko štejemo prizadevanja
ELES-a po povečanju vrednosti NTC na vseh
mejah. Potrebno je vedeti, da so vrednosti, ki
so se sicer v zadnjih letih v povprečju pomikale
navzgor, posledica manjših omejitev na prenosnih
Kot je razvidno s slike 3.16, je ELES v sodelovanju
FI
NO
SE
EE
LV
DK
LT
IE
PL
NL
GB
DE
BE
CZ
SK
FR
AT
CH
SI
IT
HU
RO
HR
BA
RS
BG
MK
PT
ES
GR
Uvoz
Izvoz
Slika 3.17: Pregled neto uvoznic in izvoznic v letu 2011 v sistemu ENTSO-E [ENTSO-E]
48
99 %
4 6 3 MW 92 %
4 8 9 MW 95 %
1 5 3 MW
9 5 0 MW
9 5 0 MW 94 %
6%
29 %
9 0 0 MW
9 0 0 MW 80 %
41 %
9 0 0 MW
9 0 0 MW 57 %
3 3 2 MW
11 %
1 5 3 MW
1 5 3 MW
3%
2010
9%
2011
2012
Slika 3.18: Povprečne NTC vrednosti ter njihova izkoriščenost od 2010 do 2012 [ELES]
s sosednjimi sistemskimi operaterji v zadnjih
letih bistveno povečal NTC vrednosti predvsem
na slovensko-avstrijski meji in v določeni
meri tudi na preostalih dveh mejah. Dvig NTC
vrednosti na slovensko-avstrijski meji je v veliki
meri posledica ojačitev v avstrijskem prenosnem
omrežju, medtem ko lahko zasluge za povečanje
NTC v smeri Slovenija-Italija pripišemo prečnemu
transformatorju v Divači.
Predvsem
dvigovanje
neto
prenosnih
zmogljivosti na slovensko-avstrijski meji se je
v obdobju od leta 2011 dalje izkazalo kot zelo
dobrodošlo. Hidrološko izjemno slaba jesen
2011, nizke temperature v začetku leta 2012,
nadaljevanje suše v pomladnih mesecih 2012 in
zopet rekordno visoke temperature poleti 2012
so ustaljene komercialne tokove v JV Evropi in
tudi širše postavile povsem na glavo. Če je JV
Evropa v preteklih letih veljala za vir sorazmerno
poceni električne energije, to v obdobju 2011,
2012 ni veljalo. Kot ključen vir poceni energije
se kaže nemški trg z električno energijo zaradi
izjemnega porasta investicij v obnovljive vire
električne energije (veter in sonce). To pomeni,
da se slovenski trg z električno energijo ne sooča
več s stalnimi komercialnimi tokovi v smeri JV=>S
in JV=>Z temveč tudi s tokovi v smeri S=>JV in
občasno, predvsem v kritičnih razmerah, tudi
Z=>JV, kar je razvidno s slike 3.17, ki prikazuje
evropske države z vidika neto uvoza ali izvoza
električne energije v letu 2011.
Slika 3.17 prikazuje Slovenijo kot neto izvoznico,
pri tem pa je upoštevana celotna proizvodnja
električne energije iz NEK. Slika 3.18 prikazuje
povprečno izkoriščenost NTC na posamezni meji
in s tem nazorno kaže, kako so se spreminjala
razmerja med komercialnimi pretoki v obdobju
od leta 2010 do 2012. Izstopa predvsem povsem
spremenjeno razmerje na slovensko-avstrijski
meji, kjer se je povprečna izkoriščenost NTC
v obdobju 2010-2012 kljub povečanju NTC
vrednosti povišala za 65 %. Na hrvaški meji
izstopa predvsem bistveno zmanjšan uvoz iz
smeri Hrvaške v letu 2012 in obenem veliko
povečanje izvoza. Zanimiv ostaja izvoz v Italijo, a
se je intenziteta prezasedenosti meje zmanjšala
za kar 7 %.
3.3.3 Prognoza razmer v vplivnem območju sistema ENTSO-E
Slovensko prenosno omrežje je preko čezmejnih
povezav močno vpeto v skupni evropski EES
ENTSO-E in se kot tako nahaja v treh regijah:
• Continental Central South Region (Italija,
Nemčija, Avstrija, Francija, Švica in Slovenija);
• Continental Central East Region (Nemčija,
Poljska, Češka, Slovaška, Madžarska, Avstrija,
Romunija, Hrvaška in Slovenija);
• Continental South East Region (Madžarska,
Hrvaška, Republika Srbija, Črna gora, Bosna
in Hercegovina, Makedonija, Romunija,
Bolgarija, Grčija in Slovenija).
Glede na vpetost Slovenije v evropski sistem
bodo razmere na trgu z električno energijo še
vedno zelo povezane z razmerami na evropskem
trgu z električno energijo, zato je pri načrtovanju
razmer na področju uvoza in izvoza poleg
razpoložljivih NTC vrednosti treba upoštevati tudi
energetske bilance držav članic ENTSO-E. Znotraj
določenih ENTSO-E delovnih skupin se vsako leto
izdela poročilo o zadostnosti proizvodnih virov
[6], [29], hkrati se pripravita bilančna modela
za pet in deset let naprej. Na podlagi napovedi
zadostnosti proizvodnje v posameznih državah
je moč sprejeti določene sklepe o možnosti uvoza
električne energije v prihodnosti. Posamezna
območja sestavljajo naslednje države:
• območje jugozahodne celinske Evrope
(Španija, Portugalska in Francija);
• območje osrednje celinske Evrope (Danska,
Nemčija, Belgija, Nizozemska, Švica in
Avstrija);
• območje vzhodne celinske Evrope (Estonija,
Litva, Latvija, Češka, Poljska, Slovaška,
Madžarska in zahodna Ukrajina);
49
Fosilna
160
70
140
60
50
40
30
20
10
30
25
120
100
80
60
40
0
2011
2016
2020
2016
2020
2030
250
60
Ins talirana moč [GW]
70
200
150
100
50
0
2030
2016
2020
2030
Jedrska
80
60
40
20
0
2011
JZ Evropa
Osrednja Evropa
50
40
V Evropa
30
20
Balkan
10
Italija
0
2020
2011
Čas [leto]
HE
OVE
300
2016
10
Čas [leto]
Čas [leto]
2011
15
0
2011
2030
20
5
20
0
Ins talirana moč [GW]
Dodatna razpoložljiva moč
Moč [GW]
Ins talirana moč [GW]
Ins talirana moč [GW]
Jedrska
80
2011
Čas [leto]
2016
2020
2030
Čas [leto]
Slika 3.19: Pregled instaliranih moči in razpoložljive dodatne moči v območjih ENTSO-E do leta 2030
po scenariju B [29]
•
•
območje Balkana (Slovenija, Hrvaška, Bosna
in Hercegovina, Črna gora, Republika Srbija,
Makedonija, Grčija, Bolgarija in Romunija);
Italija.
Poleg pregleda prihodnjega gibanja porabe in
instaliranih proizvodnih kapacitet je pomemben
podatek o razpoložljivi dodatni moči posameznih
držav. Ta nam pove, ali bo opazovano območje
v normalnih razmerah imelo dovolj proizvodnih
kapacitet za izvoz. Dejanske bilance držav dokončno
oblikuje trg. Slika 3.19 prikazuje pričakovana
gibanja porabe električne energije ter instaliranih
moči glede na vrsto energenta. Diagrami kažejo,
da se bo v razvitih državah zmanjšalo število
jedrskih elektrarn, v V Evropi in na Balkanu pa se bo
instalirana moč jedrskih elektrarn povečala. Razlogi
za zmanjšanje obsega so predvsem politični in pa
iztek življenjske dobe. Instalirana moč elektrarn
na fosilna goriva se bo povečala v osrednji Evropi
in na Balkanu, medtem ko v ostalih območjih
ni pričakovati večjih sprememb. HE se bodo
povečevale v osrednji in JZ Evropi ter na območju
Balkana. Največje povečanje je pričakovati na
področju OVE (sončne in vetrne elektrarne) v vseh
območjih. Veliko povečanje teh nezanesljivih virov,
za katere so značilna velika nihanja v proizvodnji,
bo na prenosne sisteme vplivalo negativno. Na sliki
3.19 je tudi vidno upadanje dodatne razpoložljive
moči v območjih ENTSO-E (za razvojni scenarij B)
prav zaradi velikih kapacitet OVE.
50
S slike 3.19 je moč razbrati, da bo razpoložljiva
dodatna moč do leta 2030 vseskozi pozitivna na
vseh območjih. Po letu 2020 lahko pričakujemo
zmanjšanje predvsem zaradi velikih proizvodnih
kapacitet iz OVE. Končne bilance ter s tem pretoke
moči bo oblikoval trg.
Ob ugodnih vremenskih pogojih je v prihodnosti
moč pričakovati presežke energije na severu
Evrope (tudi v Italiji zaradi svoje proizvodnje
energije iz sončnih elektrarn), zmanjšanje oz.
pomanjkanje energije pa na Balkanu – v tej regiji
je npr. Turčija velik uvoznik električne energije,
del energije z Balkana bi odtekal tudi po novi
enosmerni povezavi med Črno goro in Italijo.
Upoštevajoč trende zadnjih let in pričakovanega
stanja v bodoče lahko zaključimo, da v primeru
trenutne situacije ne gre za neke kratkoročne
trende, ki bi se v kratkem lahko obrnili, temveč
za stanje, ki ga vsaj srednjeročno ne bo mogoče
spremeniti. Dolgoročno pa bi to bilo mogoče le z
novimi investicijami v proizvodne zmogljivosti v
regiji JV Evrope, katerih realizacije srednjeročno
ni v načrtu. Ob tem je potrebno upoštevati
tudi globoko gospodarsko krizo, v kateri se
je znašla praktično celotna regija, kar v osnovi
zmanjšuje porabo električne energije predvsem
industrijskih odjemalcev in s tem nekoliko omili
»dejanski« primanjkljaj električne energije.
Tudi projekti čezmejnih povezav, še posebej
med Črno goro in Italijo, vsaj srednjeročno
2016
2020
ne bodo pozitivno vplivali na oblikovanje cen
v omenjeni regiji. V tem smislu se še kot kako
smotrna kaže okrepljena aktivnost ELES-a v
smeri dodatnih povezav proti severu, pri čemer
gre še posebej izpostaviti vzpostavitev čezmejne
povezave Cirkovce-Pince na meji med Slovenijo
in Madžarsko, ki predstavlja dodatno možnost
uvoza električne energije v Slovenijo.
51
4
NAČRTOVANJE PRENOSNEGA OMREŽJA
•
•
•
•
•
•
PREDSTAVITEV PRENOSNEGA OMREŽJA
SMERNICE NAČRTOVANJA PRENOSNEGA OMREŽJA
NAČRTOVANI RAZVOJ PRENOSNEGA OMREŽJA
PREOSTALI PARAMETRI PRENOSNEGA OMREŽJA
RAZVOJ VN ELEKTROENERGETSKEGA OMREŽJA SLOVENIJE - leto 2022
VIZIJA RAZVOJA do leta 2050
NAČRTOVANJE PRENOSNEGA OMREŽJA
infrastrukturo, ki bo glede na vse pričakovane
srednjein
dolgoročne
trende
razvoja
(gospodarstva,
odjema,
proizvodnje
itd.)
zadostno in bo omogočalo, pospešilo ter
zagotovilo:
• zanesljivo in varno obratovanje celotnega EES;
• visoko
stopnjo
sigurnosti
oskrbe
s
kakovostno električno energijo;
• trajnostni razvoj na vseh področjih;
• dostop do elektroenergetska omrežja vsem
udeležencem na trgu;
• nadaljnjemu
odpiranju
in
integraciji
vseevropskega trga z električno energijo;
• izboljšanje energetske učinkovitosti.
Hiter razvoj, povečevanje novih proizvodnih
zmogljivosti iz obnovljivih virov in spreminjanje
ustaljenih vzorcev proizvodnje ter liberalizacija
evropskega trga z električno energijo so v
vseevropsko prenosno omrežje in energetski
sektor vnesli vrsto sprememb. Povečanje
soodvisnosti pretokov moči po celotni Evropi in
njihova nihanja so obstoječe trende v sektorju
energetike dodobra spremenila, povod za to pa
je iskati tudi v spreminjanju evropske energetske
politike in regulative.
Razvoj energetske infrastrukture je v današnjem
času zelo tesno povezan in usklajen z zahtevami
evropske politike ter regulative EU, prenesene
tudi v državno zakonodajo in ustrezen
regulativni okvir, ki daje obzir tudi varnosti ljudi
in infrastrukture, okoljski politiki ter omejitvam
in povečanju ekonomske učinkovitosti.
V
nadaljevanju
je
predstavljen
razvoj
prenosnega omrežja Republike Slovenije za
naslednje desetletno obdobje; v luči skupnega
panevropskega elektroenergetskega omrežja
pa je podana tudi vizija razvoja slovenskega
prenosnega omrežja do leta 2050.
Glavni cilj načrtovanja razvoja prenosnega
omrežja je zagotoviti ustrezno elektroenergetsko
4.1 PREDSTAVITEV PRENOSNEGA OMREŽJA
328 km, skupna dolžina 110 kV daljnovodov pa
2.603 km, od tega jih je 1.797 km v lastništvu
ELES-a. Pri tem so vsi sistemi DV obravnavani
ločeno.
V omrežju Slovenije so na spodaj navedenih
lokacijah postavljene štiri različne vrste
transformatorskih postaj, tj. s transformacijo
400/110 kV, 400/220 kV, 220/110 kV in 110/35
kV. Tako so transformatorji 400/110 kV in moči
300 MVA vgrajeni v:
• RTP Maribor (nazivna moč 2 x 300 MVA);
Prenosno omrežje je namenjeno prenosu
električne energije od virov proizvodnje
do distribucijskih omrežij in neposrednih
odjemalcev, priključenih na prenosno omrežje,
ter izmenjavi električne energije s sosednjimi
operaterji. Prenosno omrežje je visokonapetostno
elektroenergetsko omrežje, ki ga v Sloveniji
sestavljajo trije napetostni nivoji, in sicer 400,
220 in 110 kV nivo.
Konec leta 2011 je skupna dolžina 400 kV
daljnovodov znašala 508 km, 220 kV daljnovodov
Preglednica 4.1: Starost daljnovodov po napetostnih nivojih
DALJN OV OD*
N ap. nivo
110 kV
220 kV
400 kV
Skupaj
0- 10
11- 20
39
0
0
39
270
0
47
317
Staros t [leta]
21- 30 31- 40
41<
Sk upaj
Dolžina [k m]
296
379
0
88
62
399
358
866
696
240
0
936
1.680
328
508
2.516
* Vsi sistemi so obravnavani ločeno
Preglednica 4.2: Starost energetskih transformatorjev po napetostnih nivojih
TRAN SFORMATOR
N ap. nivo
110 kV
220 kV
400 kV
Skupaj
54
0- 10
11- 20
0
1
3
4
0
0
0
0
Staros t [leta]
21- 30 31- 40
Število
1
3
2
6
5
5
4
14
41<
Sk upaj
2
1
0
3
8
10
9
27
• RTP Krško (nazivna moč 2 x 300 MVA);
• RTP Okroglo (nazivna moč 2 x 300 MVA);
• RTP Divača (nazivna moč 300 MVA).
Transformatorji 400/220 kV in moči 400 MVA so
vgrajeni v:
• RTP Podlog (nazivna moč 400 MVA);
• RTP Beričevo (nazivna moč 400 MVA).
medtem ko preglednica 4.2 prikazuje oceno
starosti energetskih transformatorjev v omrežju
Slovenije. Pri tem velja omeniti, da je življenjska
doba transformatorjev odvisna predvsem od
stopnje staranja izolacije, ta pa je odvisna od
temperature najtoplejšega dela navitja oz. od
obremenitve transformatorja.
Transformatorji 220/110 kV pa so vgrajeni v:
• RTP Cirkovce (nazivna moč 6 x 50 MVA + 50
MVA rezerva);
• RTP Podlog (nazivna moč 2 x 150 MVA);
• RTP Beričevo (nazivna moč 2 x 150 MVA);
• RTP Kleče (nazivna moč 2 x 150 MVA);
• RTP Divača (nazivna moč 2 x 150 MVA).
Strokovne ocene, pripravljene v okviru delovne
skupine CIGRE WG 37-27 (Staranje sistema), so
naslednje: stikala (zrak, olje, plin) naj bi zdržala
od 40 do 43 let, transformatorji od 35 do 42 let,
daljnovodi od 40 do 50 let, kabli od 40 do 45
let, medtem ko so ocene za preostale elemente
nižje ([42], [43]). Po ocenah o življenjski dobi
elektroenergetskih elementov so slovenski
transformatorji na 110 kV napetostnem nivoju
že dotrajani, enako pa velja tudi za daljnovode
na 110 in 220 kV napetostnem nivoju, medtem
ko so 400 kV DV nekoliko mlajši. Najstarejši 220
kV daljnovod je bil zgrajen leta 1963, najmlajši
pa leta 1972. Ostali 220 kV daljnovodi so bili
zgrajeni med letoma 1967 in 1969. Leta 2020
bodo vsi 220 kV daljnovodi stari preko 50
let, razen 220 kV DV Šoštanj-Podlog. Starost
preostalih elektroenergetskih elementov se giblje
znotraj starostnih meja.
V lasti ELES-a je šest transformatorjev 110/SN,
ostali so v lasti bodisi distribucijskih podjetij
bodisi direktnih odjemalcev.
V lasti ELES-a je tudi prečni transformator
400/400 kV z močjo 2 x 600 MVA, ki se nahaja
v RTP Divača, v EES pa je bil vključen v letu 2010.
Ocena starosti posameznih elektroenergetskih
elementov, transformatorskih in razdelilnih
postaj ter daljnovodov zajema stanje na dan
31. 12. 2011. Spodaj prikazane ocene starosti
EE elementov so pripravljene v skladu z
navodili vzdrževanja elektroenergetske opreme.
Preglednica 4.1 prikazuje pregled starosti
visokonapetostnih daljnovodov v Sloveniji,
Preglednica 4.2 prikazuje starost TR, ki so v
lasti ELES-a. Iz preglednice je razvidno, da je
7 TR starejših od 41 let, 13 pa je starejših od
30 let. Najstarejša transformatorja na 220 kV
45
40
Povprečna starost [leta]
35
30
25
20
15
10
5
0
110
220
400
Napetostni nivo [kV]
Daljnovodi
Transformatorji
Slika 4.1: Povprečna starost daljnovodov in transformatorjev po napetostnih nivojih
55
42,8
38,9
40,6
45
30,8
30
24,3
25
14,9
12
11
8,9
6,1
6,0
7,0
5,5
8,5
7,7
5,7
10
9,7
11,2
8,7
11,5
12,3
15
13,5
20
14,1
Povprečna starost [leta]
35
31,5
40
5
0
TR
ODK
LOČ
TIT
110 kV
NIT
220 kV
KIT
ODV
DV
400 kV
Slika 4.2: Povprečna starost VN naprav
napetostnem nivoju se nahajata v RTP Cirkovce,
na 110 kV napetostnem nivoju pa so najstarejši
transformatorji v RTP Divača in RTP Pekre.
Slika 4.1 prikazuje pregled starosti daljnovodov
in energetskih transformatorjev v omrežju
Slovenije po posameznih napetostnih nivojih.
Na sliki 4.2 so predstavljena starostna stanja
ostalih tipov elektroenergetskih elementov in VN
naprav v omrežju Slovenije, kot so energetski
transformatorji
(TR)
in
visokonapetostni
daljnovodi (DV), odklopniki (ODK), ločilniki
(LOČ), tokovni instrumentni transformatorji (TIT),
napetostni instrumentni transformatorji (NIT),
kombinirani instrumentni transformatorji (KIT) in
odvodniki prenapetosti (ODV). 4.2 SMERNICE NAČRTOVANJA RAZVOJA PRENOSNEGA OMREŽJA
Splošno uveljavljeni kriteriji in smernice za
načrtovanje razvoja prenosnega omrežja [39],
[40] dobivajo v okviru delovnih skupin združenja
ENTSO-E nove vsebine, ki se nanašajo na izvedbo
analize stroškov in koristi projektov za razvoj
omrežja [61]. ELES kot član združenja aktivno
sodeluje pri oblikovanju vsebin in jih ažurno
implementira v svoje delo pri načrtovanju razvoja
prenosnega omrežja.
Pregled trendov uvajanja novih postopkov kaže,
da v samem postopku načrtovanja razvoja
prenosnega omrežja v smislu tehničnega vidika
oz. izbranih tehničnih kriterijev do bistvenih
razlik ne prihaja. Tako prva faza procesa
načrtovanja obsega izbiro ustreznih scenarijev,
ki zajemajo predvidene negotovosti na vseh
56
področjih in predstavljajo celovit ter konsistenten
opis mogočih razmer v prihodnosti.
V drugi fazi se za izbrane scenarije naredi t. i.
stresni test omrežja, v katerem se z uveljavljenimi
tehničnimi kriteriji zaznajo morebitne težave v
omrežju in tako oceni »zdravje« oz. robustnost
samega omrežja ter poiščejo potrebni ukrepi.
V sklopu tega ELES razišče posledice vseh
možnih dogodkov v omrežju, ki bi lahko ogrozili
zanesljivost obratovanja, pri tem pa so omenjeni
dogodki ocenjeni na osnovi njihove verjetnosti
pojava. S tem je ELES v procesu načrtovanja
prenosnega omrežja naredil pomemben preskok
naprej in uvedel tudi verjetnostni pristop k
načrtovanju, pri čemer upošteva več vrst tveganj.
V sklopu opisanega pristopa ELES posamezne
Izpad elementov
Običajen izpad
(višja verjetnost nastopa)
Izredni izpad
(izjemno nizka verjetnost)
Redek izpad
(nižja verjetnost nastopa)
Hkraten (nepovezan) izpad
dveh ali več povezav
Povezava z dvema ali več
sistemi na skupnem stebru
Generator
1 sistem daljnovoda
Izpad celotne RTP
Zbiralka
Transformator
Hkraten (nepovezan) izpad dveh ali
več povezav
Izpad več proizvodih
enot (hkrati)
Kondenzatorske baterije
Izpad opreme za upravljanje pretokov moči
(prečni transformator, FACTS naprave)
Hkraten izpad več
polov DC voda
Povezava z dvema ali več sistemi na skupnem
stebru (če SOPO meni, da je obravnava primerna
kot običajen izpad)
Slika 4.3: Vrste izpadov elementov razvrščeni glede na pogostost nastopa
dogodke v skladu z metodologijo ENTSO-E
razvršča med običajne, redke in izredne izpade
elementov, pri čemer navadno daje večjo
pozornost dogodkom z višjo verjetnostjo
nastopa. Slika 4.3 prikazuje razvrščene izpade
elementov po pogostosti nastopa.
Do največjih sprememb je v zadnjih letih prišlo v
zadnjem koraku procesa načrtovanja, v katerem
se s pomočjo multikriterijske analize posamezen
projekt, ki predstavlja tehnično ustrezno rešitev,
oceni z vidika koristi in stroškov. Cilj takega
ocenjevanja projektov je z več vidikov ovrednotiti
vpliv in dodano vrednost prenosnega projekta na
družbo in stroške. Okvir za ocenjevanje projektov
prikazuje slika 4.4.
Koristi vsakega posameznega projekta se ocenijo
z vidika:
• varnega
in
zanesljivega
obratovanja
(sposobnost sistema zagotoviti zanesljivo
obratovanje v normalnih obratovalnih
stanjih);
• socialne in gospodarske blaginje (odpravljanje
ozkih grl v omrežju za povečanje možnosti
trgovanja in konkurence ter znižanje cen
električne energije za uporabnike);
• možnosti vključitve OVE (odpravljanje
omejitev za vključevanje novih OVE);
• izgub električne energije (zmanjšanje izgub
električne energije v omrežju);
• emisij CO2 (povečanje dostopnosti do virov
električne energije z nižjimi emisijami CO2);
Kategorije ocenjevanja projektov
Tehnični
vidiki
Prožnost
Stroški
Odpornost
Okoljski in
socialni vpliv
Sigurnost
oskrbe
Socialna in
gospodarska
blaginja
Energetska
učinkovitost
CO2
Cilji
3 x 20
OVE
Slika 4.4: Kategorije za ocenjevanje projektov
57
•
•
robustnosti sistema (sposobnost obratovanja
sistema v ekstremnih obratovalnih stanjih v
skladu s kriterijem N-1);
prožnosti sistema (sposobnost obratovanja
sistema pri različnih scenarijih porabe,
proizvodnje in tranzita v prihodnosti).
Celotne stroške projekta sestavljajo stroški:
• izgradnje (stroški umešanja v prostor, stroški
materiala in montaže, stroški začasnih
rešitev za realizacijo projekta);
• vzdrževanja do konca življenjske dobe;
• razgradnje na koncu življenjske dobe. 4.3 NAČRTOVANI RAZVOJ PRENOSNEGA OMREŽJA
Tipične značilnosti novih razvojnih projektov
v prenosnem omrežju so njihova visoka cena,
dolga življenjska doba in zaradi nizke družbene
sprejemljivosti tudi izredno dolg čas umeščanja
razvojnih projektov v prostor. Investiranje
v visokonapetostno prenosno omrežje zato
predhodno zahteva določitev optimalnega
razvoja prenosnega omrežja in optimalnih
rešitev, ki jih je moč določiti na podlagi stanja
in starosti obstoječega omrežja, različnih možnih
scenarijev odjema in proizvodnje električne
energije, prehodov pretokov moči ter zahtev EU
glede skupnega trga z električno energijo.
vzorci izmenjav električne energije med državami.
Gradnja scenarijev tako upošteva sezonsko
variacijo proizvodnje in odjema (zima/poletje),
variacijo časa odjema (dnevno/nočno stanje)
ter izmenjav med državami. Najpomembnejši
viri informacij in podatkov za sestavo modelov
ter scenarijev so predvsem javno dostopna
dokumenta združenja ENTSO-E Ten-Year
Network Development Plan 2012 [6] in napoved
zadostnosti območja ENTSO-E za obdobje 20122030 [29] ter tudi vsi podatki, ki jih pridobiva
ELES s tesnim sodelovanjem v različnih delovnih
telesih ENTSO-E.
ELES pri načrtovanju razvoja prenosnega omrežja
uporablja
metodo
dinamičnega
postopka
načrtovanja, ki je osnovana na t. i. principu
sukcesivne ekspanzije omrežja. Pri tem postopku
mora v vsakem letu opazovanega obdobja (20132022) prenosno omrežje ustrezati kriterijem,
kar pomeni, da se prenosno omrežje preverja in
postopno načrtuje za vsako leto posebej. V sklopu
tega ELES za obravnavano desetletno obdobje
pripravlja in analizira podrobne razvojne modele
prenosnega omrežja Slovenije in celotne Evrope
z različnimi scenariji odjema, proizvodnje, vzorci
proizvodnje in odjema v Evropi ter pričakovanimi
Dolga življenjska doba posamezne investicije (40
let in več) in zahtevni ter dolgotrajni postopki
umeščanja v prostor od sistemskega operaterja
prenosnega omrežja na drugi strani zahtevajo,
da v procesu načrtovanja omrežja upošteva
tudi dolgoročne trende razvoja evropskega
energetskega sektorja, cilje EU glede sigurnosti
obratovanja in vključevanja novih OVE ter
podpiranja evropskega trga z električno energijo.
V ta namen je ELES uvedel vizijo razvoja omrežja
do leta 2050, ki je poleg razvoja v naslednjem
desetletju (do leta 2017 in 2022) predstavljena v
tem poglavju.
4.3.1 Leto 2017
Poglavje
prikazuje
pričakovane
normalne
obratovalne razmere v EES Slovenije v letu 2017.
Skladno z načrtovanim razvojem prenosnega
omrežja Slovenije so v model EES Slovenije
vključeni spodaj našteti večji elektroenergetski
objekti.
400 kV in 220 kV napetostni nivo:
• DV 2 x 400 kV Beričevo-Krško;
• DV 2 x 400 kV Cirkovce–Pince z RTP Cirkovce;
• TR 400/110 kV v RTP Cirkovce;
• priključni DV 220 kV v RTP Metal Ravne
(2016).
110 kV napetostni nivo:
• DV 2 x 110 kV Divača–Gorica (Renče);
• DV 110 kV Koper–Izola;
58
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
DV 2 x 110 kV Divača–Ilirska Bistrica;
DV 2 x 110 kV Kleče – Litostroj;
kbV 110 kV TETOL-Toplarna-PCL–Litostroj;
DV 2 x 110 kV Bršljin-Gotna vas;
DV 2 x 110 kV Grosuplje–Trebnje;
DV 2 x 110 kV Brestanica–Hudo;
DV 110 kV Jesenice-Kranjska Gora;
DV 2 x 110 kV Železniki-Bohinj;
kbV 110 kV Pekre-Koroška vrata;
DV 2 x 110 kV Dravograd-Velenje;
DV 2 x 110 kV Dravograd-Ravne;
priključni vodi za HE Brežice in HE Mokrice;
priključne povezave za vključitev novih RTP;
ostali elementi na 110 kV napetostnem
nivoju v skladu s preglednico 4.6.
V nadaljevanju sta predstavljena pričakovano
Kainachtal
AT
P=512 MW
Q=61 Mvar
Ods=37,8 %
P=222 MW
Q=6 Mvar
Ods=58,7 %
P=147 MW
Q=89 Mvar
Ods=15,8 %
Kleče
P=786 MW
Q=110 Mvar
Ods=60,5 %
P=245 MW
Q=89 Mvar
Ods=70,6 %
P=199 MW
Q=2 Mvar
Ods=54,7 %
P=1136 MW
Q=-100 Mvar
Ods=64,4 %
Divača
Cirkovce
P=83 MW
Q=25 Mvar
Ods=26,2 %
Beričevo
P=262 MW
Q=127 Mvar
Ods=22,2 %
Žerjavinec
Krško
P=248 MW
Q=-89 Mvar
Ods=23,6 %
Pehlin
Legenda
Tumbri
P=343 MW
Q=217 Mvar
Ods=30,8 %
HR
P=248 MW
Q=-89 Mvar
Ods=23,6 %
P=288 MW
Q=-3 Mvar
Ods=80,1 %
P=106 MW
Q=110 Mvar
Ods=42,7 %
P=172 MW
Q=-118 Mvar
Ods=15,4 %
P=49 MW
Q=-21 Mvar
Ods=17,5 %
P=503 MW
Q=44 Mvar
Ods=37,2 %
P=262 MW
Q=127 Mvar
Ods=22,2 %
P=923 MW
Q=136 Mvar
Ods=71,2 %
Padriciano
Podlog
Heviz
P=343 MW
Q=8 Mvar
Ods=25,3 %
P=352 MW
Q=15 Mvar
Ods=26,0 %
P=294 MW
Q=106 Mvar
Ods=23,4 %
P=218 MW
Q=12 Mvar
Ods=59,3 %
P=147 MW
Q=89 Mvar
Ods=15,8 %
Redipuglia
P=141 MW
Q=-19 Mvar
Ods=37,6 %
Šoštanj
Okroglo
P=445 MW
Q=29 Mvar
Ods=32,9 %
Maribor
Ravne
IT
HU
P=512 MW
Q=61 Mvar
Ods=37,8 %
Obersielach
DV 400 kV
DV 220 kV
Elektrarna
R(T)P v Sloveniji
Melina
R(T)P v tujini
Slika 4.5: Prenosno omrežje Slovenije v letu 2017 v osnovnem obratovalnem stanju pri proizvodnem
scenariju C
normalno obratovalno stanje v EES Slovenije za
leto 2017 in izbrani zimski konični scenarij. Slika
4.5 prikazuje pretoke moči v omrežju Slovenije,
preglednica 4.3 pa najvišje obremenitve na 110
kV omrežju in transformaciji. Prenosno omrežje
Slovenije na sliki obratuje z obema prečnima
transformatorjema v Divači in Padricianu.
V prenosnem omrežju Slovenije je v letu 2017
predviden najbolj kritičen izpad DV 400 kV
Beričevo-Divača, vendar pa je z ustrezno aktivacijo
prečnih transformatorjev v Divači in Padricianu
mogoče prenosno omrežje Slovenije spraviti v
okvire varnega in zanesljivega obratovanja.
Analiza obratovanja 110 kV prenosnega omrežja
kaže, da v letu 2017 večjih težav z obratovanjem
ob izpadih elementov ni pričakovati, redke kritične
primere pa bo moč obvladovati z različnimi
obratovalnimi ukrepi (izklop preobremenjenega
daljnovoda, razklop zbiralk v RTP …). Povišane
obremenitve 110 kV omrežja je tako moč
pričakovati na območju severne Primorske (zaradi
zahtevnega obratovanja ČHE Avče), Ljubljane
(zaradi močno povezanega kabelsko izvedenega
omrežja med Beričevim in Klečami), območju
Zasavja (v letih hkratnega obratovanja bloka 2 v
ukinjanju in novega PPE bloka 3 v TE Trbovlje) in
območju Cirkovc oz. Maribora.
Preglednica 4.3: Vrednosti pretokov delovne moči na najbolj obremenjenih 110 kV daljnovodih in
transformatorjih za leto 2017 – osnovno obratovalno stanje
Daljnovod
DV 110 kV TET-Vodenska
DV 110 kV Kidričevo-Ptuj Breg
DV 110 kV TET-Potoška vas
Trans formator
Cirkovce TR 41
Maribor TR 411 in TR 412
Okroglo TR 411 in TR 412
N ap. nivo
Obremenitev
[k V ]
P [MW]
110
74
110
110
88
68,4
74
58,0
P [MW]
400/110 kV
164
400/110 kV
59,6
Obremenitev
Trans formac ija
400/110 kV
%
%
169
58,6
147
57,2
57,5
59
4.3.2 Leto 2022
spodaj navedeni pomembnejši elektroenergetski
objekti.
Za leto 2022 sta v tem poglavju predstavljena
dva scenarija, ki temeljita na različnih scenarijih
proizvodnje. Prvi je pesimistični scenarij A, ki
upošteva le tiste proizvodne enote, ki so že v
gradnji ter imajo pridobljeno gradbeno in okoljsko
dovoljenje. Drugi scenarij je optimistični scenarij
C, ki upošteva vse predvidene proizvodne enote
do leta 2022.
400 kV in 220 kV napetostni nivo:
• DV 2 x 400 kV Okroglo–Udine;
• RTP 400/110 kV Avče (Tolmin);
• DV 2 x 400 kV Beričevo-Kleče–Divača (prehod
z 220 na 400 kV);
• drugi TR 400/110 kV v RTP Divača;
• priključni vodi za ČHE Kozjak.
Skladno z obema scenarijema je upoštevan tudi
različen razvoj prenosnega omrežja, tj. predvsem
na najvišjem 400 kV napetostnem nivoju. Tako
je predvideno, da bo s povečevanjem uvoznih
prenosnih in domačih proizvodnih zmogljivosti
(scenarij C) izpolnjen predpogoj za povečevanje
prenosnih zmogljivosti proti Italiji, zato je gradnja
novih povezav proti Italiji predvidena le za primer
scenarija C. V nadaljevanju je tako na slovenskoitalijanski meji upoštevan nov DV 2 x 400 kV
Okroglo-Udine, omeniti pa velja možnost, da
se namesto omenjenega daljnovoda zgradi nova
enosmerna HVDC povezava Slovenija-Italija.
Slednja je okoljsko bolj sprejemljiva, zaradi česar
bi jo bilo tudi lažje umestiti v prostor.
110 kV napetostni nivo:
• DV 2 x 110 kV Divača–Koper (Hrpelje);
• DV 110 kV Izola-Lucija;
• DV 2 x 110 kV Tolmin–Kobarid;
• kbV 110 kV TETOL-Center-Vrtača–Šiška;
• DV 2 x 110 kV Vič–Polje;
• DV 2 x 110 kV Kočevje–Črnomelj;
• DV 110 kV Kočevje–Hudo;
• DV 2 x 110 kV Kamnik-Primskovo;
• kbV 110 Jesenice-Železarna;
• DV 2 x 110 kV Murska Sobota-Mačkovci;
• DV 110 kV Murska Sobota-Lendava;
• DV 2 x 110 kV Lenart-Radenci;
• DV 110 kV Maribor-Murska Sobota;
• DV 2 x 110 kV Maribor–Sladki Vrh;
• priključni vodi za HE na srednji Savi;
• priključne povezave za vključitev novih RTP;
V skladu s scenarijem C in kriteriji načrtovanja
razvoja prenosnega omrežja je predvideno, da
bodo do leta 2022 zgrajeni in rekonstruirani
AT
Obersielach
IT
P=33 MW
Q=26 Mvar
Odj=2,3 %
P=249 MW
Q=98 Mvar
Odj=24,8 %
P=210 MW
Q=45 Mvar
Odj=60,4 %
P=756 MW
Q=98 Mvar
Odj=58,3 %
Kleče
Avče
P=967 MW
Q=-30 Mvar
Odj=54,0 %
P=249 MW
Q=98 Mvar
Odj=24,8 %
Beričevo
P=626 MW
Q=6 Mvar
Odj=47,9 %
Divača
Maribor
P=108 MW
Q=-43 Mvar
Odj=31,2 %
P=353 MW
Q=-116 Mvar
Odj=27,9 %
P=362 MW
Q=-114 Mvar
Odj=28,4 %
Cirkovce
P=322 MW
Q=2 Mvar
Odj=24,1 %
Podlog
P=39 MW
Q=16 Mvar
Odj=13,0 %
P=491 MW
Q=-51 Mvar
Odj=36,9 %
P=272 MW
Q=138 Mvar
Odj=23,3 %
Žerjavinec
P=199 MW
Q=-20 Mvar
Odj=55,3 %
Pehlin
P=115 MW
Q=-164 Mvar
Odj=15,0 %
P=3 MW
Q=29 Mvar
Odj=9,9 %
Krško
P=125 MW
Q=-143 Mvar
Odj=17,1 %
Padriciano
P=157 MW
Q=104 Mvar
Odj=52,2 %
Heviz
P=272 MW
Q=138 Mvar
Odj=23,3 %
P=207 MW
Q=94 Mvar
Odj=64,0 %
P=62 MW
Q=-62 Mvar
Odj=25,1 %
P=419 MW
Q=39 Mvar
Odj=31,5 %
Ravne
Šoštanj
Okroglo
P=581 MW
Q=-44 Mvar
Odj=43,5 %
P=581 MW
Q=-44 Mvar
Odj=43,5 %
P=189 MW
Q=-17 Mvar
Odj=51,4 %
Redipuglia
HU
Kainachtal
Tumbri
P=476 MW
Q=279 Mvar
Odj=40,7 %
HR
P=125 MW
Q=-143 Mvar
Odj=17,1 %
Legenda
DV 400 kV
DV 220 kV
Elektrarna
Melina
R(T)P v Sloveniji
R(T)P v tujini
Slika 4.6: Prenosno omrežje Slovenije v letu 2022 v osnovnem obratovalnem stanju po proizvodnem
scenariju A
60
AT
Obersielach
IT
P=312 MW
Q=31 Mvar
Odj=17,2 %
Udine
Redipuglia
Ravne
P=99 MW
Q=20 Mvar
Odj=26,9 %
P=405 MW
Q=144 Mvar
Odj=39,8 %
P=674 MW
Q=129 Mvar
Odj=52,3 %
Kleče
Avče
P=683 MW
Q=42 Mvar
Odj=37,7 %
P=405 MW
Q=144 Mvar
Odj=39,8 %
P=293 MW
Q=-24 Mvar
Odj=22,5 %
P=472 MW
Q=52 Mvar
Odj=36,3 %
P=234 MW
Q=-15 Mvar
Odj=17,2 %
P=240 MW
Q=-6 Mvar
Odj=17,7 %
Cirkovce
P=216 MW
Q=118 Mvar
Odj=18,4 %
Podlog
P=129 MW
Q=67 Mvar
Odj=10,7 %
Beričevo
P=506 MW
Q=86 Mvar
Odj=39,1 %
Žerjavinec
Krško
P=323 MW
Q=-176 Mvar
Odj=33,0 %
Legenda
Tumbri
P=294 MW
Q=241 Mvar
Odj=28,0 %
HR
P=323 MW
Q=-176 Mvar
Odj=33,0 %
P=271 MW
Q=-30 Mvar
Odj=74,3 %
Pehlin
P=121 MW
Q=-147 Mvar
Odj=14,1 %
P=11 MW
Q=-21 Mvar
Odj=7,8 %
P=506 MW
Q=86 Mvar
Odj=39,1 %
Padriciano
P=209 MW
Q=67 Mvar
Odj=59,9 %
Heviz
Maribor
Kozjak
P=339 MW
Q=-34 Mvar
Odj=26,0 %
Divača
P=171 MW
Q=78 Mvar
Odj=13,8 %
P=458 MW
Q=30 Mvar
Odj=33,5 %
P=63 MW
Q=-6 Mvar
Odj=16,6 %
Šoštanj
Okroglo
P=293 MW
Q=48 Mvar
Odj=16,3 %
P=364 MW
Q=59 Mvar
Odj=27,1 %
P=99 MW
Q=47 Mvar
Odj=8,0 %
P=18 MW
Q=28 Mvar
Odj=8,7 %
P=338 MW
Q=25 Mvar
Odj=18,8 %
HU
Kainachtal
DV 400 kV
DV 220 kV
Elektrarna
R(T)P v Sloveniji
Melina
R(T)P v tujini
Slika 4.7: Prenosno omrežje Slovenije v letu 2022 v osnovnem obratovalnem stanju po proizvodnem
scenariju C
•
ostali elementi na 110 kV napetostnem
nivoju v skladu s preglednico 4.6.
V nadaljevanju so predstavljeni pričakovano
normalno obratovalno stanje v EES Slovenije za
leto 2022, izbrani zimski konični scenarij ter
različna proizvodna scenarija A in C. Na sliki
4.6 so prikazani rezultati analize v osnovnem
obratovalnem stanju pri proizvodnem scenariju
A, na sliki 4.7 pa rezultati po proizvodnem
scenariju C. V preglednici 4.4 so prikazani
najbolj obremenjeni daljnovodi na 400 in 110 kV
napetostnem nivoju ter tudi obremenitev 400/110
kV transformatorjev v osnovnem obratovalnem
stanju pri optimističnem proizvodnem scenariju
C. Tudi v teh primerih prenosno omrežje Slovenije
obratuje z obema prečnima transformatorjema v
Divači in Padricianu.
Primerjava rezultatov analiz na slikah 4.6 in 4.7
kaže, da je v primeru proizvodnega scenarija A v
prihodnosti mogoče pričakovati v povprečju nižjo
obremenjenost prenosnega omrežja v primerjavi
s scenarijem C. Prav tako se v scenariju C v
primerjavi s scenarijem A zaradi višje domače
proizvodnje in dodatnih prenosnih zmogljivosti
prenos električne energije proti Italiji poveča.
V sklopu analiz prenosnega omrežja Republike
Slovenije so bili analizirani tudi vplivi različnih
Preglednica 4.4: Vrednosti pretokov delovne moči na najbolj obremenjenih daljnovodih in
transformatorjih za leto 2022 – osnovno obratovalno stanje (proizvodni scenarij C)
Daljnovod
DV 110 kV Beričevo-Domžale
kbV 110 kV TETOL-Center
DV 110 kV TET-Vodenska
Trans formator
Maribor TR 411 in TR 412
Cirkovce TR 41
Ravne TR 211
N ap. nivo
Obremenitev
[k V ]
P [MW]
110
99
110
110
85
67,1
82
63,6
P [MW]
400/110 kV
177
220/110 kV
64,7
Obremenitev
Trans formac ija
400/110 kV
%
%
174
61,6
80
56,5
61,5
61
scenarijev gibanja bilanc posameznih držav
znotraj regij v Evropi ter vpliv različnih novih
mednarodnih povezav, predvsem npr. nova
enosmerna HVDC povezava med Črno goro
in Italijo. V primeru, da bodo pretoki moči v
prihodnosti vztrajali pri danes znanih vzorcih
izmenjav moči od vzhoda Evrope do zahoda (npr.
proti Italiji), bo prenosno omrežje Slovenije še
naprej izpostavljeno, vendar pa bo te pretoke
moč obvladovati s prečnima transformatorjema
na slovensko-italijanski meji. V proizvodnem
scenariju A bo tako varno in zanesljivo
obratovanje prenosnega omrežja (tudi brez
prehoda 220 kV prenosnega omrežja na 400
kV napetostni nivo) moč zagotoviti že zgolj z
omenjenima prečnima transformatorjema. Tudi v
proizvodnem scenariju C omrežje izkazuje visoko
stopnjo sigurnosti in zanesljivosti obratovanja.
Po obratovalnih ukrepih bi bilo treba poseči
le v primeru nerazpoložljivosti dvosistemskih
daljnovodov.
Prihodnji trendi izmenjav pretokov moči in
razvoja proizvodnih virov iz OVE v Evropi pa na
drugi strani nakazujejo, da bi se v prihodnosti
vzorci izmenjav med regijami lahko spremenili,
predvsem v smeri sever-jug. Ob ugodnih
vremenskih pogojih je tako v prihodnosti moč
pričakovati presežke energije na severu Evrope
(tudi v Italiji zaradi svoje proizvodnje energije iz
sončnih elektrarn), zmanjšanje oz. pomanjkanje
energije pa na Balkanu – v tej regiji je npr. Turčija
velik uvoznik električne energije, del energije
z Balkana bi odtekal tudi po novi enosmerni
povezavi med Črno goro in Italijo. Analize so
pokazale, da je vpliv takih novih izmenjav na
slovenskem EES odvisen od količine le-teh. Tako
bi manjše količine izmenjav energije iz severne
Evrope na Balkan na prenosno omrežje Slovenije
imele ugoden vpliv in ga razbremenile. V primeru
pojava velikih količin dodatnih izmenjav energije
iz OVE pa bi bil učinek na slovensko prenosno
omrežje lahko občasno neugoden.
Analiza 110 kV omrežja za proizvodni scenarij
C kaže na ustreznost omrežja, večjih težav
ob izpadih pa ni zaznati. Nekoliko več težav je
mogoče pričakovati v primeru scenarija A, kjer bi
ustavitev rasti oz. gradnje novih proizvodnih virov
na 110 kV nivoju pomenila dodatno obremenitev
transformacij X/110 kV in zahtevo po dodatnih
transformatorjih z višjega na 110 kV napetostni
nivo.
4.4 PREOSTALI PARAMETRI PRENOSNEGA OMREŽJA
4.4.1 Analiza napetostnih razmer in jalovih moči v omrežju
Analize napetostnih razmer in obratovalnih stanj
za preteklo obdobje kažejo, da se v EES Slovenije
na 400 kV napetostnem nivoju občasno pojavljajo
previsoke napetosti, ki so posledica predvsem
prevelikih prispevkov jalove moči iz Republike
Hrvaške in nizkih obremenitev v omrežju.
Občasno so bile napetostne razmere tako
neugodne, da jih ELES z angažiranjem elektrarn v
Sloveniji in drugih možnih obratovalnih ukrepov
ni mogel vedno odpraviti, zaradi česar je bila
ogrožena tudi sigurnost obratovanja omrežja.
ELES na drugi strani napetostne razmere na 110
kV obvladuje brez težav ter v predpisanih mejah.
Razvoj visokonapetostnega prenosna omrežja in
gradnja novih proizvodnih enot v Sloveniji bosta
v prihodnosti močno vplivala tudi na napetostne
razmere v prenosnem omrežju Slovenije. Analize
so pokazale, da je na 220 in 400 kV napetostnem
nivoju v času nizkih obremenitev v omrežju (v
nočnem stanju) in predvsem zaradi naraščajočih
prispevkov jalovih moči iz sosednje Hrvaške
moč pričakovati povečanje količine jalovih moči.
Kot posledica bodo občasno nastopale težave s
previsokimi napetostmi v celotnem omrežju, ki
62
jih brez angažiranja obstoječih lastnih elektrarn
in brez ostalih ukrepov dušenja jalovih moči ne
bo mogoče vedno odpraviti [32].
Slika 4.8 prikazuje primerjavo napetostnih
profilov v EES Slovenije za poletno nočno stanje
v letu 2022 na 400 kV napetostnem nivoju [33].
Leva slika prikazuje razmere v omrežju Slovenije,
če bodo skladno s scenarijem C v omrežju
dokončani in vključeni vsi proizvodni objekti.
Videti je, da bo napetostni profil Slovenije moč
učinkovito obvladovati v predpisanih mejah,
največjo vlogo pri tem pa bosta imela predvideni
novi TEŠ 6 in JEK 2.
Desna slika (na sliki 4.8) na drugi strani prikazuje
možen napetostni profil v letu 2022 za primer,
če v EES Slovenije ne bo dokončan noben novi
(večji) proizvodni objekt (scenarij A oz. B) ali v
primeru neobratovanja katerih obstoječih večjih
enot. Videti je, da bo v primeru, če na 400 kV
napetostnem nivoju ne bodo zgrajeni novi
proizvodni objekti ali če ne bodo obratovale večje
obstoječe proizvode enote, v EES Slovenije še
Slika 4.8: Napetostni profil v EES Slovenije za poletno nočno stanje v letu 2022 – 400 kV napetostni
nivo (levo – stanje z novimi proizvodnimi viri; desno – stanje brez novih proizvodnih virov)
naprej moč pričakovati občasen pojav previsokih
napetosti, ki jih brez dodatnih ukrepov ne bo
mogoče odpraviti. V izogib opisanim težavam
in za zagotovitev sigurnosti obratovanja je
ELES predvidel možnost vgradnje sodobnih
kompenzacijskih
naprav
v
pomembnejše
slovenske RTP. Skladno z rezultati preliminarne
študije napetostnih razmer bi bilo previsoke
napetosti v EES Slovenije moč odpraviti s
ponorom jalove moči (dušilke) v RTP Beričevo ali
RTP Krško [36]. Dodatna, bolj podrobna analiza te
problematike je pokazala, da bi ELES še nekoliko
bolj ugoden vpliv na razmere lahko dosegel z
vgradnjo omenjenih naprav velikosti do 200 Mvar
na lokacijah v RTP Divača in RTP Krško. S tem
ukrepom bi bili kompenzacijski napravi vključeni
2017
profila. S takimi ukrepi bi ELES lahko celovito
obvladoval napetostni profil v izrednih razmerah
ter dosegal njegovo optimalnost v normalnih
obratovalnih stanjih.
Pričakovane prihodnje napetostne razmere na 110
kV omrežju so s stališča sigurnosti obratovanja
bolj ugodne, kar prikazujeta tudi sliki 4.9 in
4.10, kjer so prikazana normalna obratovalna
stanja izračunanih napetostnih profilov v 110 kV
omrežju Slovenije. Sliki 4.9 in 4.10 prikazujeta
napetostni profil EES Slovenije (110 kV napetostni
nivo) za poletno konično in poletno nočno stanje
ter za ciljni leti 2017 in 2022 [33].
Primerjava slik 4.8 in 4.9 kaže, da v 110 kV
2022
Slika 4.9: Napetostni profil v EES Slovenije za poletno konično stanje za leti 2017 (levo) in 2022
(desno) – 110 kV napetostni nivo
na tistih mestih v EES Slovenije, kjer visoki pretoki
jalove moči tudi pritekajo v Slovenijo iz sosednje
Hrvaške. Sama naprava bi bila sestavljena iz več
manjših stopenj, s čimer bi dopuščala tudi bolj
fino regulacijo jalove moči ter napetostnega
2017
omrežju Slovenije tako v dnevnem kot v nočnem
času ni pričakovati večjih težav z zagotavljanjem
ustreznih
napetostnih
razmer.
ELES
bo
predvsem v nočnih stanjih, ko je zaradi nižje
obremenjenosti omrežja praviloma pričakovati
2022
Slika 4.10: Napetostni profil v EES Slovenije za poletno nočno stanje za leti 2017 (levo) in 2022
(desno) – 110 kV napetostni nivo
63
pojav višjih napetosti na 110 kV napetostnem
nivoju, s primerno proizvodnjo jalove moči in
regulacijo transformatorjev X/110 kV učinkovito
lahko obvladoval vsa obratovalna stanja in skrbel,
da bo napetost vedno v svojih mejah, skladno s
SONPO.
4.4.2 Analiza razmer v prenosnem omrežju zaradi nelinearnih bremen
Kakovostna oskrba z električno energijo je v
razvitem svetu vse bolj pomembna. Poglavitni
razlog je vse večja odvisnost naprav oz. tehnologij
od kakovosti oskrbe. Vsebina kakovosti na
splošno zajema tri skupine: komercialno
kakovost, kakovost napetosti in neprekinjeno
napajanje. Glede na to, da vsebinsko spremljanje
komercialne kakovosti v prenosnem omrežju v
Republiki Sloveniji še ni opredeljeno in da je bila
neprekinjenost napajanja tema prejšnjih poglavij,
se bomo omejili na analizo kakovosti napetosti.
Za ocenjevanje kakovosti električne napetosti se
uporablja slovenski standard SIST EN 50160.
Za zagotovitev sistematičnega pristopa je
IEC TC 77 postavil naslednjo klasifikacijo
elektromagnetnih
motenj:
nizkofrekvenčne
motnje po vodniku, sevane nizkofrekvenčne
motnje, visokofrekvenčne motnje po vodniku,
sevane visokofrekvenčne motnje, elektrostatične
praznitve in jedrski elektromagnetni pulz. Za
pričujočo analizo so pomembne naslednje
značilnosti
nizkofrekvenčnih
motenj
po
vodniku: fliker in harmonske ter medharmonske
napetosti.
4.4.2.1 Flikerji
Ocena sedanjega stanja
Glavni povzročitelji flikerja v prenosnem omrežju
so elektroobločne peči v vseh treh slovenskih
železarnah. Motnja se preko transformacije prenese
na SN in NN omrežja, za katere so s standardoma SIST
IEC/TR3 61000-3-7 in SIST EN 50160 predpisane
ravni združljivosti. Z meritvami in simulacijskim
modelom je bilo ugotovljeno, da vpliv obratovanja
obločne peči v železarni Jesenice zajema celotno
območje Gorenjske z Ljubljansko kotlino in del
Dolenjske, kjer nivoji flikerja občasno presegajo
dovoljene vrednosti [37]. Posledica obratovanja
obločne peči v železarni Ravne, ki je priključena v
točki z relativno nizko kratkostično močjo, je pojav
flikerja na področju Mežiške, Mislinjske in delno
Dravske doline. Kratkostična moč na celjskem
območju je visoka, zato je pojav flikerja vezan le na
neposredno bližino železarne Štore [38].
Potrebni ukrepi za sanacijo
Za sanacijo nivojev flikerja pod dopustne
vrednosti na VN omrežju in posledično na SN
64
omrežju so predvideni naslednji ukrepi:
• V jeklarni Jesenice bo v skladu s Soglasjem
za priključitev zgrajena nova kompenzacijska
naprava moči 90 Mvar, ki bo nadomestila
obstoječo
enake
moči.
Obstoječa
kompenzacijska naprava bo uporabljena za
kompenzacijo jalove energije v internem 35 kV
omrežju nemirnih pogonov. Z novo naložbo
se pričakuje izboljšanje nivoja flikerja.
• Elektro-Slovenija in Metal Ravne sta sklenila
pismo o nameri za sodelovanje pri izgradnji
RTP 220/110/20 kV Ravne na območju ZGO
Železarna Ravne. Ob priključitvi nemirnega
odjema na 220 kV bo rešen problem
previsokega flikerja na območju Koroške.
Omenjeni RTP se bo vzankal v meddržavni DV
220 kV Podlog–Obersielach.
• Na priključnem mestu jeklarne Štore (RTP Lipa)
je kratkostična moč relativno visoka, zaradi
česar je fliker relativno nizek. Za znižanje
flikerja na sprejemljivo vrednost bi zadoščala
vgradnja serijske dušilke.
4.4.2.2 Harmoniki in medharmoniki
Ocena sedanjega stanja
Meritve kakovosti napetosti v 220 kV in 110 kV
omrežju na širšem območju RTP 400/220/110
kV Beričevo ter na širšem območju Koroške,
ki so zajele vseh trinajst značilnosti napetosti
po standardu SIST EN 50160, so pokazale,
da harmonske napetosti nikjer ne presegajo
dovoljenih vrednosti. Najvišja dosežena vrednost
na vplivnem področju RTP Beričevo je bila 5.
harmonska komponenta, medtem ko sta na
Koroškem prevladovali 6. in 24. harmonska
komponenta.
Harmonske in medharmonske napetosti nikjer
ne presegajo dovoljenih vrednosti, vendar pa je
zaradi tega toliko bolj pomembno, da se pred
vsakim novim priklopom večjega motečega
uporabnika omrežja, pred izdajo soglasja za
priključitev, podrobno razišče njegov potencialni
vpliv na elemente EES Slovenije.
4.4.3 Analiza kratkostičnih moči v prenosnem omrežju EES
Različni dogodki in kritična stanja v EES imajo
za posledico občasen pojav kratkostičnih tokov
in moči, ki na elektroenergetskih elementih
povzročajo velike termične in dinamične
obremenitve, njihova velikost pa je močno
odvisna od konfiguracije prenosnega omrežja in
proizvodnih virov. Neupoštevanje kratkostičnih
tokov
pri
načrtovanju
elektroenergetskih
objektov lahko tako v najslabšem primeru
privede tudi do uničenja posameznih naprav
in daljšega izpada prizadetega objekta iz EES.
V fazi načrtovanja razvoja omrežja je zato
nujno preverjanje kratkostičnih razmer in na
podlagi izračunov tudi ustrezno dimenzioniranje
novih elektroenergetskih elementov v EES.
Poznavanje kratkostičnih tokov omogoča SOPO
določitev zahtevane obremenjenosti elementov
v prenosnem omrežju, prav tako pa so analize
kratkostičnih razmer temelj za dimenzioniranje in
nastavljanje zaščitne elektroenergetske opreme
v stikališčih. SOPO redno preverja kratkostične
razmere v lastnem EES in prav tako ob vključitvah
novih elektroenergetskih objektov v EES.
Preglednica 4.5 predstavlja vrednosti kratkostičnih
tokov (IK) in moči (SK) vseh RTP na 400 in 220
kV napetostnem nivoju ter tistih RTP na 110 kV
napetostnem nivoju, ki so preko transformacije v
stikališču povezani s 400 in z 220 kV napetostnim
nivojem.
Zaradi velike negotovosti zgraditve novih
proizvodnih in prenosnih objektov v slovenskem
ter sosednjih EES vrednosti v preglednici 4.5
predstavljajo zgolj ocene največjih in najbolj
neugodnih kratkostičnih tokov in moči, ki jih je
v EES Slovenije moč pričakovati do leta 2022.
Izračun je prikazan za dva različna proizvodna
scenarija B in C, pri čemer je v slednjem do leta
2022 predvidena izgradnja vseh proizvodnih in
prenosnih objektov v EES Slovenije, medtem ko
sta na najvišjem napetostnem nivoju v scenariju
B v omrežje vključeni le povezavi DV 2 x 400 kV
Beričevo-Krško in Cirkovce-Pince.
Iz preglednice 4.5 je razvidno, da med obema
proizvodnima scenarijema obstajajo razlike v
velikosti kratkostičnih moči in tokov, ki so v
scenariju C mnogo višje. Na 400 kV napetostnem
nivoju bi bilo ob uresničenju scenarija C treba v
prihodnosti računati na kratkostične tokove do
46 kA, na 220 kV napetostnem nivoju se bodo
ti znižali in bodo znašali do 15 kA, na 110 kV
napetostnem nivoju pa se bodo dvignili do 58 kA
(RTP Kleče). Vzrok za tak dvig kratkostičnih tokov
in moči je predvsem razvoj 400 in 110 kV omrežja
Preglednica 4.5: Kratkostične razmere v slovenskem EES za primer trifaznega kratkega stika
Objek t
(RTP)
Beričevo
Cirkovce
ČHE Avče
ČHE Kozjak
Divača
Kleče
Maribor
NEK
Okroglo
Podlog
Beričevo
Cirkovce
Divača
Kleče
Podlog
Ravne
Šoštanj
Beričevo
Cirkovce
ČHE Avče
Divača
Kleče
Maribor
Krško
Okroglo
Podlog
UN
(k V )
400
400
400
400
400
400
400
400
400
400
220
220
220
220
220
220
220
110
110
110
110
110
110
110
110
110
2022 - s c enarij B
S K (MV A)
28,3
19.607
29,2
20.235
16,6
11.508
29,6
20.499
26,2
18.171
33,6
23.255
19,7
13.631
22,3
15.462
20,0
7.638
12,4
4.731
18,0
6.863
16,7
6.353
23,3
8.874
13,5
5.168
14,5
5.520
41,1
7.829
34,9
6.651
13,3
2.532
38,2
7.271
41,6
7.933
39,1
7.442
40,3
7.673
33,5
6.390
25,8
4.906
I K (k A)
2022 - s c enarij C
S K (MV A)
46,2
32.035
37,6
26.036
24,8
17.166
18,1
12.520
34,8
24.111
31,9
22.111
31,2
24.605
41,3
28.621
34,7
24.044
38,7
26.843
7,9
3.009
14,7
5.601
11,8
4.498
11,8
4.488
I K (k A)
58,0
33,3
23,7
40,2
58,4
39,9
41,4
39,1
28,1
11.055
6.345
4.513
7.663
11.123
7.610
7.886
7.442
5.357
65
ter uvajanje direktne transformacije 400/110
kV v RTP Kleče in RTP Beričevo. Kratkostične
razmere v omrežju bodo tako najbolj neugodne
na območjih Ljubljane (med RTP Beričevo in RTP
Kleče), Maribora, Divače in Posavja (TE Trbovlje,
TE Brestanica in RTP Krško). V izogib tako visokim
kratkostičnim tokovom bo v prihodnosti treba
na naštetih lokacijah nujno ločeno obratovanje
zbiralk v RTP (sekcioniranje elektroenergetskega
omrežja) oz. med zbiralke glavnih RTP (predvsem
RTP Beričevo in RTP Kleče) vgraditi dušilke za
omejevanje kratkostičnih tokov in moči [35]. S
temi ukrepi bo na 110 kV napetostnem nivoju
kratkostične tokove moč znižati pod mejno
vrednost 41 kA.
4.5 RAZVOJ VN ELEKTROENERGETSKEGA OMREŽJA SLOVENIJE –
leto 2022
Poglavje predstavlja načrtovani razvoj prenosnega
omrežja Republike Slovenije v naslednjem
desetletnem obdobju.
4.5.1 400 kV in 220 kV elektroenergetsko omrežje
Z vključitvijo PST 400/400 kV v RTP Divača
konec leta 2010 je ELES uspel nivo varnega in
zanesljivega obratovanja prenosnega omrežja
Slovenije dvigniti na višjo raven. Nova pridobitev
je namreč omogočila učinkovito obvladovanje
visokih pretokov moči, ki so se pred časom
pojavljali v prenosnem omrežju Slovenije in
ogrožali zanesljivost obratovanja celotnega EES
Slovenije.
Novi prečni transformator ima zaradi dosežene
višje stopnje varnega in sigurnega obratovanja
vpliv na realizacijo nujnih investicij in posledično
tudi na dinamiko vlaganj v prenosno omrežje.
Zaradi vgraditve prečnega transformatorja so
se potrebe po novih investicijah terminsko
nekoliko zamaknile, obenem pa bo ELES zaradi
prečnega transformatorja v vmesnem času kljub
izredno dolgotrajnim postopkom pri realizaciji
posameznih investicij uspel še naprej zagotavljati
varno in zanesljivo obratovanje prenosnega
omrežja Slovenije.
Navkljub izgradnji prečnega transformatorja pa v
prenosnem omrežju Slovenije ostaja ozko grlo na
koridorju Podlog-Beričevo, ki onemogoča, da bi
s prečnim transformatorjem v RTP Divača dosegli
višjo izkoriščenost prenosnega omrežja Slovenije.
Ob večjih prehodih moči je občasno ogrožena tudi
meja varnega in zanesljivega obratovanja. ELES
mora zato v prvem koraku nujno dokončati DV 2 x
400 kV Beričevo–Krško, ki je trenutno že v gradnji
in bo predvidoma začel s poskusnim obratovanjem
že konec leta 2013. Projekt predstavlja eno
najpomembnejših dolgoročnih investicij v prenosno
omrežje, ki bo zagotovil zanesljivejše obratovanje
prenosnega omrežja ter tudi pomembno prispeval
k zmanjšanju izgub prenosnega omrežja.
66
Naslednja pomembna investicija za EES Slovenije
je zgraditev prve povezave s sosednjo Madžarsko,
tj. DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince. Pri tem bo
en sistem predvidenega daljnovoda vključen
v RTP Heviz na Madžarskem, drugi pa v RTP
Žerjavinec na Hrvaškem. Skupaj z daljnovodom
bo treba zgraditi tudi nov RTP 400 kV Cirkovce,
ki je z vseh vidikov najprimernejša lokacija
za vključitev novega daljnovoda v prenosnem
omrežju Slovenije. Daljnovod bo omogočil
izpolnjevanje glavnega straškega cilja ELES-a
in bo povečal čezmejne uvozne zmogljivosti
prenosnega omrežja Slovenije ter izboljšal
zanesljivost napajanja odjema v Sloveniji v
primeru izpadov večjih proizvodnih objektov oz.
ob drugih nepredvidenih dogodkih. Na ta način
bo v tej začetni fazi razvoja prenosnega omrežja
Slovenije odprta možnost za uvoz cenejše
električne energije z vzhoda, hkrati bo s tem
slovenskim odjemalcem zagotovljena nižja cena
električne energije in konkurenčnost slovenskega
gospodarstva ter slovenskih izdelkov na svetovnih
tržiščih se bo povečala. Zgraditev DV 2 x 400 kV
Cirkovce-Pince je predvidena za leto 2016.
S povečanjem uvoznih prenosnih in domačih
proizvodnih zmogljivosti, skladno s scenarijem C,
ko naj bi bil leta 2022 v EES Slovenije vključen tudi
JEK 2, bodo v EES Slovenije izpolnjeni predhodni
pogoji za nadaljnje povezovanje Slovenije s
sosednjo Italijo in povečevanje izvoznih kapacitet
EES Slovenije proti zahodu Evrope. V kolikor
Slovenija predhodno ne bo povečala uvoznih
zmogljivosti (DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince)
in lastnih proizvodnih zmogljivosti skladno s
scenarijem C (predvsem JEK 2), nadaljnjih potreb
po povečevanju izvoznih zmogljivosti ni smiselno
graditi.
ELES ima v duhu povečevanja izvoznih
zmogljivosti Slovenije in posledično nadaljnjega
odpiranja trga z električno energijo tudi zaradi
pričakovanih večjih obremenitev prenosnega
omrežja Republike Slovenije in novih proizvodnih
enot do leta 2022 (ko je predvidena zgraditev JEK 2
– v scenariju C) namen zgraditi nove meddržavne
povezave z Italijo. Pri tem se bo odločal med dvema
projektoma, in sicer DV 2 x 400 kV OkrogloUdine in novo 400 kV enosmerno komercialno
povezavo (ang. High-Voltage Direct Current HVDC) med RTP Beričevo in RTP Salgareda v Italiji,
ki jo ELES z operaterjem prenosnega omrežja
Italije zaenkrat še preučuje. Dodana vrednost
povezave DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine je med
drugim tudi priključitev novega RTP 400/110
Avče (Tolmin), s katerim bi bilo moč zagotoviti
dolgoročno zanesljivo napajanje in obratovanje
110 kV omrežja severne Primorske ter odpraviti
težave, ki jih z zahtevnim obratovanjem povzroča
ČHE Avče. V kolikor analiza stroškov in koristi
ne pokaže ekonomske upravičenosti povezave
2 x 400 kV Okroglo-Udine do leta 2022, bi v
prvi fazi bilo moč zgraditi povezavo DV 2 x
400 kV Okroglo-Avče ter s tem odpraviti težave
severne Primorske, kasneje pa, po letu 2022,
tudi dograditi preostanek povezave na koridorju
Avče-Udine, če bi se to pokazalo za potrebno.
V primeru težav z umeščanjem DV 2 x 400 kV v
prostor, bi bila alternativna možnost vzpostavitve
rezervnega napajanja 110 kV omrežja severne
Primorske zgraditev RTP 400/110 kV Avče in
vzpostavitev 400 kV povezave od RTP Avče do
bližnjega 400 kV daljnovoda v okolici Logatca (po
prehodu 220 kV omrežja na 400 kV napetostni
nivo) ali tudi vzpostavitev 110 kV povezav ŽiriLogatec oz. Cerkno-Škofja Loka.
Z razvojem in povečevanjem prenosnih izvoznih
kapacitet na slovensko-italijanski meji je
v notranjem prenosnem omrežju Slovenije
pričakovati povečan obseg pretokov moči, ki
bodo dodatno obremenjevali visokonapetostno
prenosno omrežje Slovenije. V ta namen bo
hkrati z zgraditvijo novih meddržavnih povezav z
Republiko Italijo v prenosnem omrežju Slovenije
nujno nadgraditi obstoječe 220 kV omrežje na
400 kV napetostni nivo, saj obstoječe 220 kV
omrežje ob predvidenem odpiranju slovenskoitalijanske meje ne bo več zadostno in ne bo več
zagotavljalo varnega ter sigurnega obratovanja
EES Slovenije. Prehod na 400 kV napetostni
nivo mora zaradi zagotavljanja varnega in
zanesljivega obratovanja potekati v smeri z
zahoda proti vzhodu, torej v prvi fazi najprej
na trasi Divača-Beričevo. Na tej trasi bi se z
zgraditvijo enosmerne povezave Slovenija-Italija,
med Beričevim in Divačo, enosmerna povezava
izvedla na skupnem stebru z izmeničnim 400
kV sistemom Beričevo-Divača v t. i. hibridni
nadzemni izvedbi daljnovoda. Po letu 2022 bo
prehod 220 kV omrežja na 400 kV napetostni
nivo sledil na koridorju Beričevo-Podlog in na
koncu še Podlog-Cirkovce.
Predvidoma bo leta 2018 zgrajen nov ČHE Kozjak.
Zaradi velike proizvodne moči (2 x 220 MW), se
bo vključil na 400 kV napetostni nivo, priključitev
pa bo z novim dvosistemskim daljnovodom
DV 2 x 400 kV Kozjak-Hrence v dolžini 22 km.
Daljnovod se bo pri Hrencah vključil v zahodni
sistem DV 2 x 400 kV Maribor-Kainachtal.
V letu 2022 bo kljub novemu RTP 400/110 kV
Avče (Tolmin) zaradi naraščajočega prevzema
električne energije in zahtevnega obratovanja
ČHE Avče treba v RTP 400/110 kV Divača vključiti
drugi transformator 400/110 kV.
4.5.2 Projekti skupnega interesa (PCI)
V okviru Evropske unije je v procesu sprejemanja
nova Uredba Evropskega parlamenta in Sveta
o smernicah za vseevropsko energetsko
infrastrukturo [4]. Ta uredba določa smernice
za pravočasen razvoj ter interoperabilnost
prednostnih
koridorjev
in
območij
za
vseevropsko energetsko infrastrukturo. Uredba
opredeljuje štiri prednostne koridorje s področja
elektroenergetskih omrežij. Slovenija je poleg
enajst drugih držav (Avstrija, Bolgarija, Hrvaška,
Češka, Ciper, Nemčija, Grčija, Madžarska, Italija,
Poljska, Romunija in Slovaška) uvrščena v koridor,
ki zajema povezave v osrednji in JV Evropi v smeri
sever-jug ter vzhod-zahod. Skupni namen novih
povezav v tem koridorju je spajanje notranjega
trga ter vključevanje proizvodnje električne
energije iz OVE. ELES je v letu 2012 v okviru
začetnih dejavnosti na področju PCI nominiral
naslednje projekte:
• DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince;
• DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine;
• prehod 220 kV omrežja na 400 kV napetostni
nivo;
• enosmerna povezava HVDC Slovenija-Italija.
Nominiranje projektov v nabor bo imelo pozitivne
učinke (financiranje študijskega dela projekta,
v posebnih primerih tudi investicije, pomoč
evropskega koordinatorja pri pripravi projekta).
Potrjeni projekti evropskega pomena s strani
Evropske komisije bodo med drugim lahko tudi
financirani in hitreje umeščeni v prostor, hkrati
pa obvezujejo SOPO na njihovo izgradnjo v
predpisanem času. V primeru večjih zaostankov
67
v realizaciji projekta je lahko investitorju odvzeto
financiranje ali se prekine izgradnja posameznega
projekta na zahtevo Evropske komisije. 4.5.3 110 kV električno omrežje
Poglavje predstavlja zahtevani razvoj 110 kV
omrežja Republike Slovenije, s katerim bo moč
zagotoviti zanesljivo oskrbo z električno energijo
vsem odjemalcem. Za namene predstavitve je
razvoj 110 kV omrežja v nadaljevanju razdeljen
na 6 območij, kot to prikazuje spodnja slika.
odrazilo v visoki stopnji rasti odjema električne
energije. Z namenom zadostiti predvideni
rasti odjema električne energije in obenem
razbremeniti obstoječe odjemne točke (RTP) v
okolici Ljubljane je do leta 2022 na tem območju
za gradnjo predvidenih sedem novih RTP 110/20
kV:
Slika 4.11: Območja Slovenije in regionalni razvoj 110 kV omrežja Slovenije
4.5.3.1 Območje osrednje Slovenije in
Zasavja
Mesto Ljubljana je eno pomembnejših območij
slovenskega prenosnega omrežja, saj oskrbuje
velik del odjema Slovenije z električno energijo,
hkrati pa predstavlja vezni člen med 110 kV
omrežja Zasavja in Gorenjske z Notranjsko.
Analize kažejo, da v obstoječem stanju sigurnost
obratovanja tamkajšnjega omrežja (110 kV zanka
Kleče–Črnuče–Bežigrad–Žale–Center-TETOL) ni
zagotovljena. zato je potrebno leta 2013 RTP
Črnuče vključiti v drugi sistem DV 110 kV KlečeTETOL.
Napovedi kažejo, da lahko na območju Ljubljane
v prihajajočem desetletnem obdobju pričakujemo
pospešen razvoj in vrsto sprememb, kar pa se bo
68
•
•
•
•
•
•
•
Potniški center Ljubljana (PCL) – 2015;
Vrtača – 2017;
Toplarna – 2018;
Trnovo – 2020;
Brdo – 2022;
Vevče -2022;
Vižmarje - 2022.
Analize so pokazale, da je za vključitev omenjenih
RTP in zagotovitev zanesljivega obratovanja EES
Slovenije ter napajanje odjemalcev s kakovostno
električno energijo tehnično-ekonomsko najbolj
ustrezno zgraditi:
• do leta 2014 DV 2 x 110 kV Kleče-Litostroj;
• do leta 2015 kbV 110 kV TETOL–ToplarnaPCL–Litostroj;
• do leta 2017 kbV 110 kV TETOL-CenterVrtača-Šiška;
Slika 4.12: Predvideni razvoj 110 kV omrežja na območju osrednje Slovenije in Zasavja do leta 2022
•
•
do leta 2020 DV 2 x 110 kV Vič–Polje, ki bo
med drugim sklenil tudi 110 kV omrežje
okrog Ljubljane in zagotovil dvostransko
napajanje RTP Vič;
za vključitev RTP Vižmarje pa je smiselno
zgraditi povezovalni daljnovod, ki bo povezal
nov RTP Vižmarje z obstoječim DV 2 x 110
kV Kleče–Okroglo.
Predvideni razvoj slovenskega prenosnega
elektroenergetskega omrežja, predvsem prehod
220 kV omrežja na 400 kV napetostni nivo,
uvajanje direktne transformacije 400/110 kV
in vključevanje novih proizvodnih enot, bo
v prihodnosti (predvidoma po letu 2022) na
območju Ljubljane povzročil dvig kratkostičnih
tokov nad dovoljeni nivo 40 kA, zaradi česar
bo nujno omejevanje kratkostičnih moči. ELES
je v ta namen raziskal vrsto možnih rešitev, kot
tehnično-ekonomsko najbolj ugodna rešitev
pa se je pokazala vgradnja dušilk med 110 kV
zbiralke v RTP Beričevo in RTP Kleče [63].
V letu 2012 je na območju Zasavja oz. osrednje
Slovenije pričel s poskusnim obratovanjem nov
DV 2 x 110 kV Beričevo-TET, s čimer je EES
Slovenije pridobil zelo pomembno novo povezavo.
Investicija bo omogočila zagotovitev zanesljivega
obratovanja tega dela omrežja Slovenije tudi ob
nepredvidenih dogodkih na višjih napetostnih
nivojih, prav tako bo novi daljnovod v prihodnosti
omogočal varno evakuacijo večjih količin
moči iz TET ter oskrbo Ljubljane z električno
energijo. Z vključitvijo omenjenega daljnovoda
je na 110 kV omrežje priključen nov RTP Litija,
dvostransko napajanje bo dobil tudi RTP Potoška
vas, daljnovod pa je izrednega pomena tudi za
priključitev predvidenih novih HE na srednji Savi,
tj. HE Trbovlje (leta 2020), in HE Renke (leta
2022) – za priključitev teh bo nujna zgraditev
tudi povezovalnih daljnovodov do DV 2 x 110
kV Beričevo-TET. Na območju srednje Save pa je
poleg že omenjenih HE načrtovana tudi izgradnja
HE Suhadol (leta 2018), zato je potrebno zgraditi
priključne daljnovode do DV 110 kV TET-Radeče.
Z letom 2017 bo zgrajen nov RTP 110/20
kV Vodenska, ki bo nadomestil obstoječo
transformacijo v TET na 35 kV, s čimer bo
dokončno uveden prehod na 20 kV napetostni
nivo. Tehnično-ekonomsko najbolj ugodna
rešitev za priključitev novega RTP Vodenska na
110 kV omrežje je vključitev v obstoječi DV 110
kV TET–Beričevo I.
4.5.3.2 Območje Dolenjske, Bele krajine in
Posavja
Novo mesto z bližnjo okolico danes predstavlja
enega izmed pomembnih industrijskih centrov
Slovenije, ki pa kljub svoji pomembnosti in
navezanosti na električno energijo v trenutnih
razmerah nima zagotovljenega ustreznega
napajanja svojih industrijskih in gospodarskih
odjemalcev. Vsi RTP na omenjenem območju se
69
Slika 4.13: Predvideni razvoj 110 kV omrežja na območju Dolenjske, Bele Krajine in Posavja do leta 2022
v trenutnih razmerah namreč napajajo radialno
iz RP Hudo, enako pa velja tudi za območje
Trebnjega in celotne Bele krajine. Razvojni trendi
tega območja kažejo, da je v prihodnjem obdobju
moč pričakovati nadaljnji razvoj regije in porast
odjema električne energije, zaradi česar se bodo
obratovalne razmere še nekoliko bolj zaostrile.
Za zagotovitev ustreznega napajanja Novega
mesta in zanesljivega obratovanja omrežja
je treba v prvi fazi zgraditi nov DV 2 x 110 kV
Bršljin-Gotna vas in skleniti 110 kV zanko okrog
Novega mesta. V daljnovod bo predvidoma
vključen tudi nov RTP 110/20 kV Ločna (leto
2015), ki bo pomemben za napajanje tovarne
Krka in okoliškega prebivalstva.
Poleg omenjenega daljnovoda so za napajanje
Dolenjske in Bele krajine bistvenega pomena
tudi rezervne prenosne poti, predvsem v smeri
proti Krškemu in Grosuplju. Pomembna taka
povezava v smeri Krškega je obstoječi DV 110
kV Brestanica-Hudo, ki z rastočim odjemom
osrednjega dela Dolenjske ne bo več zagotavljal
ustreznega nivoja rezervnega napajanja (težavo
predstavlja izpad DV 2 x 110 kV Krško-Hudo)
in evakuacije moči iz TE Brestanica, zato ga bo
ELES do leta 2015 prenovil v dvosistemski 110
kV daljnovod.
110 kV omrežje Dolenjske se na drugi strani
povezuje tudi z osrednjeslovensko regijo preko
RTP Grosuplje. Trenutno že obstaja 110 kV
povezava Hudo-Kočevje-Ribnica-Grosuplje, ki
70
pa ne zadostuje potrebam regije ob kritičnih
izpadih. Za zagotovitev zanesljivega obratovanja
110 kV omrežja Dolenjske in tudi Trebnjega je
treba do leta 2016 zgraditi nov DV 2 x 110 kV
Grosuplje–Trebnje, v katerega bo vključen tudi
predvideni nov RTP 110/20 kV Ivančna Gorica.
Hkrati z omenjeno povezavo bo do leta 2016
treba na koridorju Hudo-Trebnje obesiti dodaten
110 kV sistem (trenutno na tem koridorju
na dvosistemskih stebrih obratujeta 110 kV
in 20 kV sistem) in tako v celoti vzpostaviti
dvosistemsko povezavo od RP Hudo do RTP
Grosuplje. Vzpostavitev dvosistemske povezave
je pomembna tudi s stališča kasnejše vključitve
novega RTP Mokronog v prenosno omrežje, ki se
bo vzankal v predvideni DV 2 x 110 kV HudoTrebnje, za kar bo nujno do leta 2019 zgraditi
tudi nov povezovalni dvosistemski daljnovod od
RTP Mokronog do mesta vključitve.
Leta 2017 bo predvidoma zgrajen nov RTP
110/20 kV Dobruška vas. Za njegovo vključitev
v prenosno omrežje v DV 2 x 110 kV KrškoHudo bo treba zagotoviti in zgraditi povezovalno
dvosistemsko povezavo od novega RTP do mesta
vključitve.
RP Hudo in RTP Kočevje sta v današnjih
razmerah povezana s starim in dotrajanim
DV 110 kV Kočevje-Hudo z vodniki Al/Fe 120
mm2, daljnovod pa ne zagotavlja zanesljivega
obratovanja omrežja. Povezavo je do leta 2021
treba obnoviti, pri čemer je nujna zamenjava
večine nosilnih stebrov in obešanje vodnikov s
presekom Al/Fe 240 mm2.
Z zgraditvijo navedenih rezervnih povezav do
Dolenjske bo v določeni meri izboljšana tudi
zanesljivost napajanja Bele krajine, ki pa bo
kljub vsemu še vedno napajana zgolj radialno
z dvosistemskim daljnovodom iz smeri Novega
mesta. Z vključitvijo nove povezave DV 2 x 110
kV Kočevje-Črnomelj v letu 2022 bo območje Bele
krajine pridobilo dvostransko napajanje, s tem
pa bo zagotovljeno tudi dolgoročno zanesljivo
obratovanje 110 kV omrežja tega dela Slovenije.
Do leta 2017 bo z zgraditvijo zadnjih dveh HE
na spodnji Savi, tj. HE Brežice in HE Mokrice,
zaključena gradnja spodnje savske verige HE. Za
vključitev HE Brežice in HE Mokrice v prenosno
omrežje je zato do leta 2017 treba zgraditi
priključne 110 kV povezave. Omeniti velja, da je
bila leta 2012 v HE Krško že uspešno izvedena
tudi sinhronizacija agregatov.
4.5.3.3 Območje Primorske
Vključitev in začetek obratovanja ČHE Avče v letu
2010 sta opazno spremenila razmere na območju
severne Primorske in povečala obremenjenost
tamkajšnjega 110 kV omrežja do mere, ko
Slika 4.14: Predvideni razvoj 110 kV omrežja na območju Primorske do leta 2022
71
sigurnost
obratovanja
severne
Primorske
občasno ni več zagotovljena. V omrežju se zaradi
delovanja ČHE Avče in nezadostnega omrežja
pojavljajo povečane izgube in s tem višji stroški,
prav tako pa je nujno občasno omejevanje
obratovanja ČHE Avče. Nastale razmere je
ELES predvidel v svojih razvojnih analizah in
dokumentih že pred leti, zato je za zagotovitev
sigurnosti
obratovanja
območja
severne
Primorske v prvi fazi načrtoval rekonstrukcijo
starih DV 110 kV Divača-Nova Gorica in DV 110
kV Nova Gorica-Avče v dvosistemska daljnovoda.
Rekonstrukcija DV 2 x 110 kV Nova GoricaAvče je bila do konca leta 2010 že dokončana,
medtem ko je bila rekonstrukcija DV 2 x 110 kV
Divača-Nova Gorica zaradi težav z lokalno civilno
iniciativo v vasi Renče zaustavljena in je ELES-u
kljub nujnosti še ni uspelo dokončati.
Na severnem Primorskem je za zagotovitev
sigurnosti napajanja zato treba v prvi fazi
nujno dokončati obnovo DV 110 kV DivačaNova Gorica v dvosistemski 110 kV daljnovod,
s čimer bo omogočena višja raven sigurnosti
obratovanja, hkrati pa bodo izgube v omrežju
severne Primorske nižje. Po zgraditvi omenjene
povezave bo občasno lahko še prihajalo do
težav v obratovanju, in sicer v primeru izpada
110 kV dvosistemskega daljnovoda (DivačaAjdovščina, Divača-Sežana, Gorica-Avče), pri
čemer velja omeniti, da je verjetnost nastanka
takega dogodka nizka. Slednje in napoved, da
je v prihodnje na območju severne Primorske
pričakovati rast odjema električne energije,
kažeta na to, da je na obravnavanem območju
v prihodnosti mogoče še naprej pričakovati
občasne težave, še posebno v nočnem času ob
črpanju ČHE Avče. Za zagotovitev dolgoročnega
sigurnega obratovanja in zanesljivega napajanja
odjema severne Primorske bo tako v drugi fazi
(predvidoma do leta 2022) treba zgraditi nov
RTP 400/110 kV na lokaciji oz. v bližini RTP
Avče, ki se bo vzankal v predvideni DV 2 x 400
kV Okroglo-Udine (predvidena trasa daljnovoda
poteka v neposredni bližini Tolmina in ČHE Avče).
Pretekle izkušnje na drugi strani kažejo, da je
zaradi težavnosti terena in težavnega umeščanja
v prostor možno pričakovati časovno zamudo pri
gradnji omenjenega daljnovoda (in s tem RTP),
zato je ELES raziskal tudi druge možnosti okrepitve
omrežja severne Primorske. Kot najboljša
nadomestna rešitev, ki bi dolgoročno zagotovila
sigurnost obratovanja, se je izkazala zgraditev
400 kV RTP Avče, ki pa bi bil vključen v DV 400
kV Beričevo-Kleče-Divača (ko bi ta prešel na višji
napetostni nivo). Sama trasa 400 kV povezave bi
bila iz smeri Logatca do RTP Žiri in RTP Idrija ter po
obstoječi trasi 110 kV daljnovoda Idrija-CerknoTolmin-Avče do novega RTP 400/110 kV Avče.
72
Rešitev torej predvideva izkoriščanje obstoječih
koridorjev in uporabo večsistemskih stebrov na
isti trasi. V primeru, da se opisana nadomestna
varianta izkaže za neizvedljivo, bi bilo večjo
zanesljivost obratovanja omrežja moč zagotoviti
tudi s povezavama DV 2 x 110 kV Cerkno-Škofja
Loka oz. DV 2 x 110 kV Žiri–Logatec, ki ju ELES
tudi študijsko obravnava. Analize omrežja in rast
odjema Primorske pa nakazujejo tudi, da je ne
glede na rešitev napajanja severne Primorske
nujno (do leta 2022) vgraditi tudi dodatni,
drugi transformator 400/110 kV v RTP Divača
in tako razbremeniti obstoječo transformacijo
ter zagotoviti sigurnost obratovanja tudi med
rednimi vzdrževalnimi deli.
Do leta 2022 bo na območju Posočja na 110 kV
napetostni nivo vključen nov RTP Kobarid, do leta
2018 pa je predvidena tudi vključitev HE Učja (iz
načrta razvoja omrežja za naslednje desetletno
obdobje je v primerjavi s prejšnjim načrtom
razvoja izpadel nov RTP Žaga). Za vključitev
RTP Kobarid v 110 kV omrežje bo treba 110 kV
povezovalni daljnovod DV 2 x 110 kV TolminKobarid, ki trenutno obratuje na 35 oz. 20 kV,
priključiti na 110 kV napetostni nivo, za vključitev
HE Učja bo treba zgraditi (in morebiti kasneje tudi
RTP Žaga) priključni DV 2 x 110 kV Kobarid-Žaga
(HE Učja), ki pa finančno ni opredeljen v ELESovih razvojnih načrtih prenosnega omrežja.
Na obalnem območju bo leta 2016 zgrajen nov
110/20 kV RTP Izola. Za njegovo vključitev v
EES Slovenije bo treba najprej, tj. do leta 2016,
zgraditi nov povezovalni DV 110 kV KoperIzola (na posameznih odsekih kabliran), kasneje
pa za sklenitev 110 kV zanke Koper-IzolaLucija in zagotovitev sigurnega obratovanja
obalnega območja še DV 110 kV Izola-Lucija (na
posameznih odsekih kabliran; do leta 2019). Čas
graditve obeh povezav je usklajen z graditvijo
avtocestne infrastrukture na tem območju,
zaradi česar so možne tudi dodatne zamude pri
zgraditvi obeh povezav.
Na območju med Divačo in Koprom bodo do
leta 2018 vključeni nov 110/20 kV RTP Hrpelje
in dve novi energetsko napajalni postaji (ENP)
110 kV/X za napajanje II. železniškega tira (ENP
Divača in ENP Črni Kal). Analiza je pokazala, da
zaradi pričakovanega porasta odjema električne
energije leta 2022 obstoječe omrežje ne bo več
omogočalo popolnoma zanesljivega obratovanja.
Težavo bo predstavljal predvsem manj verjeten
izpad obstoječega DV 2 x 110 kV Divača-Koper,
zato bo za zagotovitev sigurnosti napajanja treba
obstoječi DV 110 kV Divača-Koper nadgraditi v
dvosistemski 110 kV DV. Navedeni ukrepi bodo
v celoti dolgoročno rešili problematiko zanesljive
oskrbe odjemalcev južne Primorske in območje
Obale z električno energijo.
rezervno napajanje in nudita pomoč.
RTP Divača, Pivka in Ilirska Bistrica na območju
med Divačo in Ilirsko Bistrico v sedanjem
stanju povezuje enosistemski daljnovod, ki je v
slabem stanju, RTP Postojna pa se napaja prek
dvosistemskega daljnovoda iz RTP Pivka, pri
čemer le en sistem obratuje na 110 kV (drugi
na 20 kV). Ob izpadu DV 110 kV Divača-Pivka
je trenutno moč vzpostaviti rezervno napajanje
le iz sosednjega hrvaškega 110 kV omrežja prek
daljnovoda DV 110 kV Ilirska Bistrica-Matulji; ob
predvideni rasti odjema električne energije pa bo
v prihodnjih letih težave predstavljal tudi izpad
DV 110 kV Ilirska Bistrica-Matulji. Starost in stanje
dotrajanega enosistemskega daljnovoda DivačaPivka-Ilirska Bistrica zato zahtevata čimprejšnjo
obnovo v dvosistemski daljnovod (do leta
2016), rastoča poraba in zagotovitev sigurnosti
obratovanja na lokaciji RTP Postojna pa zahtevata
prehod drugega sistema DV 110 kV PivkaPostojna z 20 kV na 110 kV napetostni nivo in s
tem vzpostavitev 110 kV dvosistemske povezave
Pivka-Postojna. Za zagotovitev dvostranskega
rezervnega napajanja celotnega omrežja med
RTP Kleče in RTP Divača in povečanje sigurnosti
obratovanja elektroenergetskega omrežja na
tem območju (tudi ob izpadih povezav na višjih
napetostnih nivojih) bi bilo v prihodnosti (do
leta 2022) smiselno zgraditi tudi povezavo
DV 2 x 110 kV Postojna-Cerknica. Povezava bi
zagotovila ustrezno raven sigurnosti napajanja
RTP na Notranjskem, od Divače do Kleče.
4.5.3.4 Območje Koroške in Savinjske
doline
Na območju Primorske so se v zadnjem času
pojavili projekti in ideje zasebnih vlagateljev
o zgraditvi zasebnih komercialnih povezav na
slovensko-italijanski meji, predvsem kbV 110 kV
Vrtojba-Redipuglia in kbV 110 kV Dekani-Zaule.
ELES je z italijanskim operaterjem prenosnega
omrežja TERNA že pred časom pristopil k
izračunu možnosti dodatnega prenosa moči na
slovensko-italijanski meji in tudi k analizi tehnični
izvedljivosti. Glede na do sedaj narejene analize bi
omenjeni novi povezavi doprinesli približno 200
MW dodatne prenosne kapacitete na slovenskoitalijanski meji, vendar pa je zaradi pričakovanih
povišanih obremenitev in za zagotovitev
sigurnosti
obratovanja
Primorske
nujna
predhodna postavitev drugega transformatorja
400/110 kV v RTP Divača, dokončanje DV 2 x
110 kV Divača-Gorica mimo vasi Renče in DV 2
x 110 kV Divača-Hrpelje-Koper ter tudi skladno
s SONPO predelava stikališča RTP Dekani in
RTP Vrtojba v stikališče z dvojnimi zbiralkami.
Poudariti pa velja tudi dejstvo in ugodnost, da
obe komercialni povezavi v določenih stanjih ob
havarijih na severnem Primorskem omogočata
Analiza območja Savinjske doline za naslednje
desetletno obdobje kaže, da je predvsem zaradi
rastočega odjema tega območja v naslednjih letih
nujno zgraditi nove RTP, ki bodo nase prevzeli
pričakovane dodatne obremenitve in okrepitve
omrežja, ki bodo omogočale prenos dodatne
količine električne energije do odjemnih mest v
RTP. Podobno velja tudi za Koroško regijo, kjer pa
ima velik vpliv na razmere tudi Železarna Ravne.
Z naraščanjem odjema na območju Žalca bo
treba zagotoviti nov RTP Žalec, ki se bo vključil v
obstoječi DV 110 kV Podlog–Lava. Za vključitev v
prenosno omrežje bo treba do leta 2014 zgraditi
priključni dvosistemski 110 kV daljnovod od RTP
Žalec do mesta vključitve.
Na območju Nazarij že v trenutnih razmerah na SN
nivoju zanesljivost obratovanja ni zagotovljena,
predvidena nadaljnja rast odjema električne
energije v prihodnje pa zahteva zgraditev RTP
Nazarje (leta 2022). Tehnično-ekonomsko
najbolj ugodna možnost vključitve omenjenega
RTP v prenosno omrežje je v novih razmerah
vključitev v obstoječi DV 110 kV Šoštanj-Mozirje
s povezovalnim dvosistemskim daljnovodom.
Obratovalne razmere so kritične tudi na območju
Vojnika, kjer bi bilo treba za povišanje ustreznega
nivoja zanesljivosti napajanja in za izboljšanje
napetostnih razmer do leta 2021 zgraditi nov RTP
Vojnik ter ga s priključnim dvosistemskim 110 kV
daljnovodom vključiti v obstoječi daljnovod DV 2
x 110 kV Maribor-Selce.
Obešanje drugega sistema na obstoječo traso DV
2 x 110 kV Dravograd-Velenje bo pomembno
pripomoglo k povečanju prenosnih kapacitet in
k zagotovitvi zanesljivosti prenosa električne
energije iz dravskega bazena proti notranjosti
Slovenije. Trenutno so dela oz. obešanje drugega
sistema zaradi lastniške problematike ustavljena,
zato je treba čim prej z vsemi predvidenimi deli
nadaljevati. Omeniti velja tudi, da je ELES v fazi
sprejemanja sporazuma z Elektrom Celje glede
skupnih del v RTP Velenje.
Pomembna sprememba v prihodnjem desetletju
je načrtovana tudi v Koroški regiji, kjer bo podjetje
Metal Ravne v RTP Železarna Ravne vgradil novo
obločno peč moči do 70 MVA. Izračuni kažejo,
da bo vgradnja nove peči vplivala na povečanje
vrednosti flikerja v slovenskem prenosnem
omrežju in posledično tudi v distribucijskem
omrežju, hkrati bo viden tudi vpliv na povečanje
73
Slika 4.15: Predvideni razvoj 110 kV omrežja na območju Koroške in Savinjske doline do leta 2022
odjema električne energije s prenosnega
omrežja.
Dolgoročno
tehnično-ekonomsko
najugodnejša rešitev je izgradnja 220 kV
stikališča s transformacijo 220/110 kV na lokaciji
podjetja Metal Ravne, o čemer so se v pismu o
nameri za dolgoročno sodelovanje pri izgradnji
RTP 220/110/20 kV Ravne strinjale vse vpletene
strani. Rešitev predvideva priključitev novega 220
kV stikališča na lokaciji RTP Železarna Ravne v
obstoječi DV 220 kV Podlog-Obersielach, za kar
bo nujno zgraditi nov povezovalni DV 2 x 220 kV,
dolžine okoli 4 km. Nova transformacija 220/110
kV bo v prvi fazi tako napajala obstoječo (36
MVA) in predvideno (70 MVA) obločno peč, ostali
odjem na obravnavani lokaciji pa se bo napajal
preko obstoječega 110 kV prenosnega omrežja.
Končna vizija oz. dolgoročni cilj je zgraditi
celovit RTP 220/110/20 kV Ravne v obsegu, ki
bo omogočil tehnično in ekonomsko optimalno
napajanje vseh odjemalcev na območju Mežiške
doline in bo v celoti prevzel funkcije RTP
110/20/5 kV Železarne Ravne ter RTP 110/20 kV
Ravne.
Pomembna povezava v Koroški regiji je tudi
DV 110 kV Dravograd-Ravne, za katerega je
Inštitut za metalne konstrukcije med rednim
vzdrževanjem ugotovil slabo stanje jeklenih
konstrukcij in dotrajanost obešalnih materialov
ter vodnikov na daljnovodu. Zaradi navedenega je
rekonstrukcija omenjenega daljnovoda nujna, pri
tem bodo na njegove stebre nameščeni vodniki z
74
večjim presekom v dvosistemski izvedbi.
4.5.3.5 Območje Gorenjske
Leta 2013 se bo na 110 kV omrežje priključil
nov RTP Bohinj, ki se bo napajal iz RTP Moste.
Za zagotovitev zanesljivega dvostranskega
napajanja RTP Bohinj (skladno z N-1 kriterijem)
in zaradi predvidenega porasta porabe električne
energije na območju Gorenjske in dolgih razdalj
ter s tem povezanim zagotavljanjem ustreznih
napetostnih razmer ob izpadih je treba dokončati
110 kV gorenjsko zanko, ki bo potekala od RTP
Škofja Loka do RTP Moste. Za sklenitev omenjene
zanke je treba zgraditi še 110 kV daljnovod od
RTP Železniki do RTP Bohinj, ki bo zgrajen v letu
2016.
Leta 2014 bo zgrajen nov RTP Mengeš, ki bo s
priključnim dvosistemskim daljnovodom vključen
v bližnji dvosistemski daljnovod med RTP Domžale
in RTP Kamnik. Trenutno omrežje in topologija
tega dela omrežja onemogočata rezervno
napajanje RTP Kamnik in novega RTP Mengeš, s
čimer tudi ni zagotovljena sigurnost obratovanja
tega dela omrežja. Na območju letališča Brnik
je v letu 2019 zaradi širitve letališča in gradnje
poslovne cone predvidena izgradnja RTP Brnik.
Za zagotovitev napajanja RTP Brnik in izboljšanje
razmer na tem območju bo potrebno zgraditi
nov DV 2 x 110 kV Visoko-Brnik-Kamnik, ki bo
Slika 4.16: Predvideni razvoj 110 kV omrežja na območju Gorenjske do leta 2022
zagotovil dvostransko napajanje RTP Kamnik in
RTP Primskovo ter omogočil priključitev RTP Brnik
na 110 kV prenosno omrežje Slovenije. Izgradnja
DV 2 x 110 kV Kamnik-Visoko je razdeljena
na dve fazi, in sicer je v prvi fazi načrtovana
izgradnja daljnovoda od Visokega do Brnika, ki
bi omogočila napajanje novega RTP Brnik, druga
faza in s tem začetek obratovanja kompletnega
daljnovoda pa je načrtovan v letu 2020. Na trasi
Okroglo-Primskovo stoji dvosistemski daljnovod,
pri čemer obratuje samo en sistem. V RTP Okroglo
je predvidena izgradnja daljnovodnega polja, ki
bo omogočila vključitev še drugega sistema.
Na območju Kranjske Gore je v letu 2022
načrtovana fizična predelava DV 35 kV JeseniceKranjska Gora na DV 110 kV Jesenice-Kranjska
Gora, ki bo do izgradnje RTP 110/20 kV Kranjska
Gora (2025) obratoval na 20 kV. Čezmejna 110 kV
povezava Kranjska Gora-Trbiž, ki bi med drugim
služila tudi za dvostransko napajanje tega dela
110 kV omrežja Slovenije, ostaja dolgoročna
strategija, za katero si Elektro Gorenjska
prizadeva rezervirati koridor.
Obratovanje RTP Železarna in RTP Jesenice ne
izpolnjuje sigurnostnega kriterija N-1, saj sta
napajana radialno iz RTP Moste po dvosistemskih
daljnovodih. Zaradi zmanjševanja vrednosti
flikerja na območju Gorenjske je sistem DV 110 kV
Železarna-Jeklarna izklopljen in se vklaplja zgolj
v izrednih obratovalnih primerih, zaradi česar
pa je okrnjena tudi sigurnost obratovanja RTP
Železarna. V primeru izgradnje čezmejnega DV
110 kV Kranjska Gora-Trbiž bi bile obratovalne
razmere še nekoliko slabše. V ta namen je na tem
območju za zagotovitev sigurnosti obratovanja
smotrno zgraditi nov kbV 110 kV ŽelezarnaJesenice, ki bo zagotovil dvostransko napajanje
RTP Jesenice in RTP Železarna. Priključitev kbV
110 kV Železarna-Jesenice zahteva dodatno DV
polje v RTP Jesenice. Zaradi pomanjkanja prostora
v RTP Jesenice bo en sistem DV 2x110 kV MosteJesenice prešel na 20 kV nivo. Tako se bo eno
110 kV DV polje v RTP Jesenice sprostilo in se
uporabilo za priključitev kbV 110 kV ŽelezarnaJesenice.
4.5.3.6 Območje Štajerske in Pomurja
Mesto Maribor v trenutnih razmerah nima
zagotovljenega zanesljivega napajanja odjema
z električno energijo. Glavno težavo predstavlja
dejstvo, da je trenutno napajanje izvedeno preko
petih RTP 110/X kV (Melje, Dobrava, Tezno,
Radvanje in Koroška vrata), od katerih so tri
(Dobrava, Tezno in Radvanje) zaradi specifične
neustrezne priključitve (dvojni antenski odcepi)
in obratovalne sheme priključene radialno,
kar mestu Maribor ne zagotavlja zanesljivosti
obratovanja in nemotene oskrbe z električno
energijo. Za zagotovitev ustreznega dolgoročnega
zanesljivega napajanja odjemalcev s kakovostno
električno energijo je tako v prvi fazi treba
spremeniti trenutni koncept radialne vključitve
RTP Dobrava, RTP Tezno in RTP Radvanje in
odpraviti obstoječe antenske odcepe. Prevezava
slednjih dveh RTP je načrtovana v letu 2013,
RTP Dobrava pa bo vzankan po rekonstrukciji
leta 2018. Z omenjenimi prevezavami bo nivo
sigurnosti obratovanja bistveno višji, sama
topologija omrežja pa bo tudi skladna s pravili in
priporočili SONPO.
Vključitev novega RTP Brezje na desnem bregu
Drave, ki je načrtovana v letu 2019, bo bistveno
razbremenila transformacijo v RTP Melje ter
nase prevzela pomemben delež pričakovanega
75
Slika 4.17: Predvideni razvoj 110 kV omrežja na območju Štajerske in Pomurja do leta 2022
povišanega odjema. Nov RTP Brezje bo vključen v
obstoječi DV 2 x 110 kV Maribor-Melje.
Leta 2014 je predvidena vključitev novega RTP
Podvelka, za kar bo treba zagotoviti ustrezen
povezovalni dvosistemski 110 kV daljnovod oz.
kablovod.
Severovzhodni del slovenskega 110 kV omrežja, tj.
pomurska zanka, v današnjem stanju ne izpolnjuje
N-1 sigurnostnega kriterija, slika pa je podobna
tudi za naslednje desetletno obdobje. Trenutno je
v tem delu omrežja najbolj kritičen izpad DV 2 x
110 kV HE Formin-Ormož, ki povzroča prekinitev
pomurske zanke in preobremenitev DV 110 kV
Maribor-Sladki Vrh; RTP Lenart in RTP Lendava
sta napajana zgolj radialno s povezovalnim
daljnovodom, v prihodnosti pa bodo dodatne
težave povzročale tudi pričakovana rast odjema
električne energije, postavitve novih RTP in
elektrifikacij železniške proge.
Na tem območju bo zato v prvi fazi najprej treba
zgraditi DV 2 x 110 kV Lenart-Radenci (do leta
2022, pri čemer bo v začetni fazi obešen le en
sistem), s čimer bo moč odpraviti težave ob izpadih
različnih daljnovodov in zagotoviti bistveno višji
nivo sigurnosti obratovanja pomurske zanke,
zagotovljeno pa bo tudi dvostransko napajanje
RTP Lenart. Za trajno zagotovitev nemotenega
in varnega obratovanja tega dela omrežja bosta
v naslednji fazi nujna obešanje drugega sistema
na trasi Maribor-Lenart-Radenci ter izgradnja
novega DV 110 kV na odseku Radenci-Murska
Sobota. Proti koncu desetletnega obdobja je
predvidena tudi okrepitev DV 110 kV MariborSladki Vrh z izvedbo rekonstrukcije na 2 x 110.
Na območju Goričkega je že zgrajen nov RTP
Mačkovci, ki pa trenutno obratuje na 35/20 kV
napetostnem nivoju. Za zagotovitev nadaljnjega
76
razvoja Goričkega in izboljšanje zanesljivosti ter
oskrbe tega dela Slovenije z električno energijo bo
treba RTP Mačkovci vključiti na 110 kV omrežje.
Za vključitev bo treba zgraditi nov DV 2x110 kV
Mačkovci-Murska Sobota, pri čemer bo en sistem
tega daljnovoda lokacijsko speljan mimo RTP
Murska Sobota in bo spojen s predvidenim novim
daljnovodom DV 110 kV Lendava-Murska Sobota,
ki bo
zagotavljal RTP Lendava dvostransko
napajanje - (čas graditve je povezan z graditvijo
DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince, saj bo ta na odseku
Lendava-Ljutomer potekala po trasi obstoječega
daljnovoda DV 110 kV Ljutomer-Lendava).
Nova 110 kV povezava Lendava-Murska Sobota
je pomembna tudi za vključitev novega RTP
Dobrovnik leta 2022. Na tem območju Dobrovnika
je namreč v prihajajočem desetletnem obdobju
predvidena gradnja elektrarn na geotermalno
energijo v skupni moči 8 MW in bioplin. Danes
tukaj že obratuje kogeneracijska naprava na
bioplin moči 1,5 MW, ki proizvaja električno
energijo iz bioplina, izdana pa so tudi že
soglasja za priključitev dodatnih razpršenih virov
električne energije, lokacije katerih so od RTP
Murska Sobota in RTP Lendava oddaljene od 16
do 18 km.
Po letu 2019 v RTP Murska Sobota obstoječa
transformacija ne bo več zadostna, zato bo
treba na območju Murske Sobote zgraditi novo
razdelilno transformatorsko postajo RTP Murska
Sobota 2, ki bo prevzela napajanje zahodnega
dela napajalnega območja RTP Murska Sobota.
Leta 2022 je na lokaciji obstoječega RTP 110/10
kV Kidričevo predvidena uvedba transformacije
110/20 kV, ki je potrebna za priključitev sončnih
elektrarn na območju odlagališča odpadkov iz
proizvodnje aluminija.
V preglednicah 4.6 in 4.7 so s stališča zagotavljanja
sigurnostnega kriterija N-1 prikazana želena leta
vključitve posameznih investicij (daljnovodne in
kablovodne povezave ter RTP) v visokonapetostno
omrežje RS do leta 2022. Navedene investicije,
ki so državnega pomena, bi morale biti za
zagotavljanje varnega in zanesljivega obratovanja
celotnega elektroenergetskega omrežja nujno
realizirane v navedenem obdobju; zaradi težav pri
pridobivanju dovoljenj in umeščanju v prostor pa
je realno pričakovati zakasnitve pri realizaciji, kar
utegne v prihodnosti privesti do nezanesljivega
omrežja in posledično do nedobavljene električne
energije odjemalcem.
4.6 VIZIJA RAZVOJA do leta 2050
ELES kot operater prenosnega omrežja Republike
Slovenije in član evropskega združenja sistemskih
operaterjev elektroenergetskega omrežja (ENTSO-E)
pomembno prispeva k razvoju vseevropskega
elektroenergetskega omrežja. Eden izmed glavnih
ciljev ENTSO-E je zagotoviti transparentnost
glede elektroenergetskega omrežja in podpreti
odločitveni proces pri odločanju na regionalnem
in evropskem nivoju. V sklopu tega ENTSO-E svoje
razvojne načrte objavlja v evropskem razvojnem
načrtu elektroenergetskega omrežja (TYNDP), ki
predstavlja celovit pregled in razvoj evropskega
elektroenergetskega omrežja. Dokument kaže
na nujnost določenih investicij v evropskem
elektroenergetskem omrežju in zasleduje cilje
evropske energetske politike. ELES aktivno sodeluje
pri izdelavi dokumenta in ustvarjanju evropskih
smernic za razvoj prenosnega omrežja. Najnovejši
dokument TYNDP 2014, ki vključuje vizijo za
leto 2030, pa tako nastaja vzporedno z Načrtom
razvoja prenosnega omrežja Republike Slovenije
od 2013 do 2022.
Koncept razvoja visokonapetostnega omrežja
Republike Slovenije predstavljen v poglavjih
4.5.1 in 4.5.2, temelji na jasno postavljenih
smernicah strategije razvoja podjetja ELES in
elektroenergetskega omrežja Republike Slovenije.
V strategiji razvoja visokonapetostnega omrežja
do leta 2022 je predstavljeno, da je smiselno, da
Slovenija pred povečevanjem prenosnih izvoznih
zmogljivosti najprej poveča svoje uvozne
zmogljivosti (DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince)
ter poveča tudi svoje proizvodne zmogljivosti,
skladno s proizvodnim scenarijem C (predvsem
je pomemben nov JEK 2).
Različne analize in dolgoletne izkušnje z gradnjo
energetskih objektov v Sloveniji kažejo, da obstaja
le majhna verjetnost, da bodo do leta 2022
realizirani vsi projekti, predvideni v scenariju
C, ki je tudi sicer zelo optimistično usmerjen.
Veliko višja je verjetnost, da bo v Sloveniji do leta
2022 uresničen proizvodni scenarij B, ki naj bi
predstavljal najbolj verjeten scenarij razvoja za
naslednjih deset let.
Skladno s strategijo razvoja EES Slovenije
bodo tako pogoji za nadaljnji razvoj omrežja
in možnost povečevanja prenosnih izvoznih
zmogljivosti Slovenije proti zahodu izpolnjeni
šele z dodatnim povečevanjem novih domačih
proizvodnih zmogljivosti večjih obsegov, kar pa
je moč realno pričakovati šele v obdobju po letu
2022. Razvojni proizvodni scenarij C je tako po
mnenju ELES-a realno uresničljiv v obdobju po
letu 2022, saj je naravnan na strateško daljši rok.
Vsekakor pa lahko dodatno pride tudi do novih
kandidatov v naboru novih proizvodnih enot ali
pa za ponovno oživitev v preteklosti opuščenih
načrtov.
V obdobju po letu 2022 ima ELES namen zgraditi
dodatni meddržavni povezavi z Italijo, in sicer
DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine in novo 400
kV enosmerno komercialno HVDC povezavo
Beričevo-Salgareda. Ti bosta dodatno obremenili
notranje slovensko prenosno omrežje, zato bo
nujen tudi prehod 220 kV omrežja na 400 kV
napetostni nivo – v začetku vsaj na koridorju med
Beričevim in Divačo, kasneje pa še med Beričevim
in Podlogom ter Podlogom in Cirkovcami.
Zanesljivost obratovanja obstoječega 220 kV
omrežja bo kljub starosti (dobrih 40 let) do
prehoda na 400 kV napetostni nivo zagotovljena
tudi v prihodnje, saj je ELES z ustreznim
vzdrževanjem zagotovil pogoje za nemoteno
obratovanje za nadaljnjih 20 let.
Po izteku življenjske dobe 220 kV prenosnega
omrežja Republike Slovenije ELES načrtuje
popolno opustitev odsluženega 220 kV
omrežja, zato bo skupaj s poslovnimi partnerji
ob upoštevanju evropske vizije o nadaljnjem
odpiranju mej, ob pospešitvi gradnje projektov
v prioritetnih koridorjih v okviru PCI ter
povečevanju medregionalnih prenosnih kapacitet
težil k nadomestitvi 220 kV meddržavnih povezav
s 400 kV ter tako v celoti izvedel prehod 220 kV
omrežja na 400 kV napetostni nivo.
Rastoči odjem električne energije ter rast
razpršenih virov, uvajanje novih tehnologij v EES
Slovenije in pametnih omrežij bodo v prihodnosti
77
pričakovano prinesli vrsto sprememb. Tako
je v primeru napovedane realizacije visoke
rasti odjema v prihodnosti in neustrezne
rasti proizvodnih virov pričakovati povišano
obremenitev transformacij X/110 kV, posledično
pa bo nujna vgradnja dodatnih zmogljivosti
transformacije – težavna območja so predvsem
osrednja Slovenija, območje Primorske z RTP
Divača in območje Maribora z RTP Maribor.
Slika 4.18: Predvideni razvoj prenosnega omrežja Slovenije do leta 2050
78
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
Preglednica 4.6: Nujne investicije v VN omrežje RS do leta 2022
Objek t
400 in 220 k V napetos tni nivo
DV 2 x 400 kV Beričevo-Krško
DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince
DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine
RTP 400/110 kV Avče (skupaj s TR 400/110 kV)
DV 400 kV Beričevo-Kleče (prehod z 220 kV na 400 kV)
DV 400 kV Kleče-Divača (prehod z 220 kV na 400 kV)
2 nova TR 400/110 kV v RTP Beričevo
2 nova TR 400/110 kV v RTP Kleče
Drugi TR 400/110 kV v RTP Divača
DV 2 x 400 kV Hrenca-Kozjak (vključitev ČHE Kozjak)
DV 2 x 220 kV Zagrad-Ravne
RTP 220/110 kV Ravne
Os rednja Slovenija in Zas avje 110 k V
Prevezava RTP Črnuče na DV 110 kV Kleče-TETOL
DV 2 x 110 kV Kleče-Litostroj
kbV 110 kV TETOL-Center-Vrtača-Šiška
kbV 110 kV TETOL-Toplarna-PCL-Litostroj
DV 2 x 110 kV Polje-Vič
Povezovalni DV za vključitev RTP Vodenska
Povezovalni DV za vključitev RTP Trnovo
Povezovalni DV za vključitev RTP Brdo
Povezovalni DV za vključitev RTP Vevče
Povezovalni DV za vključitev RTP Vižmarje
Povezovalni DV za vključitev HE Trbovlje
Povezovalni DV za vključitev HE Renke
Dolenjs k a, Bela k rajina in Pos avje 110 k V
DV 2 x 110 kV Bršljin-Gotna vas
DV 2 x 110 kV Grosuplje-Trebnje
DV 110 kV Kočevje-Črnomelj
DV 2 x 110 kV Brestanica-Hudo (rekonstrukcija)
DV 110 kV Kočevje-Hudo (rekonstrukcija)
Povezovalni DV za vključitev RTP Ločna
Povezovalni DV za vključitev RTP Ivančna Gorica
Povezovalni DV za vključitev RTP Dobruška vas
Povezovalni DV za vključitev RTP Mokronog
Povezovalni DV za vključitev HE Brežice
Povezovalni DV za vključitev HE Mokrice
Povezovalni DV za vključitev HE Suhadol
Primors k a 110 k V
DV 2 x 110 kV Divača-Sežana-Vrtojba-Nova Gorica (rekonstrukcija)
DV 110 kV Koper-Izola
DV 110 kV Lucija-Izola
DV 2 x 110 kV Divača-Koper (rekonstrukcija)
DV 2 x 110 kV Divača-Pivka-Ilirska Bistrica (rekonstrukcija)
DV 2 x 110 kV Pivka-Postojna (obešanje drugega sistema)
DV 2 x 110 kV Tolmin-Kobarid
DV 2 x 110 kV Cerknica-Postojna
DV 2 x 110 kV Cerkno-Škofja Loka (alternativa RTP 400/110 kV Avče)
DV 2 x 110 kV Žiri-Logatec (alternativa RTP 400/110 kV Avče)
Povezovalni DV za vključitev RTP Hrpelje
Povezovalni DV za vključitev HE Učja
Koroš k a in Savinjs k a dolina 110 k V
DV 2 x 110 kV Dravograd-Velenje
DV 2 x 110 kV Dravograd-Ravne
kbV 110 kV RTP 220/110 kV Ravne-Železarna Ravne
Povezovalni DV za vključitev RTP Žalec
Povezovalni DV za vključitev RTP Vojnik
Povezovalni DV za vključitev RTP Nazarje
Gorenjs k a 110 k V
DV 110 kV Jesenice-Kranjska Gora
DV 2 x 110 kV Moste-Bohinj
DV 2 x 110 kV Železniki-Bohinj
kbV 110 kV Jesenice-Železarna
DV 2 x 110 kV Kamnik-Visoko
Povezovalni DV za vključitev RTP Mengeš
Povezovalni DV za vključitev RTP Brnik
Štajers k a in Pomurje 110 k V
DV 2 x 110 kV Lenart-Radenci
DV 2 x 110 kV Maribor-Lenart (obešanje drugega sistema)
DV 2 x 110 kV Radenci-Murska Sobota (obešanje drugega sistema)
DV 2 x 110 kV Murska Sobota-Mačkovci
DV 110 kV Murska Sobota-Lendava
DV 2 x 110 kV Maribor-Sladki Vrh (rekonstrukcija)
Prevezava RTP Radvanje, RTP Tezno in RTP Dobrava
Povezovalni kbv za vključitev RTP Podvelka
Povezovalni DV za vključitev RTP Brezje
Povezovalni DV za vključitev RTP Dobrovnik
Povezovalni DV za vključitev RTP Murska Sobota 2
79
Objek t
400 in 220 k V napetos tni nivo
RTP 400/110 kV Cirkovce
RTP 220/110 kV Ravne
RTP ČHE Kozjak
RTP 400/110 kV Avče (Tolmin)
RTP 400/110 kV Kleče
Os rednja Slovenija in Zas avje 110 k V
RTP Potniški center (PCL)
RTP Vrtača
RTP Vodenska
RTP Toplarna
RTP Trnovo
RTP Brdo
RTP Vevče
RTP Vižmarje
Dolenjs k a, Bela k rajina in Pos avje 110 k V
RTP Ločna
RTP Ivančna Gorica
RTP Dobruška vas
RTP Mokronog
Primors k a 110 k V
RTP Kobarid
RTP Hrpelje
RTP Izola
Koroš k a in Savinjs k a dolina 110 k V
RTP Žalec
RTP Vojnik
RTP Nazarje
Gorenjs k a 110 k V
RTP Kranjska Gora
RTP Bohinj
RTP Mengeš
RTP Brnik
Štajers k a in Pomurje 110 k V
RTP Podvelka
RTP Brezje
RTP Murska Sobota 2
RTP Dobrovnik
80
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
Preglednica 4.7: Nujne investicije v nove RTP do leta 2022
81
5
RAZVOJNI NAČRT
• ANALIZA REALIZACIJE RAZVOJNIH NAČRTOV V PRETEKLEM OBDOBJU IN OPIS
VZROKOV ZA NEREALIZACIJO
• NABOR NAČRTOVANIH OBJEKTOV V PRENOSNEM OMREŽJU ZA OBRAVNAVANO OBDOBJE
• NABOR OBNOV IN DRUGIH INVESTICIJSKIH VLAGANJ
• NABOR VLAGANJ PO POSAMEZNIH TEHNOLOŠKIH PODROČJIH
• FINANČNO VREDNOTENJE RAZVOJNEGA NAČRTA
• PRIČAKOVANI UČINKI INVESTICIJSKIH VLAGANJ
• NAČRT NOVIH IN OBNOVITVENIH INVESTICIJ SISTEMSKEGA OPERATERJA PRENOSNEGA
OMREŽJA ZA OBDOBJE 2013-2022
RAZVOJNI NAČRT
5.1 ANALIZA REALIZACIJE RAZVOJNIH NAČRTOV V PRETEKLEM
OBDOBJU IN OPIS VZROKOV ZA NEREALIZACIJO
Novogradnje in obnove elektroenergetskega
prenosnega omrežja Republike Slovenije so
se izvajale v letih 2009, 2010, 2011 in 2012,
skladno z aktualnim Načrtom razvoja prenosnega
omrežja Slovenije, razen nekaterih investicij in
rekonstrukcij.
Odstopanja realizacije od Načrta razvoja in
zamuda pri uresničevanju projektov v splošnem
veljajo za vse objekte, za katere je bilo treba
pridobiti
gradbeno
dovoljenje.
Časovna
zakasnitev je nastala že v fazi pred pridobitvijo
gradbenih dovoljenj zaradi:
• pogostega
spreminjanja
zakonodaje,
podzakonskih predpisov ali tolmačenja teh in
uvajanja strožje zakonodaje po priporočilih EU;
• zapletenih in neusklajenih postopkov, ki
nam jih je naložila zakonodaja, ter počasnih
odzivov različnih upravnih in sodnih organov;
• premajhne podpore s strani državnih
organov pri usklajevanjih z zahtevami
lokalnih skupnosti;
• neurejenih zadev na zemljiški knjigi,
nedokončanih
postopkov
dedovanja,
nedokončanih postopkov denacionalizacije
in neznanih lastnikov;
• dolgotrajnih postopkov pri izvajanju javnih
naročil (revizijske zahteve ponudnikov).
•
•
Pri rekonstrukcijah pa je bil še dodatni
problem dokazovanje ustreznosti podlage za
rekonstrukcije v prostorskih aktih. Poleg glavnih
vzrokov so zamude pri posameznih investicijah
in rekonstrukcijah (obnove) povzročili še drugi
dejavniki, ki so navedeni v nadaljevanju.
Investicije:
• DV 2 x 400 kV Beričevo-Krško (DV + OPGW)
- Odprava okoljevarstvenega soglasja,
vnovično pridobivanje okoljevarstvenega
soglasja, predelava PGD zaradi spremembe
zakonodaje,
zapleteni
primeri
za
pridobivanje pravice do graditve, večkratno
dopolnjevanje zahteve za izdajo gradbenega
dovoljenja. Gradbeno dovoljenje še vedno
ni pravnomočno zaradi zahtevne lastniške
problematike. Gradnja bo predvidoma
zaključena leta 2013.
• DV 2 x 400 kV Divača-Beričevo-PodlogCirkovce (prehod z 220 kV na 400 kV, DV
+ OPGW + polja + RTP 400/110 kV Kleče) Opredeljena sta prioritetna odseka BeričevoDivača in Beričevo-Podlog, za katera je
Vlada RS sprejela sklepa o pripravi DPN, pri
obeh pa bo potrebno postopek voditi po
84
•
•
novem zakonu o umeščanju prostorskih
ureditev državnega pomena v prostor.
Za Beričevo-Divača je bilo potrebnih več
dopolnitev pobude. Nosilci urejanja prostora
so potrebovali več časa za pripravo smernic.
Potrebna so bila zahtevna usklajevanja za
določitev obsega objekta. Postopki javnih
naročil so dolgotrajni in zapleteni.
DV 2 x 400 kV Podlog-Šoštanj (prehod z 220
kV na 400 kV) - Za objekt se izdeluje DPN
za DV 2 x 400 kV, zato se izvajajo aktivnosti
skladno s terminskim planom DPN, ki je
bil potrjen na MzIP avgusta 2012, in hkrati
se upošteva sporazum ELES-TEŠ. Sprejem
uredbe DPN je predviden avgusta 2014.
Skladno s sklepom kolegija je zaustavljeno
nadaljevanje sklepanja služnostnih pogodb
do sprejetja uredbe o DPN. V letu 2012
je Vlada RS potrdila sklep o pripravi DPN,
za katerega je potrebno izvesti celovito
presojo vplivov na okolje. Trenutno smo v
fazi dopolnitve IDR, izdelavi hidrološkohidravlične študije in pridobitvi soglasja MK
za izvedene predhodne arheološke raziskave,
ki so osnova za izdelavo okoljskega poročila,
ki ga nameravamo skupaj z osnutkom DPN
javno razgrniti sredi leta 2013.
DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince (DV +
OPGW) - Razširitev Nature 2000, dodatna
snemanja na terenu, razširitev obsega
objekta, potrebna dodatna dokumentacija,
preverjanje dodatnih možnosti poteka trase,
usklajevanje lokacij za nadomestne habitate;
opozoriti velja na dejstvo, da je Ministrstvo za
zunanje zadeve predlagalo odložitev priprave
DPN za predmetni daljnovod do rešitve
mejnega vprašanja z Republiko Hrvaško,
hkrati bo potrebna o tem predlogu odločitev
na ustreznem nivoju. DPN je bil sprejet leta
2012, sledijo še pridobitev okoljevarstvenega
in ostalih soglasij, pridobitev gradbenega
dovoljenja in gradnja. Rok za dokončanje
investicije je težko določiti – po oceni ne prej
kot v petih letih.
DV 2 x 400 kV Okroglo (Slovenija)-Udine
(Italija) (DV + OPGW + polja + RTP 400/110
kV Avče) - Ker ni izdano energetsko
dovoljenje, ni mogoče začeti s postopki
umeščanja v prostor, kar hkrati pomeni, da
tudi ni mogoče vlagati finančnih sredstev.
DV 2 x 110 kV Beričevo-Trbovlje (DV +
OPGW) - Daljnovod se je vključil v EE omrežje
v letu 2012, popolno dokončanje projekta
bo v letu 2013 (dokončanje AKZ zaščite,
odškodnine, ureditev okolice, pridobitev
•
•
•
•
uporabnega dovoljenja). Vzroki za zakasnitev
so dolgotrajni postopek izbire izvajalca del
in pritožbe ponudnikov pri nekaterih javnih
naročilih.
DV 110 kV Koper-Izola-Lucija (DV + kbV
+ ZOK + polja) - Daljnovod 110 kV KoperIzola-Lucija je potreben za zagotovitev
dvostranskega napajanja RTP Lucije, po
možnosti po različnih trasah, ker je zaradi
velikega pomena turizma potrebna velika
zanesljivost napajanja z električno energijo
tega območja. V pripravi je sporazum o
sofinanciranju izgradnje 110 kV kabelske
povezave med RTP Koper in RTP Izola
na delu trase hitre ceste Koper–Izola
med pogodbenima strankama Elektro–
Slovenija, d.o.o., in Družbo za avtoceste v
Republiki Sloveniji d.d. ELES naj bi sredstva
sofinanciranja nakazal Družbi za avtoceste v
Republiki Sloveniji v prvem četrtletju 2013.
V letu 2013 se predvideva začetek postopka
za pridobitev gradbenega dovoljenja, ki bo
potekal tudi v letu 2014. Postopke javnega
naročanja naj bi sprožili v letu 2014 in v
naslednjem letu bi sledila izgradnja.
RTP 400/110 kV Krško (drugi TR + DV polja
400 kV; prim. + sek. oprema) - V letu 2012
so bila zaključena elektromontažna dela
na vseh novozgrajenih poljih, dobavljen,
montiran in stavljen v pogon je bil novi TR
300 MVA. V letu 2013 bo končano testiranje
sekundarne opreme za dve DV 400 kV polji
in v oktobru 2013 je predviden vklop DV
2 x 400 kV Beričevo–Krško. Gradbena dela
zaostajajo zaradi stečaja glavnega izvajalca
ter enega podizvajalca.
RTP 400/110 kV Cirkovce (prim. + sek.
oprema) - Ta investicija se je morala
podrediti aktivnostim graditve DV 2 x 400
kV Cirkovce-Pince in je njen sestavni del.
V izdelavi je idejni projekt, ki bo podal
tehnične in ekonomske smernice izgradnje
RTP. Po zaključku izdelave idejnega projekta
bo izdelana projektna naloga, hkrati se
bo izvedlo JN za izdelavo projektne in
investicijske dokumentacije (InvZ, InvP,
PGD, DZR, PZI). V letu 2013 bodo izdelani
investicijska dokumentacija, PGD in del DZR.
Ostala dokumentacija se bo pridobila v letu
2014 in 2015. Izvedbo JN za nabavo opreme
in gradnjo planiramo v letu 2014, ko se bo
začela gradnja, ki bo izvedena v letu 2015.
V letu 2016 pričakujemo zaključek gradnje
in pridobitev uporabnega dovoljenja. Stroški
projekta so ocenjeni na podlagi idejnega
projekta, bolj natančni plani stroškov bodo
izdelani po izdelavi investicijske zasnove in
investicijskega programa.
RTP Beričevo (izgradnja dveh DV polj 400
•
•
kV Krško I in II) - Vsa dela so zaključena,
le končno testiranje sekundarne opreme je
prestavljeno na leto 2013 zaradi zasedenosti
preskuševalskega osebja.
NEK 400 kV stikališče (prim. + sek. oprema)
- V letu 2012 sta bili izvedeni rekonstrukcija
DV 400 kV polja Maribor in postavitev 520
m 400 kV zbiralnic. V letu 2013 bo v času
remonta izvedena rekonstrukcija 400 kV DV
polj Tumbri 1 in 2, hkrati bodo postavljene
preostale zbiralnice. V letu 2016 je predvidena
pridobitev uporabnega dovoljenja.
RTP Beričevo (dve DV polji 110 kV Trbovlje III
in Litija, prim. + sek. oprema) - V letu 2012
so bila zaključena vsa dela in pridobljeno
uporabno dovoljenje. Rekonstrukcije:
• DV 2 x 110 kV Gorica-Divača (DV + OPGW)
- V letu 2009 je prišlo do fizične blokade
rekonstrukcije DV na območju naselja Renče
s strani posameznih lastnikov nepremičnin.
V letu 2010 se je začel postopek DPN za
odsek Renče, potrebna je bila večkratna
dopolnitev pobude (sprememba zakonodaje
in podzakonskih aktov); sklep Vlade RS o
začetku DPN je bil sprejet avgusta 2012.
Predviden zaključek projekta je v letu 2014.
• DV 2 x 110 kV Brestanica-Hudo (DV + OPGW) Na odseku Družinska vas-Bajnof (SM84-102)
je bila sprejeta uredba o DPN novembra 2012,
za katerega je potrebno izdelati projektno
(PGD) in investicijsko (INVP) dokumentacijo,
pridobiti dokazila o pravici graditi, soglasja
in GD (predvideno leta 2013). Na preostalem
delu DV, kjer se aktivnosti izvajajo skladno
z Uredbo o vzdrževalnih delih v javno korist
na področju energetike, je pridobljenih 84,1
% dokazil o pravici graditi in postopek se še
nadaljuje. Predviden začetek gradnje DV je
konec leta 2013 (pogoj so dokazila in GD),
glavne aktivnosti gradnje pa so planirane v
letu 2014.
• DV 2 x 110 kV Divača-Pivka-Ilirska Bistrica
(DV + OPGW) - Izvajajo se aktivnosti za
obnovo daljnovoda na podlagi Uredbe o
vzdrževalnih delih v javno korist na področju
energetike (Uradni list RS, št. 125/04 in
71/09). V letu 2012 so bile izdelane idejne
rešitve za obnovo enosistemskega DV 110 kV
Divača–Pivka–Ilirska Bistrica v dvosistemski
DV 2 x 110 kV Divača–Pivka–Ilirska Bistrica.
V pripravi je tudi okoljska dokumentacija. V
letu 2013 sta predvidena izdelava projektne
dokumentacije in začetek pridobivanja
služnostnih pogodb. V letu 2014 se bo
nadaljevalo s pridobivanjem služnostnih
pogodb. V letu 2015 se bo zaključilo s
pridobivanjem služnostnih pogodb in pričelo
85
•
•
z obnovo daljnovoda, ki se bo zaključila v
letu 2016.
RTP 400/110 kV Okroglo (obnova TR) - V letu
2012 sta se začeli rekonstrukcija stikališča
z rekonstrukcijo enega 400 kV DV polja in
osem 110 kV DV polj ter pripadajočih relejnih
hišk in zamenjava transformatorja. V okviru
projekta se bodo zamenjale tudi kabelske
povezave, sekundarna oprema, izvedli se
bosta obnova komandne in obratne stavbe
ter zamenjava javne razsvetljave stikališča
z ograjo. V letu 2012 sta bila izvedena
dobava in plačilo celotne 110 kV in 400 kV
VN opreme, razen TR 400/110 kV 300 MVA,
katerega dobava bo izvedena v letu 2013.
Obnova polj bo potekala po fazah v skladu z
obratovalnimi zmožnostmi odklopov. Projekt
bo zaključen predvidoma v tretjem kvartalu
leta 2014.
RTP 110/20 kV Gorica (zbiralke 110 kV + Avče
+ sek. oprema) - Rekonstrukcija se je morala
podrediti aktivnostim rekonstrukcije DV
•
2x110 kV Doblar-Gorica in je njen sestavni
del. V okviru rekonstrukcije 110 kV stikališča
v smislu zamenjave obstoječih enojnih
zbiralk z dvojnim sistemom zbiralk (2G) v
GIS izvedbi je potrebno zgraditi novo zvezno
in merilno ozemljilno polje ter novo 110 kV
DV polje Avče I za zanesljivo obratovanje
elektroenergetskega sistema Slovenije oz.
severnoprimorske zanke z vključitvijo ČHE
Avče v EE sistem. Izvedba del se je začela v
letu 2012, ko so bili izpolnjeni pogoji glede
na dane energetske razmere, s predhodno
izgradnjo novih pomožnih zbiralnic 110
kV ter uporabo dveh montažnih stebrov za
povezavo DV 110 kV Solkan-Plave na DV 110
kV Vrtojba ter prevezavo TR3 na DV Avče II.
Zaključek del je predviden v letu 2013.
RTP 400/220/110 kV Divača (+ DV polje
Pivka) - Rekonstrukcija je sestavni del
rekonstrukcije DV 2 x 110 kV Divača-PivkaIlirska Bistrica.
5.2 NABOR NAČRTOVANIH OBJEKTOV V PRENOSNEM OMREŽJU
ZA OBRAVNAVANO OBDOBJE
5.2.1 Izhodišča za nabor obnovitvenih in novih investicij
Izhodišča za nabor novih in obnovitvenih
investicij v EES Slovenije so pripravljena na
osnovi rezultatov lastnih analiz in analiz
zunanjih institucij, razvojnih kriterijev, stanja
omrežja in elektroenergetskih elementov,
načrta obnove (rekonstrukcij) in tehnološke
prenove elektroenergetskih elementov v objektih
prenosnega omrežja, potreb proizvajalcev ter
odjemalcev električne energije, kriterijev za
zanesljivo in varno obratovanje prenosnega
omrežja,
mednarodnih
sporazumov
in
mednarodnih pogodb.
Predmet
raziskav
je
bilo
odkrivanje
morebitnih
preobremenitev
v
prenosnem
omrežju kot posledica odpiranja in delovanja
elektroenergetskega trga. V tem sklopu je bil
z upoštevanjem mogočega uvoza, izvoza in
pričakovanih smeri tranzita električne energije
raziskana zmožnost prenosnega omrežja za
tranzit električne energije večjih moči.
Na podlagi omenjenega so bile pri izdelavi nabora
obnovitvenih in novih investicij za obdobje 2013-
86
2022, poleg že naštetih izhodišč in kriterijev,
upoštevane še naslednje ocene oz. smernice:
• zgraditev notranje 400 kV zanke omrežja
zaradi zanesljivejšega in kakovostnejšega
napajanja odjemalcev v osrednji in zahodni
Sloveniji;
• nove povezave s sosednjimi EES zaradi
povečanja
tranzitnih
sposobnosti
slovenskega EES in s tem odpravljanja ozkih
grl v prenosnem omrežju Slovenije;
• obvladovanje nevarnih pretokov moči z
vgradnjo prečnih transformatorjev;
• pregled in ocena obstoječega stanja omrežja
(med drugim tudi starost elektroenergetskih
elementov) ter tranzitov;
• usmeritev razvoja prenosnega omrežja
za najvišje napetosti (znotraj Slovenije,
mednarodne povezave);
• zagotovitev ustreznih napetostnih razmer v
celotnem EES Slovenije;
• zagotovitev
zanesljivega
ter
varnega
obratovanja v skladu s priporočili in kriteriji
ENTSO-E.
5.2.2 Prioriteta novih in rekonstruiranih prenosnih objektov
Na podlagi predstavljenih naborov novo
načrtovanih
in
rekonstruiranih
prenosnih
objektov so v nadaljevanju predstavljene
prioritete po posameznih napetostnih nivojih
in vrstah objektov za zagotavljanje varnega in
zanesljivega obratovanja EES Slovenije. Investicije
v višji prioriteti bodo zgrajene prve; poleg
dejstva, ali je investicija nujna, pa na stopnjo
prioritete investicije vpliva predvsem njen vpliv
na zanesljivost.
400 in 220 kV povezave:
• DV 2 x 400 kV Beričevo-Krško;
• DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince;
• DV 2 x 220 kV Zagrad-Ravne;
• prehod 220 kV prenosnega omrežja na 400
kV napetostni nivo;
• DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine ali HVDC.
400 in 220 kV RTP ter TR:
• RTP 400 kV Cirkovce (povezan z investicijo
400 kV Cirkovce- Pince);
• RTP 220/110 kV Ravne;
• drugi TR 400/110 kV v RTP Divača;
• RTP 400/110 kV Avče (Tolmin) z TR 400/110 kV;
• uvajanje neposredne transformacije 400/110
kV (RTP Kleče, RTP Beričevo, RTP Podlog in
RTP Cirkovce).
110 kV povezave:
• DV 2 x 110 kV Divača-Sežana-Vrtojba-Nova
Gorica;
• DV 2 x 110 kV Brestanica-Hudo;
• DV 110 kV Koper-Izola;
• DV 2 x 110 kV Divača-Pivka-Ilirska Bistrica;
• DV 110 kV Lucija-Izola;
• DV 2 x 110 kV Divača-Koper.
110 kV RTP in TR:
• RTP Kleče, zgraditev 110 kV polj Litostroj I in II;
• RTP 110/20 kV Gorica;
• RTP 110/20 kV Velenje;
• RTP 110/20 kV Ajdovščina;
• RTP 110/20 kV Tolmin;
• RTP 110/20 kV Slovenska Bistrica;
• RP 110 kV Hudo, DV polje Brestanica II;
• RTP 110/20 (35) kV Ilirska Bistrica;
• RTP 110/20 kV Podvelka;
• RTP 110/20 kV Plave;
• RTP 110/20(35) kV Pekre;
• RTP TE Trbovlje;
• RTP 110/20(35) kV Selce.
Elektroenergetsko omrežje Slovenije bo poleg
zgoraj navedenih večjih investicij zahtevalo
dodatne investicije:
• RTP 400/220/110 kV Beričevo – zgraditev
•
•
•
•
•
•
•
•
dveh 400 kV DV polj (Krško I + II);
RTP 400/20 kV Krško NEK v GIS izvedbi;
razplet daljnovodov pred RTP Podlog;
DV 2x400 kV Maribor–Kainachtal (vgradnja
OPGW);
DV 2x400 kV Hrenca-Kozjak;
DV 220 kV Cirkovce–Podlog (vgradnja OPGW);
priključni 110 kV daljnovodi za predvidene
HE na spodnji in srednji Savi;
DV 2x110 kV Škofja Loka-Cerkno;
RTP 110/35 kV Pekre – DV polje 110 kV
Koroška vrata;
obnove daljnovodov:
• DV 220 kV Kleče-Divača na SM 6869 (zamenjava SM69 z razbremenilnim
stebrom);
• DV 110 kV Maribor-Cirkovce;
• prevezava RTP Radvanje, RTP Tezno in RTP
Dobrava;
• DV 2 x 110 kV Dravograd–Ravne;
• DV 2 x 110 kV Dravograd-Velenje (obešanje
II. sistema);
• prevezava RTP Črnuče;
obnove RTP:
• RTP 400/110 kV Okroglo (obnova TR);
• RTP 400/220/110 kV Podlog;
• RP 110 kV Hudo, zamenjava 110 kV
odklopnikov;
• RTP Laško - 110 kV;
• HE Mavčiče (HIS izvedba 110 kV stikališča);
• RTP Tolmin - 110 kV;
• TP Karbid (prevzem in obnova);
• RTP Gorica – 110 kV.
Sekundarna oprema
Na objektih, katerih pričakovana življenjska doba
sistemov vodenja, zaščite in meritev se izteka oz.
je oprema tehnološko toliko zastarela, da pomeni
oviro za načrtovane razširitve, nerazpoložljivost
naprednejših funkcij pa že zelo vpliva na
zanesljivost obratovanja sistema, bomo opravili
obnovitvene rekonstrukcije naprav sekundarnih
sistemov. Rekonstrukcije nekaterih objektov so
že uvrščene v razvojni načrt kot celota (primarna
in sekundarna oprema), drugi objekti pa so
bili v primarnem delu že obnovljeni, obnove
pa je zaradi krajše življenjske dobe potrebna
le sekundarna oprema. Večji tovrstni objekti,
ki so zajeti v Načrtu razvoja, so RTP Kleče, RTP
Okroglo, RTP Cirkovce, RTP Maribor, RTP Podlog,
RTP Gorica in RP Hudo. Hkrati v vseh 400 kV
stikališčih načrtujemo razširitev sistema zaščite
z zaščito zbiralk (RTP Beričevo, RTP Podlog, RTP
Divača, RTP Maribor). Nadaljevali bomo tudi
razširitvene rekonstrukcije števčnega merilnega
87
sistema ter dokončali izgradnjo sistema
registracije kakovosti električne energije, vse
zaščitne naprave v funkciji prenosnega omrežja
pa bomo vključili v ELES-ov nadzorni center
zaščite po modernih mrežnih komunikacijah.
5.3 NABOR OBNOV IN DRUGIH INVESTICIJSKIH VLAGANJ
5.3.1 Obnova komandnih stavb
Diagnostični center in obnova poslovne stavbe
RTP Beričevo
Projekt postavitve Diagnostičnega centra je
bil vezan na obnovo poslovne stavbe RTP
Beričevo in kasneje na projekt izgradnje novega
tehnološkega objekta ELES v Beričevem. Omenjeni
center pomeni podporo pri uvedbi upravljanja s
premoženjem in bo voden ter realiziran v okviru
nove organiziranosti ELES.
5.3.2 Tehnološki objekt ELES v Beričevem
ELES namerava s prenovo računalniškega sistema
v Republiškem centru vodenja (RCV), ki bo
predvidoma zaključena v letu 2013, izvesti tudi
selitev RCV v novi tehnološki objekt Beričevo.
S
tehnološkim
objektom
na
lokaciji
najpomembnejše razdelilno transformatorske
postaje RTP Beričevo bo ELES lahko:
• zagotovil bistveno višji nivo zanesljivosti
obratovanja elektroenergetskega sistema
tako z vidika zanesljivosti delovanja
tehničnih sistemov daljinskega vodenja kot z
vidika zagotavljanja fizične varnosti samega
objekta;
• zmanjšal tveganja, povezana z obstoječo
lokacijo Hajdrihova 2 in obstoječimi
neustreznimi objekti;
• povečal učinkovitost poslovanja podjetja;
• optimiziral stroške obratovanja poslovnih
prostorov in stroške dela;
• zmanjšal število izpadov elektroenegetskega
sistema;
•
•
hitreje odpravljal havarije na prenosni
infrastrukturi zaradi izboljšane logistike
v novem Centru vzdrževanja za področje
osrednje Slovenije;
pridobil dodatne površine, ki predstavljajo
možnost nadaljnjega razvoja dejavnosti ELES.
Za gradnjo tehnološkega objekta Beričevo je ELES
v letu 2012 pridobil pravnomočno gradbeno
dovoljenje in projektno dokumentacijo za
izvedbo, izvedena pa so bila tudi pripravljalna
dela za pripravo gradbene parcele, kot je
prestavitev komunalnih naprav.
ELES stremi k optimizaciji stroškov investicije,
zato je tudi sprejel odločitev, da nadaljuje z
investicijo izgradnje tehnološkega objekta pod
pogojem, da proda obstoječe poslovne prostore
na lokaciji Hajdrihova 2, Ljubljana, in v novi objekt
preseli vse tehnične in poslovne službe podjetja,
ki danes delujejo v centru mesta, vključno z
vodstvom podjetja.
5.4 NABOR VLAGANJ PO POSAMEZNIH TEHNOLOŠKIH PODROČJIH
a) Razvojne usmeritve za DV in RTP
V zadnjih 20-tih letih in še posebej po deregulaciji
EES ter zaradi novih zahtev po boljšem
izkoriščanju daljnovodnih koridorjev se je veliko
spremenilo v razvoju tehnologij in tudi miselnosti
glede izbora vodnikov za nove nadzemne vode.
Vodniki za 400 kV nadzemne vode so v različnih
evropskih državah izbrani različno, odvisno pač
od kriterijev, ki so jih izbrale posamezne države.
V glavnem se razmišlja o novem, močnejšem
88
prerezu za nove načrtovane 400 kV daljnovode,
in sicer z namenom energetsko čim bolj izkoristiti
prostor. Z upoštevanjem dejanskih energijskih
izgub, ki so vezane na število obratovalnih
ur, je na podlagi tega izbran optimalni presek
vodnika. Dosedanji preseki vodnikov 400 kV so
bili v Sloveniji doslej dobro izbrani po razvojno
predvidenih podatkih (2 x Al/Je 490/65). Danes
ocenjujemo, da je najoptimalnejša izbira vodnik
3 x Al/Je, 3 x 550/70. Raziskave, ki tečejo v zvezi
z optimalnim prerezom vodnika, analizirajo
optimalne razporeditve glede na okoljske zahteve
in možnosti električno-mehanskih
novih materialov za vodnike.
lastnosti
Na podlagi ENTSO-E in drugih dokumentov je
mogoče zaključiti, da v Sloveniji še niso nastopile
razmere, ki bi dokazovale potrebnost kabelskih
izvedb 220 ali 400 kV povezav. V tujini so
kabelske izvedbe imenovanih napetostnih nivojev
najpogosteje uporabljene pri napajanju strnjenih
naselij z zelo veliko površinsko koncentracijo
porabe električne energije, kar v Sloveniji ni v
navadi.
Na nivoju 110 kV prenosnega omrežja je
mogoče v prihodnosti predvidevati izvedbo
posameznih odsekov v kabelski izvedbi. Zaradi
mnogih omejitev pri uporabi kabelskih izvedb
je pred njihovo uporabo nujno najprej preveriti
tehnološke omejitve in vplive na preostalo
prenosno omrežje, nato preveriti vse vplive na
okolje in prostor ter nato še zagotoviti ustrezne
finančne vire. Pri zagotavljanju finančnih virov
iz omrežnine je nujno zagotavljati izpolnjevanje
enakih standardov na celotnem ozemlju Slovenije
ali pa pridobiti dodatna sredstva s strani
pobudnikov kabliranja.
Pri oceni RTP, RP so v Sloveniji še vedno v ospredju
klasična stikališča z vsaj dvojnimi zbiralkami
in ustrezno najsodobnejšo tehnično opremo.
Pristopa pa se tudi že h GIS izvedbi stikališč.
b) Razvojne usmeritve za sekundarne sisteme
Pri zaščitnih sistemih najvišjih napetostnih
nivojev razvojni načrt predvideva vgradnjo
zaščite zbiralnic v vsa 400 kV stikališča, vgradnjo
vzdolžnih diferenčnih zaščit v preostale 400 kV
daljnovode ter vgradnjo redundantnih naprav za
prenos kriterija distančne zaščite.
Pri omrežju 110 kV nivoja je načrtovano
dokončanje zamenjave vseh elektromehanskih in
statičnih zaščitnih naprav z numeričnimi. V večjih
110 kV vozliščih bo vgrajena ali pa posodobljena
zaščita zbiralnic. Povsod je načrtovana tudi
vgradnja naprav za prenos kriterija distančne
zaščite in navezavo zaščitnih relejev v center za
nadzor in analize delovanja zaščitnega sistema
ELES-a. Sistem WAMS bo dopolnjen z novimi
enotami za spremljanje sinhro-fazorjev (PMU) na
ključnih točkah prenosnega omrežja (mejni DV,
proizvodne enote, 220 kV in pomembnejša 110
kV stikališča).
Pri sistemih števčnih meritev bo dokončana
zamenjava
klasičnih
sistemov
impulzne
registracije energije z novimi numeričnimi
multifunkcijskimi števci. Z registratorji kakovosti
električne energije bodo pokrita vsa zahtevana
merilna mesta na meji s proizvodnjo, distribucijo,
neposrednimi odjemalci in sosednjimi prenosnimi
sistemi.
Pri sistemih vodenja bo zaključena obnova
vseh centraliziranih končnih postaj (RTU) s
sodobnimi distribuiranimi sistemi vodenja s
postajnim vodilom po standardu IEC 61850.
Vse komunikacijske povezave do posameznih
objektov za potrebe daljinskega vodenja, nadzora
in odčitavanja bodo podvojene zaradi zahtev
po zanesljivosti in razpoložljivosti teh povezav.
Povezave bodo v končni različici v celoti potekale
po IP protokolu verzije v6 in lastnem IP/MPLS
omrežju ELES-a ter njegovih partnerjev.
Od rezultata dogovarjanj o obsegu in
odgovornosti za prenosno omrežje je odvisno
tudi planiranje sredstev za obnove sistemov
vodenja ter zaščite v prenosnih stikališčih v lasti
distribucij, proizvodnih podjetij in neposrednih
odjemalcev.
c) Razvojne usmeritve za lastno rabo
Pomemben dejavnik vsakega objekta v prenosnem
sistemu so tudi razvojne usmeritve za lastno
rabo. Tak sistem mora delovati zanesljivo, ima
pa krajšo življenjsko dobo od VN naprav, zato so
tudi obnova in zamenjave pogostejše.
č) Razvojne usmeritve sistema za vodenje in
nadzor EES – EMS
Najpomembnejši razvojni cilj v prihodnjem
obdobju na področju centrov vodenja je
celovita posodobitev centra vodenja EES, ki bo
z novimi funkcijami in tehnologijo bistveno
izboljšal zanesljivost delovanja EES Slovenije v
okviru obratovanja v evropski interkonekciji.
Z novo tehnologijo bodo izpolnjene obstoječe
tradicionalne in nove sodobne zahteve na
področju vodenja slovenskega EES ter hkrati tudi
zahteve, ki izhajajo iz nalog v okviru evropske
interkonekcije. Komunikacija med posameznimi
objekti, območnimi centri vodenja in RCV bodo
potekale po protokolu IEC 60870-5-104.
d) Razvojna usmeritev za telekomunikacijsko
omrežje ELES-a
Osnovni namen dejavnosti telekomunikacije
in
kratek
pregled
obstoječega
stanja
telekomunikacijskega omrežja
Naloga
telekomunikacijskega
omrežja
je
zagotavljanje kakovostnih in zanesljivih TK
storitev za lastne potrebe, zaščite prenosnega
89
omrežja in vodenja sistema prenosa (SOPO) oz.
za potrebe celotnega EES Slovenije in za zunanje
uporabnike glede na obseg viškov kapacitet.
Osnovne storitve so prenos podatkov tehnične
informatike s SCADA, EMS, storitev distančne
in diferenčne zaščite in DBMS, signalizacije,
zajem in prenos govora med centri vodenja in
objekti, videa ter s pomočjo teh storitev nadzor
in upravljanje elektroenergetskega omrežja ter
poslovnih informacijskih storitev, med katere
sodijo LAN in WAN omrežja, varni podatkovni
centri, poslovne aplikacije (PIS, Maximo itd.),
sistemi elektronske pošte, INTRANET, PABX.
Telekomunikacijsko omrežje je sestavljeno iz
različnih podomrežij in podpornih sistemov, ki
se povezujejo predvsem prek optičnega omrežja:
• podomrežja na transportni in pristopni
ravni: SDH, xWDM, IP/MPLS, DCN z vmesniki
Ethernet;
• podporni sistemi omrežja so nadzornoupravljavski sistemi, napajalni sistemi,
sinhronizacija med napravami in drugi
sistemi.
Glede na uporabljeno tehnologijo vsako
podomrežje zagotavlja specifične funkcionalnosti,
ki v skladu z arhitekturo komunikacijskega
sistema in topološkimi značilnostmi predstavlja
zaključeno celoto, s preostalimi podomrežji in
podpornimi sistemi pa se funkcionalno dopolnjuje
in povezuje v celovito telekomunikacijsko
omrežje.
Obrazložitev
razvojnega
telekomunikacijsko omrežje
načrta
za
Upravljanje EES Slovenije se izvaja prek območnih
centrov vodenja in RCV, ki poleg skupnih nalog
vključuje še sekundarno regulacijo, analize omrežja,
sodelovanje s sosednjimi sistemi in drugo. Za
potrebe zajema podatkov vplivnega dela omrežja
ENTSO-E je pri izvedbi komunikacij treba upoštevati,
da se SCADA funkcionalnosti in nekatere aplikacije
izvajajo v realnem času in da je treba zagotavljati
komunikacijo z RTU, domačimi partnerji distribucije
in proizvodnje ter s sosednjimi sistemskimi operaterji
prenosnih omrežij. To neposredno pogojuje
zmogljivost komunikacij in izpolnjevanje zakonskih
obveznosti prevzema opreme sekundarnih sistemov
110 kV objektov v omrežje ELES-a.
Zaradi navedenih razlogov uporabniki, ki
za povezovanje svojih sistemov potrebujejo
telekomunikacijske storitve, izvajajo prehod na
protokol IEC 60870-5-104 (TCP/IP protokol) v
sistemu vodenja EES za komunikacijo med centri
vodenja in oddaljenimi objekti (RTU). Izvaja se
nadgradnja komunikacij s preostalimi partnerji
90
v okviru elektrogospodarstva Slovenije in
komunikacij s partnerji v okviru ENTSO-E, lastne
TK zveze do 110 kV objektov, prenos podatkov z
merilnih postaj na daljnovodih.
Na temelju potreb uporabnikov in izvajanja nalog
se v okviru projektov rekonstrukcij in novih
investicij v telekomunikacijsko omrežje stremi k
splošnim in konkretnim ciljem.
Splošni cilji:
• zgraditev optičnih kablov na daljnovodih
(priporočilo v OPGW tehnologiji) in ustreznih
privodov do vseh objektov za zagotavljanje
optičnih zank, potrebnih podvojenih povezav
ter odpravo »ozkih grl« na posameznih že
obstoječih optičnih relacijah ter povezav do
EE vozlišč, ki še nimajo optične povezave v
omrežje z:
- izgradnjo dodatnih optičnih povezav (optičnih kablov) in
- izgradnjo transportnega omrežja xWDM
(izraba obstoječih optičnih vodnikov z
multipleksiranjem svetlobe);
• zmanjšanje kompleksnosti omrežja za
enostavnejše zagotavljanje TK storitev;
• opustitev tehnologije PDH do 2015;
• celovit prehod na IP platformo in Ethernet
vmesnike v celoti do 2020;
• zagotavljanje ustrezne varnosti storitev v TK
omrežju;
• centraliziran storitveni center za podporo
uporabnikom;
• izgradnja redundantnih podatkovnih centrov
za zagotavljanje neprekinjenega poslovanja;
• smotrna izraba viškov prenosnih zmogljivosti.
Konkretni cilji:
• zgraditev optičnega transportnega omrežja
(OTN) ali dograditev obstoječih optik z
novimi kot optimalne izbire za izpolnjevanje
zastavljenih ciljev ter konvergence IP in
optičnega sloja; s tem v TK omrežju dobimo
eno nosilno transportno omrežje, kar poveča
preglednost sistema;
• postavitev sistema za podporo obratovanju
(OSS/BSS);
• prehod vseh uporabnikov na paketno
omrežje;
• povezovanje IKT centra Kleče z drugimi TK
centri v državi in mednarodnimi operaterji;
• zagotovitev ustrezne telefonije za dispečerske
centre in uvedba IP ter video telefonije
za poslovni sistem ELES-a (z nadgradnjo
telefonskih central in spremembo koncepta
telefoniranja);
• izvedba brezžičnih sistemov, kjer ni mogoča
povezava po fizičnih vodih, za zagotovitev
obhodnih poti.
Nove tehnološke rešitve, ki bodo omogočale
izvedbo načrtov postopnega prehoda z obstoječih
tehnologij na novejše, bodo prvi hip povečale
kompleksnost omrežja in stroške vzdrževanja,
kar pa je pogoj za zvezen in nemoten prehod do
končne ukinitve starih tehnologij. Po zaključitvi
prehoda na IP tehnologije se bodo zmanjšali
stroški obratovanja, hkrati pa bo mogoče uvajanje
novih IKT storitev.
e) Razvoj pametnih omrežij
V elektroenergetsko omrežje se vključuje vse
več novih virov energije, predvsem obnovljivih.
Sistem pametnih omrežij mora tako rekoč
povezati nove energetske vire in jih ustrezno
regulirati ter se s skupno močjo postaviti ob
bok ponudbi obstoječih energetskih virov. Z
namenom povezovanja krmljenja in upravljanja
alternativnih energetskih virov je pomembno
skupno upravljanje in reguliranje proizvodnje ter
porabe v realnem času, kar je mogoče realizirati
s pomočjo medsebojnega komuniciranja in
takojšnje izmenjave podatkov. Ob kontroli,
nadzoru in upravljanju z energetskimi viri ni
zanemarljiva vloga gospodinjstev in sistemov za
pametno merjenje oz. pametne omrežne prehode,
na katere se lahko priključuje ne samo pametne
merilnike za merjenje električne energije, temveč
tudi druge energente ter distribuirane veličine.
V prihodnosti se preučujejo uvedbe ostalih
rešitev v okviru koncepta pametnih omrežij in
kasneje pristop k realizaciji tehnično-ekonomsko
upravičenih projektov predvsem z naslednjih
področij:
• SUMO (Sistem za ugotavljanje meja
obratovanja) - projekt na celosten način
povezuje tehnologijo DTR (Dynamic Thermal
Rating) z N in N-1 analizami; operaterju
prenosnega omrežja bo na pregleden način
podal oceno prenosnih zmogljivosti, glede
na trenutne in napovedane atmosferske
razmere ter obremenitev EES;
• DSM (ang. Demand Side Management);
upravljanje s porabo – povezovanje
porabnikov, ki so pripravljeni prilagoditi
svojo porabo glede na potrebe sistemskega
operaterja, bo razširilo spekter možnih
ponudnikov
sistemskih
storitev;
DSM
predstavlja okolju prijazno alternativo
konvencionalnim virom električne energije;
• WAMPAC (ang. Wide Area Measurement,
Protection and Control System) - WAMPAC
bo operaterju preko naprednih merilnikov
PMU omogočal jasen in pregleden nadzor
nad stanjem EES ter ga hkrati opozarjal na
morebitna nihanja in prehodne pojave, vpliv
katerih bo preko vnaprej določenih ukrepov
•
•
zmanjšal ali izničil;
hranilniki
električne
energije
in
kompenzacijske naprave - prvi električno
energijo v času presežkov shranijo in v času
primanjkljajev oddajo; njihova uporabnost
se kaže predvsem v luči sistemskih storitev;
kompenzacijske naprave so predvsem
koristne za optimizacijo napetostnega
profila, kar se posledično odraža tudi v nižjih
izgubah slovenskega EES;
VRTE - virtualne elektrarne pomenijo
povezavo razpršenih virov, ki so vsak zase
premajhni, da bi predstavljali relevantne
deležnike EES; povezani v skupino, ki se
imenuje virtualna elektrarna, pa nudijo
operaterju pomemben vir, predvsem za
potrebe sistemskih storitev.
Za realizacijo zelo zahtevnih ciljev pametnih
omrežij so nujni skupno načrtovanje, skupna
gradnja in ustrezno povezovanje vseh subjektov
v energetiki v proizvodnji, prenosu in distribuciji.
ELES bi moral glede na znanja in izkušnje pri tem
prevzeti pobudo TER vodilno vlogo koordinacije
potrebnih aktivnosti za realizacijo konceptov
pametnih omrežij in storitev.
Pametna omrežja bodo bazirala na IPv4 in
predvsem na IPv6 protokolu. Združevala bodo
»Multi Play« ponudbo, kar pomeni, da bo operater
ponujal tako klasične IKT storitve kot tudi storitve
pametnega merjenja, upravljanja in izmenjave
podatkov o pretoku in uporabi energentov glede
na potrebe in na razpoložljivosti v prenosnem ter
distribucijskem omrežju.
V kontekstu izgradnje pametnih omrežij je
izredno pomembno poudariti vrsto omrežja,
optičnega omrežja, ki bo v konfiguracijah »Point
to Point – P2P« in GPON (Gigabit Pasive Optical
Network) edino ponujalo zadostno pasovno
širino za izvajanje »Multi Play« IKT storitev.
Izvajalec storitev pametnega omrežja bo podatke
o merjenju porabe in upravljanju posredoval
tudi drugim distributerjem ali pa za njih izvajal
tudi storitve obračunavanja in zaračunavanja
pametnih energetsko-komunikacijskih storitev.
ELES mora kot lastnik največjega alternativnega
TK omrežja v Sloveniji in kot solastnik podjetja
Stelkom, d.d., telekomunikacijskega operaterja,
prevzeti nosilno in vodilno vlogo pri vzpostavitvi
primerne komunikacijske infrastrukture, storitev
v razvoju pametnih omrežij.
Koncept pametnih omrežij bo omogočal nadaljnjo
agregacijo dodatnih obnovljivih energetskih
virov v t. i. virtualne elektrarne, ki jih bo ELES
lahko nadzoroval in z njihovo močjo upravljal
91
učinkoviteje ter bolj transparentno do ostalih
udeležencev v energetiki.
f)
Razvojna
tehnologijah
usmeritev
v
informacijskih
Prenova poslovno informacijskega sistema
V podjetju je v uporabi poslovno informacijski
sistem, ki je bil zasnovan pred skoraj dvema
desetletjema. Sistem sedaj obsega okrog 45
različnih aplikacij. Zaradi svojega obsega, načina
dograjevanja, slabe dokumentiranosti, stalnega
primanjkovanja logističnih virov in ustreznih
kompetenc ter zaradi odhoda večjega dela
razvijalcev so precej visoka tveganja za težave
pri nemotenem delovanju, nadaljnjem razvoju,
vzdrževanju in podpori uporabnikom.
Zaradi teh dejstev se v podjetju ELES vpeljuje nov
poslovno informacijski sistem Microsoft Dynamics
AX, ki bo ob sistemu za upravljanje s sredstvi IBM
MAXIMO služil kot osrednji informacijski sistem,
okoli katerega bodo implementirani dopolnilni
sistemi. Z uvedbo modernega standardnega
informacijskega sistema in orodij, ki so v skladu
s konceptom SOA, bomo zagotovili kakovostno
informacijsko
podporo
vsem
segmentom
poslovanja podjetja.
Microsoft Dynamics AX je zasnovan na modernem
relacijskem podatkovnem modelu, z aplikativnim
konceptom, ki omogoča celosten pristop k
vodenju in informacijski podprtosti poslovanja. S
tem sistemom bodo podprti predvsem naslednji
poslovni procesi:
• finančno računovodsko poslovanje;
• nabava;
• podpora in upravljanje z imetjem;
• vodstveni procesi in upravljanje s projekti;
• zaračunavanje prenosa in storitev;
• vodenje kadrov;
Sistem bo omogočal tudi kakovostno poslovno
analitiko, učinkovit nadzor nad poslovanjem,
predvsem pa uveljavljanje meril učinkovitosti in
uspešnosti v izvajanje posameznih dejavnosti ter
v celoti.
IBM Maximo je eno izmed vodilnih informacijskih
orodij za obvladovanje vseh sredstev in storitev
v nekem podjetju. Analiza FRI je pokazala zgolj
20-odstotno izkoriščenost platforme Maximo
v ELES-u, saj se je uporabljala le v Sektorju za
prenosno omrežje. Z že opravljeno nadgradnjo
platforme Maximo z verzije 5.2 na verzijo 7.5 ima
ELES dobro podlago za razširitev obvladovanja
vseh sredstev in storitev tudi na ostalih področjih,
kar se je začelo tudi izvajati.
92
Dodatno vlogo, namen in pomen je sistemu
dala tudi reorganizacija v letu 2012, kjer je
vzpostavljeno
organizacijsko
področje
za
upravljanje s sredstvi.
Z integracijo posameznih rešitev na osnovi
Maximo platforme lahko dosežemo:
• upravljanje s sredstvi po metodi PASS 55;
• vodenje
vzdrževanja
EE
sistema
in
prenosnega omrežja;
• vedenje procesa varstva pri delu;
• evidenco tehničnih sredstev in prenosnega
omrežja glede na linijsko in prostorsko lego;
• upravljanje s sredstvi v korelaciji s strukturo
IKT in TK storitev, postavitev sistema za
podporo obratovanju (OSS/BSS);
• upravljanje procesov izvajanja in zagotavljanja
IT storitev glede na okvire ITIL ter glede na
standarde ISO IEC 20.000 in ISO 27.000;
• sistem za pregled storitvene in konfiguracijske
strukture – CMDB;
• izvajanje ključnih procesov ravnanja z IP
storitvami;
• kontrolo nad spremembami in podporo
projektnemu delu;
• upravljanje z znanjem;
• podporo izvajanju delovnih aktivnosti in
avtorizacij v procesih;
• enotno platformo za delotoke, KPI, merjenje;
• enostavnejše in preglednejše vzdrževanje in
dostopnost do informacij;
• poročanje;
• povezljivost in konfigurabilnost z drugimi
sistemi.
V podjetju Eles zato ravno zdaj poteka projekt
uvajanja Maximo modula za podporo IT in
TK procesom v okviru dobre prakse ITIL, v
prihodnosti pa bo nadgrajen obstoječi Maximo
tako, da bo nudil podporo tudi drugim sektorjem,
dograjena bo podpora linijskim in prostorsko
zasnovanim sredstvom (modula Maximo Linear
in Maximo Spatial), v načrtu pa sta tudi razširitev
Maxima s funkcionalnostjo CalposMaina in
vgradnja diagnostike merilnih ter energetskih
transformatorjev.
Nov standardni informacijski sistem MS Dynamics
AX in sistem IBM Maximo bosta kot standardizirani
rešitvi nadomestili večino aplikacij obstoječega
sistema PIS in na ta način podprla tudi večino
poslovnih procesov. Nekatere obrobne procese
bomo podprli z uvajanjem aplikacij tipa BPM,
za podporo procesom dela z dokumenti pa
bomo najeli storitve sistema za upravljanje z
dokumenti in e-arhiva. Sinergija vseh sistemov
bo v prihodnje omogočala podporo nadaljnjemu
razvoju poslovanja in procesov, s tem pa bosta
omogočena stalen nadzor in merjenje.
Podatkovno skladišče
Poslovna inteligenca je pomembnejši vidik
dobrega poslovanja podjetja. Omogoča zbiranje
in analiziranje velikih količin podatkov iz različnih
virov. Koristne informacije so temelj za boljše in
hitrejše odločitve vodilnih v podjetju na različnih
ravneh. V podjetju že imamo podatkovna skladišča
za pretoke, avkcije, procesne podatke sektorjev
SMT in SOS ter poslovne podatke sektorja FRS.
Zaradi prehoda iz Oracle podatkovnih sistemov
na Microsoftove bomo poskrbeli za ustrezne
nadgradnje, hkrati pa bomo dograjevali obstoječa
in uvajali nova podatkovna skladišča z namenom
pridobivanja novih in kakovostnejših informacij.
•
•
GIS1
V poslovanju podjetja se je v zadnjih letih kot velika
podpora pri delu s prostorskimi podatki, kot so
zemljišča, lastniki zemljišč, služnostne pogodbe,
položaji in trase daljnovodov ter preostali
objekti, uveljavil geografski informacijski sistem
(GIS1). V ta namen smo vpeljali več rešitev, ki so
pokrivale vsaka svoje ožje področje. Strategija
na področju sistemov GIS1 je usmerjena v enoten
in usklajen razvoj ter v integracije s preostalimi
informacijskimi sistemi. Zelo pomemben vidik pri
tem so mednarodni standardi hranjenja, obdelave
in posredovanja prostorskih podatkov, katerim
bi morale zadostiti prihodnje rešitve. Na ta način
bo GIS1 prišel do točke, ko bo poleg hrambe in
prikazovanja geografskih podatkov omogočal
tudi napredne prostorske analize in študije. Te
so lahko izjemno koristne pri načrtovanju in
vzdrževanju objektov.
•
g) Usmeritve uvajanja novih tehnologij
•
Z uvajanjem vedno novih naprav in postrojev
je osebje, ki s temi napravami dela, upravlja in
jih vzdržuje, postavljeno pred zahtevno nalogo
obvladovanja teh naprav. Prav tako pa razmere v
elektroenergetiki narekujejo natančno in skrbno
upravljanje z napravami prenosnega omrežja.
Zato je treba ljudi, ki s temi napravami delajo,
nenehno usposabljati in uvajati nove tehnologije
obratovanja, vzdrževanja in predvsem nadzora ter
diagnostike teh naprav. Vlaganja v znanje so zato
nujen in zelo pomemben element obvladovanja
naprav ter postrojev prenosnega omrežja, kot so:
• nadgradnja funkcionalnosti IS MAXIMO
7 bo obsegala modul Varstvo pri delu,
uporabo modula Preventivno vzdrževanje
•
•
•
•
po spremenjenem Pravilniku o vzdrževanju
EEN; dodatna modula Linear in Spatial bosta
omogočala naprednejšo obravnavo linearnih
elementov in povezavo z geografskim
informacijskim sistemom, kar omogoča
postavitev elementov EES v prostor ter
pridobitev ustreznih podatkov za izvajanje
prostorskih analiz;
sistem Maximo se bo nadgradil tudi glede na
nove zahteve upravljanja IT storitev, kjer bo
zagotavljal učinkovito izvajanje ITIL procesov
ter standardno kontrolo nad konfiguracijo;
razvoj storitev za pametna omrežja, kar je
osnova za učinkovito upravljanje z EE sistema
v prihodnosti ter za regulacijo zahtevanih
moči v prenosu; pametna omrežja bodo
tvorila tudi virtualne rezervne energetske
strukture;
razvoj pametnega merjenja, ki bo skupaj
z razvojem prenosnih in dostopnih
telekomunikacijskih poti sposoben meriti
porabo tako električne energije kot tudi
drugih vrst energentov;
nadaljevanje pridobivanja in vzdrževanja
podatkov o napravah prenosnega omrežja v
prostoru z laserskim in ortofoto snemanjem
RTP in DV - to je temelj za spremljanje
podatkov in stanja naprav (omogočen bo
pregled profilov, pregled stanja povesov za
najmanj ugodne primere, pregled tras DV);
integracija in nadgradnja ostalih obstoječih
informacijskih sistemov (GIS1, CalposMain,
GMS, EGIS) za podporo vzdrževanju in
upravljanju
z
napravami
prenosnega
omrežja - omogočeno bo poenostavljeno,
sistematično in novim zahtevam trga
prilagojeno izvajanje statistike in analiz;
razvoj diagnostike naprav prenosnega
omrežja z integracijo obstoječih inf.
sistemov in izdelavo naprednejših postopkov
diagnostike glede na trende razvoja v svetu;
periodična termografska snemanja in
snemanje
korone
visokonapetostnih
daljnovodov in razdelilnih transformatorskih
postaj za hitrejše opozarjanje na napake in
za njihovo pravočasno odpravo ter povečanje
zanesljivosti obratovanja naprav;
nadaljnja informacijska podprtost procesov
z modernimi orodji, ki dinamično prilagajajo
informacijsko podprtost novim zahtevam.
Učinkovita podprtost procesa stalnega
izboljševanja z uvajanjem orodij BMP in
konceptom SOA.
5.4.1 Prenosno omrežje, ki ni v lasti ELES-a
Skladno s tretjim energetskim svežnjem
zakonodaje [10] in skladno s 23. b členom EZ
[7] mora SOPO razpolagati z vsemi človeškimi,
tehničnimi,
fizičnimi
in
finančnimi
viri,
93
za katere se s poslovnimi partnerji že usklajuje
in je tik pred podpisom sporazuma. Vse ostale
investicije bo glede na finančne zmožnosti in
prioritete postopoma uvrščal v svoje razvojne
načrte.
potrebnimi za izvajanje svoje dejavnosti, in imeti
v lasti vsa osnovna sredstva, ki so potrebna za
izvajanje dejavnosti prenosa. ELES ima interes
dolgoročnega prevzema celotnega 110 kV
prenosnega omrežja, vendar bo zaradi omejenih
finančnih sredstev prevzel le tiste investicije,
5.5 FINANČNO VREDNOTENJE RAZVOJNEGA NAČRTA
Za načrt razvoja je pripravljena projekcija
načrtovanih računovodskih izkazov za obdobje
2013-2022, pri čemer so upoštevana naslednja
izhodišča:
• za obdobje 2013-2015 so upoštevani vsi
podatki iz sprejetega (Nadzorni svet ELES-a
ga je sprejel 27. novembra 2012) Letnega
načrta poslovanja ELES-a za leto 2013 in
srednjeročnega načrta za obdobje 20132015;
• napoved porabe električne energije v
obdobju 2013-2022;
• povečanje tarifnih postavk omrežnine v
obdobju 2016-2022;
• povečanje stroškov sistemskih storitev od
leta 2016 dalje;
• povečanje stroškov izgub od leta 2016 dalje;
• načrtovani avkcijski prihodki so v vseh letih
ocenjeni v višini 50 mio EUR letno;
• prihodki družbe, ki jih v večini sestavljajo
prihodki iz uporabe omrežja, torej regulirani
prihodki iz uporabe prenosnega omrežja,
omrežnina za prenosno omrežje, omrežnina
za sistemske storitve, prihodki iz ITC
poravnave, prihodki od izravnave sistema,
prihodki iz dodeljenih čezmejnih prenosnih
zmogljivosti (ČPZ) na avkcijah, so načrtovani
skladno z navedenimi izhodišči; v skladu s
46. a členom EZ so prihodki iz dodeljenih ČPZ
•
•
•
delno razmejeni in evidentirani na pasivnih
časovnih razmejitvah, ostali pa so upoštevani
v rezultatu obdobja;
odhodki družbe, ki jih v večini sestavljajo
odhodki iz uporabe omrežja, torej stroški
sistemskih storitev, stroški nakupa električne
energije za pokrivanje izgub, stroški
izravnave sistema, stroški dodeljevanja
ČPZ, so načrtovani skladno z navedenimi
izhodišči;
stroški delovanja in vzdrževanja - stroški
materiala in storitev so minimalno povečani
od leta 2016 dalje, stroški dela so načrtovani
v isti višini, stroški amortizacije pa ocenjeni
glede na predračun;
finančni odhodki vključujejo obresti EIB
kredita, ki ga je ELES najel v letu 2010, ter
obresti načrtovanega zadolževanja.
V načrtovanem obdobju 2013-2022 je načrtovan
pozitivni čisti poslovni izid. Prav tako je načrtovan
pozitivni izid iz poslovanja. Finančni izid je v
vseh letih negativen zaradi obresti iz prejetega
dolgoročnega kredita ter ocenjenih obresti
načrtovanega zadolževanja. Poslovni izid zunaj
rednega delovanja je načrtovan pozitivno.
Sredstva:
• dolgoročna sredstva - načrtovano je
Preglednica 5.1: Predračun izkaza poslovnega izida
v 1.000 EUR
Po s tav ka
O c en a
LN
LN
LN
LN
LN
LN
LN
LN
LN
LN
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
1. Poslovni prihodki
140.804,1
150.117,2
158.962,6
166.242,8
187.048,4
173.578,8
177.032,0
178.761,9
182.940,2
186.073,6
183.442,7
2. Poslovni odhodki
130.529,7
134.752,5
141.839,8
147.304,6
166.402,9
151.425,5
153.064,0
154.415,9
155.581,5
159.010,9
160.204,4
3. Po s lo v n i izid iz po s lo v an ja ( 1-2)
10.274,4
15.364,8
17.122,8
18.938,2
20.645,5
22.153,3
23.968,0
24.346,0
27.358,7
27.062,7
23.238,3
4. Finančni prihodki
216,0
160,0
160,0
160,0
20,0
20,0
20,0
20,0
20,0
20,0
20,0
5. Finančni odhodki
4.621,5
1.797,1
1.726,3
2.848,2
3.843,1
5.414,5
4.795,4
4.148,2
3.960,2
2.841,1
1.882,1
6. F in an č n i izid ( 4-5)
-4.405,5
-1.637,1
-1.566,3
-2.688,2
-3.823,1
-5.394,5
-4.775,4
-4.128,2
-3.940,2
-2.821,1
-1.862,1
7. Drugi prihodki
120,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
8. Drugi odhodki
40,0
40,0
40,0
40,0
40,0
40,0
40,0
40,0
40,0
40,0
40,0
80,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
5.948,9
13.787,6
15.616,5
16.310,0
16.882,4
16.818,8
19.252,6
20.277,7
23.478,5
24.301,6
21.436,2
1.070,8
2.343,9
2.498,6
2.446,5
2.532,4
2.522,8
2.887,9
3.041,7
3.521,8
3.645,2
3.215,4
4.878,1
11.443,7
13.117,8
13.863,5
14.350,0
14.296,0
16.364,7
17.236,1
19.956,7
20.656,4
18.220,8
9. Po s lo v n i izid zu n aj r edn eg a delo v an ja ( 7-8)
10. Po s lo v n i izid pr ed o bdav č itv ijo ( 3+ 6+ 9)
11. Davek iz dobička
12. Odloženi davki
13.
94
Č is ti po s lo v n i izid o br ač u n s keg a o bdo bja
( 10-11+ 12)
x 1.000 EUR
25.000
20.656
19.957
20.000
13.118
15.000
13.863
14.350
14.296
2016
2017
16.365
17.236
18.221
11.444
10.000
4.878
5.000
0
2012
2013
2014
2015
2018
2019
2020
2021
2022
Čas [leto]
Slika 5.1 Čisti poslovni izid obračunskega obdobja v tisoč EUR
•
•
•
povečanje
dolgoročnih
sredstev
za
načrtovane investicije, namenjene izgradnji
in obnovi elektroenergetskih objektov;
kratkoročna sredstva - stanje denarnih
sredstev se bo predvidoma znižalo, sredstva
bodo namenjena financiranju investicij;
kratkoročne aktivne časovne razmejitve
- načrtovane spremembe so v povezavi s
povečevanjem in zniževanjem zadolženosti.
•
•
Obveznosti do virov sredstev:
• kapital - stanje kapitala se povečuje za
zakonske rezerve iz dobička, bilančni
dobiček leta se lastniku izplača v letih 20132015, od leta 2016 dalje pa izplačilo dobička
ni načrtovano;
• rezervacije in dolgoročne pasivne časovne
razmejitve se povišajo za dolgoročno
odložene prihodke iz dodeljenih ČPZ (46. a
člen EZ), razen v letu 2015, ko je načrtovano
črpanje le-teh za ugotovljen primanjkljaj;
dolgoročne obveznosti - dolgoročne finančne
obveznosti se znižajo zaradi odplačila
kredita; v letih 2014-2016 je načrtovano
dodatno zadolževanje za namen financiranja
investicij;
kratkoročne obveznosti so načrtovane letno v
isti višini in se ne pričakuje večjih odstopanj;
kratkoročne pasivne časovne razmejitve so
načrtovane letno v isti višini in se ne pričakuje
večjih odstopanj.
Izkaz denarnih tokov je izdelan po posredni
metodi, II. različica. Sestavljen je iz zaporednih
bilanc stanja, in sicer ocene stanja na dan 31. 12.
2012 ter predračunskih bilanc in predračunskega
izkaza poslovnega izida za obdobje 2013-2022.
• Denarni tokovi pri poslovanju - načrtovani
pribitek prejemkov pri poslovanju je pozitiven
in namenjen za financiranje investicij ter
vračilo kreditov.
• Denarni tokovi pri naložbenju - načrtovani
Preglednica 5.2: Predračun bilance stanja
v 1.000 EUR
O c en a
Po s tav ka
A. DOLGOROČNA SREDSTVA
B. KRATKOROČNA SREDSTVA
C. KRATKOROČNE AČR
SREDSTVA SKU PA J ( A + B+ C )
Zunajbilančna evidenca
A. KAPITAL
B. REZERVACIJE IN DOLGOROČNE PČR
LN
LN
LN
LN
LN
LN
LN
LN
LN
LN
31.12.2012 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2017 31.12.2018 31.12.2019 31.12.2020 31.12.2021 31.12.2022
521.818,5
558.881,7
609.074,5
655.496,8
736.327,1
740.903,4
756.220,8
791.698,9
818.289,9
834.630,6
838.054,2
54.853,0
52.698,1
40.399,3
38.989,3
37.360,2
38.081,2
38.120,2
37.490,0
37.580,9
36.985,3
37.563,8
2.400,0
2.400,0
2.400,0
2.400,0
14.262,8
10.931,5
7.859,8
12.168,0
16.763,0
8.066,4
2.400,0
579.071,5
613.979,8
651.873,8
696.886,1
787.950,0
789.916,1
802.200,8
841.356,9
872.633,7
879.682,2
878.018,0
16.760,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
384.088,2
390.897,7
393.144,0
394.545,5
408.895,6
423.191,6
439.556,2
456.792,3
476.749,0
497.405,4
515.626,2
94.529,4
121.628,2
133.675,9
124.586,7
146.100,5
155.570,6
174.290,7
203.010,7
231.130,8
246.322,9
270.237,9
C. DOLGOROČNE OBVEZNOSTI
66.253,9
64.853,9
87.053,9
139.253,9
194.453,9
172.653,9
149.853,9
143.053,9
126.253,9
97.453,9
53.653,9
Č. KRATKOROČNE OBVEZNOSTI
32.000,0
34.400,0
35.800,0
36.300,0
36.300,0
36.300,0
36.300,0
36.300,0
36.300,0
36.300,0
36.300,0
2.200,0
2.200,0
2.200,0
2.200,0
2.200,0
2.200,0
2.200,0
2.200,0
2.200,0
2.200,0
2.200,0
579.071,5
613.979,8
651.873,8
696.886,1
787.950,0
789.916,1
802.200,8
841.357,0
872.633,8
879.682,2
878.018,0
16.760,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
16.000,0
D. KRATKOROČNE PČR
O BVEZ NO STI DO VIRO V SREDSTEV
SKU PA J ( A+B+C+Č+D )
Zunajbilančna evidenca
95
Preglednica 5.3: Predračun izkaza denarnih tokov
v 1.000 EUR
Po s tav ka/ leto
Oc en a
LN
LN
LN
LN
1. 1. - 31. 12. 2012 1. 1- 31. 12. 2013 1. 1- 31. 12. 2014 1. 1. - 31. 12. 2015
LN
1. 1. - 31. 12. 2016
LN
LN
LN
LN
LN
1. 1. - 31. 12. 2017 1. 1. - 31. 12. 2018 1. 1. - 31. 12. 2019 1. 1. - 31. 12. 2020 1. 1. - 31. 12. 2021 1. 1. - 31. 12. 2022
A . DENA RNI TO KO VI PRI PO SL O VA NJU
a) Postavke iz izkaza poslovnega izida
b) Spremembe čistih obratnih sredstev (in PČR, rezervacij ter
odloženih terjatev in obv. za davek) poslovnih postak
bilance stanja
c ) Pr ebitek pr ejem ko v pr i po s lo v an ju ali pr ebitek
izdatko v pr i po s lo v an ju ( a+ b)
34.354,2
37.870,3
a) Prejemki pri naložbenju
b) Izdatki pri naložbenju
c ) Pr ebitek pr ejem ko v pr i n alo žben ju ali pr ebitek
izdatko v pr i n alo žben ju ( a+ b)
41.318,7
40.128,0
46.498,1
48.067,6
47.803,3
50.636,5
52.737,6
49.779,8
47.520,5
27.551,1
12.047,7
-6.396,9
11.260,5
12.801,4
21.791,8
24.411,8
23.525,1
23.888,7
29.581,3
81.874,7
65.421,4
50.787,5
34.921,8
51.388,5
59.299,5
69.859,4
72.215,1
74.161,5
76.626,3
79.361,1
0,0
B. DENA RNI TO KO VI PRI NA L O Ž BENJU
38.739,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
6.341,6
165,0
5.150,0
150,0
10,0
10,0
10,0
10,0
10,0
10,0
10,0
-81.409,8
-62.014,9
-74.410,8
-71.229,3
-104.434,5
-31.424,0
-42.285,0
-61.957,1
-53.370,5
-45.640,8
-33.160,5
-75.068,2
-61.849,9
-69.260,8
-71.079,3
-104.424,5
-31.414,0
-42.275,0
-61.947,1
-53.360,5
-45.630,8
-33.150,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
C . DENA RNI TO KO VI PRI F INA NC IRA NJU
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
a) Prejemki pri financiranju
0,0
0,0
25.000,0
55.000,0
58.000,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-22.017,0
-6.381,3
-13.947,9
-18.060,2
-6.593,1
-27.164,5
-27.545,4
-10.898,2
-20.710,2
-31.591,1
-45.632,1
-22.017,0
-6.381,3
11.052,1
36.939,8
51.406,9
-27.164,5
-27.545,4
-10.898,2
-20.710,2
-31.591,1
-45.632,1
12.138,0
1.781,2
1.820,2
1.190,0
1.280,9
685,3
1.263,8
b) Izdatki pri financiranju
c ) Pr ebitek pr ejem ko v pr i fin an c ir an ju ali pr ebitek
izdatko v pr i fin an c ir an ju ( a+ b)
D. KONČNO ST ANJ E DE NAR NIH SR E DST E V
•
0,0
0,0
9.328,1
1.907,0
2.689,3
1.060,2
DENARNI IZID V OBDOBJU (Ac+Bc+Cc)
-15.210,5
-2.809,9
-7.421,1
782,3
-1.629,2
721,1
39,0
-630,2
90,8
-595,6
578,5
ZAČETNO STANJE DENARNIH SREDSTEV
27.348,3
12.138,0
9.328,1
1.907,0
2.689,3
1.060,2
1.781,2
1.820,2
1.190,0
1.280,9
685,3
pribitek izdatkov pri naložbenju izhaja iz
investicijskih vlaganj.
Denarni tokovi pri financiranju - zaradi
povečanega zadolževanja je v letih 2014–
2016
načrtovan
pribitek
prejemkov,
naslednjih letih pa pribitek izdatkov.
Viri financiranja
Za financiranje investicij je dodatna zadolžitev
načrtovana v letih 2014, 2015 in 2016, skupaj
138 mio EUR.
x 1.000 EUR
80.000
55.000
60.000
40.000
58.000
25.000
20.000
0
2014
2015
2016
Čas [leto]
Slika 5.2 Dodatno zadolževanje od leta 2014 do leta 2016 v tisoč EUR
5.5.1 Tveganja glede izpolnitve investicijskih vlaganj
Eden izmed bistvenih pogojev za izvedbo
desetletnega načrta razvoja prenosnega omrežja
je vsekakor zagotovitev virov financiranja.
ELES ustvarja 95 % prihodkov iz poslovanja iz
naslova omrežninskih prihodkov, zaračunanih
slovenskim odjemalcem električne energije
iz prenosnega omrežja (veliki uporabniki,
priključeni na prenosno omrežje, in gospodarske
družbe, ki se ukvarjajo z nakupom in prodajo
električne energije končnim porabnikom), in
prihodkov od avkcij za čezmejne prenosne
kapacitete. V obdobju po letu 2012 bo ELES v
96
povprečju kar 40 mio EUR prihodkov od avkcij
za čezmejne kapacitete porabil za kritje stroškov
delovanja prenosnega omrežja. To pomeni, da
omrežninski prihodki, realizirani v Republiki
Sloveniji, niti približno ne zadoščajo za kritje
stroškov delovanja sistemskega operaterja.
ELES vsako leto iz naslova obračunane amortizacije
in dobička po obdavčenju ustvari približno 40
miov EUR kot letni lastni vir, namenjen financiranju
investicijskih vlaganj. V tem desetletnem načrtu
smo predvideli dodatno zadolževanje v višini do
maksimalno 140 mio EUR.
25%
22,0%
Dvig tarif
20%
15%
13,7%
10%
9,1%
5%
3,5%
20,2%
12,1%
12,1%
10,3%
10,6%
3,5%
3,5%
12,1%
12,1%
12,1%
12,1%
3,5%
3,5%
3,5%
3,5%
2,8%
2,8%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
2019
2020
2021
2022
2,9%
0%
-5%
20,2%
-2,1%
-2,3%
2013
-2,5%
-1,8%
-2,9%
2014
2015
2016
2017
2018
2,6%
-10%
-15%
-17,3%
-20%
Čas [leto]
Osnovni scenarij
Scenarij povprečni dvig 12,05 % letno
Scenarij dvig 20,17 % letno v letih 2016-2018
Scenarij dvig 2 % letno (inflacija)
Slika 5.3 Scenariji dviga tarif
5. 12. 2012 je Računsko sodišče Republike
Slovenije izdalo poročilo, Smotrnost reguliranja in
izvajanja gospodarske javne službe sistemskega
operaterja prenosnega omrežja v obdobju od leta
2004 do konca leta 2008. Za ELES je še posebej
sporna ugotovitev, da naj bi Javna agencija
Republike Slovenije neupravičeno pustila ELES-u
za približno 45 mio EUR omrežninskih presežkov
v revidiranem obdobju, namesto da bi ustrezno
znižala tarife za omrežninske dajatve.
Računsko sodišče kljub pojasnilom Agencije za
energijo RS zahteva v odzivnem poročilu ustrezno
ukrepanje v smislu znižanja omrežninskih tarif,
verjetno v regulatornem obdobju 2013–2015. Za
ELES bi to pomenilo, da bo že drugič ob presežke
iz istega naslova. Odločeni smo, da bomo v
takšnem primeru uporabili vsa pravna sredstva.
Omeniti je treba, da je Agencija za energijo
RS pri določanju tarif za regulatorno obdobje
2013–2015 že znižala tarife za omrežnino glede
na veljavne tarife v letu 2012. Po naši oceni
bi dodatno znižanje tarif za isto regulatorno
obdobje na osnovi zahtevka Računskega sodišča
pomenilo:
• nenadomestljivo dolgoročno škodo razvoju
prenosnega omrežja v Republiki Sloveniji z
zelo malo verjetno možnostjo izjemnega
zvišanje tarif po letu 2015;
• izredno poslabšanje bonitete, dražje in težje
•
•
•
•
zadolževanje, dodatno zadolženost ELES-a;
nezmožnost plačevanja deleža iz dobička
lastniku, Republiki Sloveniji;
obvezno uvedbo t. i. G tarife vsaj v višini,
ki bi nadomestila izpad prihodkov zaradi
znižanih tarif;
bodočemu poslovnemu izidu ter bodoči
finančni situaciji ELES-a se bo prilagajal plan
dolgoročnih investicijskih projektov v letih
2013–2022 na nivo nujno potrebnih;
ELES ne bo v stanju:
- brezplačno prevzemati objektov 110 kV
(povečani odlivi za rekonstrukcije, višji
stroški delovanja in vzdrževanja), vstopati
v skupna partnerstva z distribucijskimi
družbami
pri
rekonstrukcijah
in
novogradnjah RTP,
- urejevati služnosti na obstoječih
daljnovodnih trasah.
Zaradi vsega navedenega smo se odločili, da v
ta razvojni načrt vključimo tudi scenarije bodočih
rezultatov, njihov vpliv na višino zadolževanja
za primer izvedbe celotnega investicijskega
obsega, določenega v tem razvojnem načrtu, ter
oceno potrebnega zvišanja omrežninskih tarif
v obdobju 2016–2022. Odločili smo se za tri
dodatne scenarije (poleg osnovnega):
• osnovni scenarij - upoštevamo projekcije
iz že sprejetega srednjeročnega načrta
2013-2015, projekcijo dviga omrežninskih
97
•
•
bo beleženo manko omrežninskih prihodkov
glede na regulatorni okvir, določen s strani
Agencije za energijo RS. Kolikšen bo manko in
kdaj se bo izravnal, bo odvisno od politike dviga
tarif za omrežnino po letu 2015.
tarif po 2015 za doseganje regulatorno
priznanega donosa, namenskost porabe
prihodkov od avkcij za čezmejne prenosne
kapacitete, minimalno stanje aktivnih
časovnih razmejitev kot primanjkljaj letnih
omrežninskih prihodkov;
ostali trije scenariji imajo enaka izhodišča
kot osnovni scenariju, razen:
omrežninski
prihodki,
realizirani
v Republiki Sloveniji, so enaki kot v
srednjeročnem načrtu in dodatno znižani
po letih v višini 1/3 vrednosti po zahtevku
Računskega sodišča, odjem iz prenosnega
omrežja je enak kot pri osnovnem scenariju
do leta 2015,
- od vključno leta 2016 dalje pa je ocenjena
letna rast odjema 1,5 %;
ostali trije scenariji se med seboj razlikujejo
izključno glede na projekcijo dviga tarif od
vključno leta 2016 dalje:
- enakomerno po letih, stanje AČR 2022 je
nič,
- dvig v letih 2016-2018, stanje AČR 2022
je nič,
- dvig v letih 2016-2022 po 2 % (ocenjena
povprečna letna inflacija).
Iz slike 5.4 je razvidna projekcija bodočih
presežkov/primanjkljajev omrežninskih prihodkov.
Glede na dani okvir bodočega desetletnega
poslovanja je ob upoštevanju predvidene višine
investicijskih vlaganj razumljivo, da pomeni
manko omrežninskih prihodkov povečevanje
zadolženosti:
• zadolženost po osnovnem scenariju je
obvladljiva, povečanje zadolženosti se
načrtuje v letu 2014 in doseže svoj vrh v letu
2016, nato se znižuje;
• zadolženost po ostalih treh scenarijih je
do leta 2016 možna, vendar bo potrebno
premakniti dinamiko investicijskih vlaganj
predvsem iz leta 2013 v 2014 in iz leta 2014
naprej;
• scenarij zadolžitve pri 2 % letni rasti tarif od
vključno 2016 dalje je nerealen;
• dodatno znižanje tarif v letih 2013-2015
zaradi stališča RS bo zelo poslabšalo
boniteto ELES-a in s tem otežilo najemanje
dolgoročnih kreditov pod ugodnimi pogoji.
ELES bo do vključno leta 2015 izkazoval
t. i. omrežninske presežke, knjigovodsko
evidentirane na pasivnih časovnih razmejitvah.
Situacija je obrnjena na glavo po letu 2015, kjer
100.000.000
50.000.000
Čas ovne razmejitve [EUR]
0
-50.000.000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-100.000.000
-150.000.000
-200.000.000
-250.000.000
-300.000.000
Čas [leto]
Osnovni scenarij
Scenarij povprečni dvig 12,05 % letno
Scenarij dvig 20,17 % letno v letih 2016-2018
Scenarij dvig 2 % letno (inflacija)
Slika 5.4 Gibanje časovnih razmejitev po letih glede na scenarij dviga tarif
98
2022
500.000.000
450.000.000
Nominalna zadolženost [EUR]
400.000.000
350.000.000
300.000.000
250.000.000
200.000.000
150.000.000
100.000.000
50.000.000
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Čas [leto]
Osnovni scenarij
Scenarij povprečni dvig 12,05 % letno
Scenarij dvig 20,17 % letno v letih 2016-2018
Scenarij dvig 2 % letno (inflacija)
Slika 5.5 Nominalna zadolženost po letih v odvisnosti od scenarija višine tarif omrežnine
5.6 PRIČAKOVANI UČINKI INVESTICIJSKIH VLAGANJ
Izgradnja daljnovodov in RTP prispeva k večji
energetski neodvisnosti in nemoteni oskrbi z
električno energijo. Kot je že bilo poudarjeno, v
procesu vrednotenja stroškov in koristi investicij
v prenosno omrežje obstajajo številni elementi
tveganja in negotovosti. Tvegane so napovedi rasti
porabe električne energije, omrežnina je določena
samo za regulativno obdobje od dveh do treh let,
z vsaj minimalno stopnjo gotovosti ne moremo
napovedati niti prihodkov iz čezmejnega prenosa
električne energije. V izračunu tudi niso predvideni
povečani stroški vzdrževanja in obratovanja
obstoječih EE naprav podjetja, pač pa so upoštevani
samo stroški aktiviranih novih investicij in z njimi
povezani stroški amortizacije ter ostali stroški.
Večje zmogljivosti prenosnega omrežja v Sloveniji
bodo bistveno povečale zanesljivost oskrbe z
električno energijo, medtem ko glede na dejstvo,
da je slovenski trg električne energije postal
del širšega relevantnega trga, ni pričakovati
zniževanja cen elektrike.
Predvideva se, da so z vlaganji v razširitev
elektroenergetskega prenosnega sistema tudi
drugi agregatni vplivi pozitivni. Zaradi vlaganj bi
se povečala poslovni presežek in zaposlenost,
večji bi bili učinki v okviru povečanja pobranih
in plačanih različnih vrst davkov, kar posledično
pomeni večji priliv v državno blagajno.
Investicije predstavljajo eno izmed bistvenih
komponent gospodarske rasti BDP in vplivajo
na rast ter razvoj gospodarstva. Res pa je tudi,
da investicije v gospodarsko infrastrukturo
zahtevajo velike naložbe, saj jih je zaradi
dolge življenjske dobe namreč treba večkrat
obnavljati. Investicije v prenosno omrežje so
bile zadnjih deset let namenjene predvsem
obnovi in revitalizaciji obstoječih naprav, zato je
potrebno v naslednjih letih intenzivirati izgradnjo
manjkajoče infrastrukture in okrepiti obstoječo.
99
5.7 NAČRT NOVIH IN OBNOVITVENIH INVESTICIJ SISTEMSKEGA
OPERATERJA PRENOSNEGA OMREŽJA ZA OBDOBJE 20132022
Preglednica 5.4: Načrt razvoja omrežja 2013-2022; ocenjena investicijska sredstva (1. del)
JP ELES
OBJEKTI/LETO
Obdobje
gradnje
Inves tic ijs k a
vrednos t
Porabljeno do
31. 10. 2012
(podatek Orac le
28. 11. 2012)
Daljnovodi
1
1.1.
1.1.1.
1.1.2.
N ivo
napetos ti
400 kV
1.1.3.
1.1.5.
1.1.7.
1.1.8.
1.1.9.
1.1.10.
60.109.783
2004-2025
60.000.000
128.605
2011-2020
70.000.000
1998-2014
I-121
DV 2 x 400 kV Beričevo-Podlog; DV + OPGW + polja
2011-2025
I 121
I 39
110 kV
97.072.288
766.831.200
DV 2 x 400 kV Beričevo-Krško; DV + OPGW
I 365
1.1.6.
846.946.734
N ovogradnje
I 50
I-121
1.1.4.
Sk upaj daljnovodi 400 k V , 220k V , 110 k V
I 69
I 116
I 125
I 330
DV 2 x 400 kV Podlog-Cirkovce (prehod z 220 kV na 400 kV); DV + OPGW + polja
DV 2 x 400 kV Beričevo-Divača; DV + OPGW + polja (opcijsko prehod obstoječega DV z 400kV na 2 x 400 kV)
DV 2 x 400 kV Podlog-Šoštanj (prehod z 220 kV na 400 kV)
65.000.000
16.000.000
15.214.735
7.500.000
5.059.562
DV 110 kV Koper-Izola-Lucija; DV + kbV + ZOK + polja
Priključni vodi (HE Krško + HE Brežice)
I 472
HVDC povezava Slovenija-Italija
1.2.
1.2.2.
1.2.3.
220 kV
110 kV
1.2.4.
DV 110 kV Divača-Koper, prehod na 2 x 110 kV + DV polja
2019-2022
>2022
2012-2016
DV 220 kV Beričevo-Podlog; sanacija varnostnih višin
2012-2013
R 187
R 267
Rek ons truk c ije
DV 2 x 110 kV Gorica-Divača; DV + OPGW
DV 2 x 110 kV Divača-Pivka-Ilirska Bistrica; DV + DV polja
DV 2 x 110 kV Dravograd-Velenje; obešanje drugega sistema + OPGW
1.2.7.
1.2.8.
1.2.9.
R 256 DV 2 x 110 kV Brestanica-Hudo; DV + OPGW
R-432 DV 110 kV Trbovlje-Brestanica, zamenjava faznega vodnika z OPPC
DV 110 kV Kidričevo-Ptuj-Formin
R 427
1.2.10.
2006-2018
2010-2018
Priključni DV 220 kV in priključna polja v RTP Metal Ravne
R 199
R 347
1.2.11.
2005-2018
R 481
1.2.5.
1.2.6.
2000-2022
I 474
R 258
DV 2 x 110 kV Dravograd-Ravne (I in II) + OPGW
DV 2 x 110 kV Maribor-Cirkovce
Vzpenjalni sistemi za DV
2001-2014
65.000.000
7.594.200
12.000.000
12.000.000
10.825.404
5.200.000
4.977.927
4.800.000
2007-2016
2010-2013
2016-2018
12.700.000
267.000
1.168.300
2008-2013
780.000
5.800.000
119.700
650.000
40.542
DV 2 x 110 kV Gorica - Ajdovščina, dvig dveh SM
2011-2013
142.000
R 485
DV 2 x 110 kV TE TOL-Črnuče
2012-2013
162.000
1.2.16.
R 509
1.2.17.
R 511
1.2.18.
R 519
DV 2 x 110 kV Doblar-Gorica, KB odsek SM 72-RTP-Gorica
DV 110 kV Kleče-Okroglo II in DV 110 kV Medvode-Mavčiče (prestavitev SM 40)
DV 2 x 110 kv Krško-Hudo, nadvišanje SM8-SM11
DV 2 x 110kV Kleče-Domžale (Kleče-Mozirje), levi sistem
2012-2013
2012-2013
2012-2014
2013-2013
851.844
3.245.974
543.238
0
270.000
R 471
R 484
36.487
676.631
15.176.589
1.2.15.
1.2.14.
2.758
56.153
18.578.034
1.2.13.
2011-2013
0
12.000.000
542.000
DV 2 x 110 kV Gorica-Divača; zaščita pred atm. prenap. z odvodniki prenapetosti
R-466 DV 2 x 110 kV Črnuče-Kleče, prevezava RTP Črnuče v drugi sistem na SM 25
0
36.962.505
5.000.000
2003-2014
2007-2014
34.464
80.115.534
16.000.000
2010-2014
565.677
227.061
2007-2016
2006-2013
2.214.115
350.000.000
R 399
1.2.12.
0
2003-2013
1.1.13.
1.2.1
0
2.556.010
2000-2016
DV 2 x 110 kV Škofja Loka-Cerkno (opcijsko DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine)
1.1.14.
8.137.000
DV 2 x 110 kV Beričevo-Trbovlje; DV + OPGW
DV 2 x 400 kV Okroglo (Slovenija)-Udine (Italija); DV + OPGW + polja
I 436
I 456
40.000.000
34.106.796
DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince; DV + OPGW
1.1.11.
1.1.12.
2007-2016
48.600.000
301.200
455.000
300.000
283.889
70.482
51.053
6.592
0
0
RTP in RP pos taje
2
2.1.
2.1.1.
2.1.2.
N ivo
napetos ti
400 kV
2.1.3.
2.1.4.
2.1.5.
26.909.263
197.300.000
16.055.691
37.500.000
1.459
RTP 400/110 kV Krško, drugi TR + DV polja 400 kV; prim.+ sek. oprema
2003-2013
I 491
RTP 400/110 kV Divača, drugi TR 300 MVA; prim. + sek. oprema
2019-2022
I 339
I-477
RTP 400/110 kV Cirkovce; prim. + sek. oprema
2007-2016
45.000.000
RTP 400/110 kV Podlog, 300 MVA
2022-2025
4.600.000
RTP 400/110 kV Beričevo, 300 MVA
I-121
2.1.11.
I 442
RTP 110/20 kV Slovenska Bistrica
2010-2015
2.1.13.
I 406
RTP Kleče, izgradnja 110 kV polj Litostroj I in II
2009-2013
2.1.15.
I 458
RTP TE Trbovlje
2011-2016
2.1.12.
I 405
2.1.14.
I 340
2.1.16.
I 460
2.1.17.
2.1.18.
2.2.
2.2.1.
2.2.2.
2.2.3.
2.2.4.
2.2.5.
2.2.6.
2.2.7.
400 kV
RTP Beričevo - izgradnja dveh DV polj 400 kV Krško I in II
2017-2020
2.1.9.
I 332
2006-2013
15.000.000
NEK 400 kV stikališče (prim. + sek.)
2007-2015
5.500.000
RTP 400/110 kV Kleče
RTP Plave v HE Plave
RP 110 kV Hudo
RTP Podvelka
2016-2020
2009-2015
R 465
R 315
R 326
R 211
RTP 400/110 kV Maribor, zamenjava TR 42
RTP 400/110 kV Maribor - obnova lastne rabe
RTP 110/20 kV Ilirska Bistrica
RTP 110/20 kV Gorica, zbiralke 110 kV + Avče + sek. oprema
Gradbene rekonstrukcije RTP
2013-2015
2003-2015
2011-2014
2011-2013
2006-2014
2005-2013
2003-2018
8.795.000
4.700.000
2.211.200
200.000
1.500.000
7.500.000
5.753.400
4.169.300
2008-2015
18.000.000
2.2.10.
R 401
RTP Beričevo, 400 kV Okroglo I in II - projekt (zamenjava odklopnika)
2009-2013
435.000
2.2.11.
R 448
2.2.13.
R-489 Prenova stikališč - uredba o svetlobnem onesnaževanju
2.2.12.
TP 110 kV Karbid - obnova
RTP 110/20 kV Velenje
74.292
461.551
10.853.572
1.300.000
RTP 110/20 (35) kV Pekre
RTP 110/35/20 kV Tolmin - zamenjava VN + sek. opreme
0
69.560
63.238.900
R 388
R 444
0
5.421.431
73.113
19.400.000
2.2.8.
2.2.9.
1.691.624
2.200.000
2005-2014
RTP Kleče - obnova lastne rabe
6.000.000
1.500.000
0
0
0
2011-2013
2012-2015
Neposredni nadzor energetskih TR
2.500.000
0
11.600.000
RTP 400/110 kV Okroglo - obnova stikališča + TR
Rek ons truk c ije
20.000.000
8.259.592
2011-2017
RTP Beričevo - izgradnja transformacije 110/20 kV za potrebe LR
R 522
1.700.000
2018-2022
R 213
R 464
4.600.000
RTP 400/110 kV Avče (Tolmin)
I 475
R 214
4.600.000
2020-2025
I 313
2.1.10.
14.300.000
RTP 400/110 kV Okroglo, prečni TR
2.1.7.
2.1.8.
100
260.538.900
N ovogradnje
I 110
I-476
2.1.6.
Sk upaj RTP in RP pos taje
2013-2015
2011-2014
2016-2020
2012-2015
520.000
0
0
3.069
1.681.034
0
483.731
14.565
1.102.621
1.885.215
2.391.209
2.998.210
199.615
0
54.479
255.000
42.893
200.000
0
9.000.000
0
v €
2013 nov
(podatek 6. 11.
2012)
2014 nov
(podatek 6. 11.
2012)
2015 nov
(podatek 6. 11.
2012)
2016
2018
2017
2021
2020
2019
Sk upaj
2013- 2022
2022
22.501.000
29.675.000
23.500.000
60.740.000
19.450.000
33.300.000
35.000.000
35.000.000
29.400.000
17.600.000
306.166.000
17.830.000
9.960.000
18.100.000
52.650.000
19.350.000
32.400.000
35.000.000
35.000.000
29.400.000
17.600.000
267.290.000
0
0
0
100.000
250.000
500.000
500.000
800.000
1.000.000
3.000.000
300.000
300.000
550.000
5.000.000
13.000.000
20.000.000
20.000.000
10.800.000
0
0
3.950.000
6.000.000
15.000.000
38.000.000
0
11.150.000
0
350.000
75.000
130.000
1.650.000
2.050.000
0
200.000
50.000
0
200.000
0
0
1.000.000
50.000
0
40.000
2.600.000
7.400.000
1.600.000
400.000
2.600.000
7.400.000
1.600.000
0
12.000.000
100.000
900.000
0
0
0
0
38.876.000
0
300.000
5.400.000
60.000
630.000
0
0
0
100.000
3.900.000
3.900.000
700.000
3.500.000
0
550.000
392.500
0
5.100.000
0
0
1.500.000
0
0
0
0
10.000
300.000
0
5.050.000
500.000
1.500.000
241.500
0
190.000
39.000
40.000
155.000
348.000
0
0
0
5.700.000
62.950.000
400.000
19.715.000
330.000
6.150.000
0
4.671.000
0
0
0
4.500.000
8.090.000
10.000.000
6.150.000
69.950.000
2.000.000
0
20.000.000
3.000.000
2.000.000
0
20.000.000
1.000.000
250.000
1.000.000
12.000.000
800.000
3.000.000
0
100.000
500.000
200.000
1.120.000
120.000
500.000
200.000
0
0
0
4.150.000
250.000
200.000
5.000
0
100.000
13.200.000
64.625.000
130.000
7.250.000
0
0
2.125.000
12.000.000
100.000
4.960.000
330.000
690.000
8.000.000
15.900.000
10.000
4.200.000
5.350.000
20.000
70.000
100.000
7.170.000
392.500
1.070.000
900.000
2.000.000
190.000
0
241.500
0
39.000
0
40.000
0
155.000
0
0
348.000
0
0
300.000
15.333.850
29.698.000
30.792.000
37.200.000
4.500.000
1.500.000
19.500.000
11.700.000
10.400.000
8.900.000
169.523.850
5.774.850
20.510.000
19.350.000
36.900.000
3.500.000
500.000
15.500.000
9.000.000
10.400.000
8.900.000
130.334.850
190.000
660.000
11.000.000
25.000.000
100.000
200.000
200.000
4.100.000
200.000
200.000
4.100.000
100.000
200.000
200.000
415.000
35.000
300.000
80.000
0
0
0
0
47.000
0
0
2.800.000
750.000
0
0
0
0
0
0
0
0
80.000
3.700.000
0
0
0
0
0
0
0
0
50.000
4.710.000
1.100.000
2.000.000
1.000.000
100.000
1.118.000
140.000
8.500.000
0
860.000
100.000
200.000
200.000
15.000.000
4.500.000
200.000
200.000
100.000
10.000.000
4.500.000
0
4.000.000
0
100.000
80.000
36.850.000
4.600.000
400.000
4.600.000
100.000
47.000
15.000.000
20.000.000
2.930.000
2.100.000
190.000
0
100.000
0
352.850
7.000
450.000
6.550.000
6.000.000
5.000.000
3.200.000
300.000
1.000.000
6.800.000
7.000
11.552.850
19.400.000
1.118.000
1.100.000
9.559.000
9.188.000
11.442.000
50.000
1.100.000
3.350.000
4.500.000
42.000
35.000
0
77.000
1.710.000
90.000
3.500.000
80.000
20.000
200.000
370.000
3.000.000
20.000
322.000
420.000
50.000
0
0
0
0
4.000.000
2.700.000
100.000
0
0
0
39.189.000
3.920.000
230.000
20.000
0
1.800.000
200.000
0
370.000
7.303.000
7.547.000
17.850.000
0
0
322.000
100.000
145.000
45.000
100.000
45.000
0
0
1.000.000
0
400.000
0
0
45.000
520.000
300.000
1.000.000
1.000.000
4.000.000
2.700.000
190.000
9.000.000
190.000
101
Preglednica 5.5: Načrt razvoja omrežja 2013-2022; ocenjena investicijska sredstva (2. del)
JP ELES
OBJEKTI/LETO
Obdobje
gradnje
Inves tic ijs k a
vrednos t
Porabljeno do
31. 10. 2012
(podatek Orac le
28. 11. 2012)
Sek undarna oprema (zaš č ita, vodenje, meritve)
3
3.2.
3.2.1.
3.2.2.
3.2.3.
3.2.4.
3.2.5.
3.2.6.
3.2.7.
3.2.8.
3.2.9.
3.2.10.
24.618.977
Sk upaj s ek undarna oprema
R 279
R 285
R 291
R 294
R 282
R 455
R 360
R 302
Rek ons truk c ije
RTP Beričevo - obnova sekundarne opreme
RTP Kleče - obnova sekundarne opreme
RTP Okroglo - obnova sekundarne opreme
RTP Podlog - obnova sekundarne opreme v 110 kV in 220 kV poljih, vgradnja zaščite zbiralnic 400 kV
RP Hudo - obnova sekundarne opreme
RTP Ajdovščina - obnova sekundarne opreme
Števčni merilni sistem
Nadzorni center službe za sekundarne sisteme
R-470 WAMPS - obnova in razširitev
R-493 RTP Beričevo (prestavitev lokacije sekundarnih sistemov iz komandne zgradbe v stikališče)
2001-2013
2006-2014
2006-2014
2010-2015
2005-2015
2010-2016
2006-2015
2006-2013
2011-2015
2011-2014
3.400.000
5.000.000
2.667.700
4.500.000
2.170.000
460.000
2.524.700
3.2.13.
R 516
2012-2014
450.000
3.2.14.
3.2.15.
R 514
RTP Slovenj Gradec (obnova sekundarne opreme)
R 518
RTP Krško DES (obnova sekundarne opreme)
RTP Trnovlje (obnova sekundarne opreme)
2013-2015
2014-2016
0
64.668
620.000
200.000
2012-2014
43.749
1.331.608
700.000
2013-2014
RTP Mozirje (obnova sekundarne opreme)
352.351
1.022.230
R-495 Rezervni center vodenja na lokaciji RTP Maribor
R 515
3.073.634
3.815.669
1.340.929
1.056.577
3.2.11.
3.2.12.
11.521.517
270.000
250.000
350.000
476.679
0
0
0
0
0
Telek omunik ac ije in informatik a
4
4.1.
4.1.1.
4.1.2
Sk upaj telek omunik ac ijs k i vodi in oprema
I 451
I 439
I 517
4.2.
N ovogradnje
Uvedba standardnega ERP informacijskega sistema
Preselitev TK opreme v novo poslovno stavbo Beričevo
Informacijska podpora procesom v ELES-u (BPM)
Rek ons truk c ije in nadomes titve
27.360.000
6.741.315
2011-2014
2012-2020
2013-2016
2.500.000
2.600.000
1.100.000
28.242
4.408.679
0
4.2.1.
R 380
Uvajanje podatkovnih virov
Postavitev podatkovnega skladišča za finančna poročila
Podatkovno skladišče SMT in obratovanje sistema
Nadgradnja aplikacije eDepeše
2008-2020
7.410.000
792.360
4.2.2.
R 453
TK omrežje za EMS
2011-2020
2.130.000
1.475.981
R 496
Maximo z informatizacijo operativnih procesov
Uvedba ITIL procesov v IT in TK
Uvedba Maximo Spatial Asset Management in Linear Asset
2012-2015
2.410.000
35.323
2012-2014
100.000
730
2012-2015
660.000
0
4.2.3.
4.2.4.
4.2.5.
R 500
Ureditev TK infrastrukture 2
R 501
Združene komunikacije (Unified communications) v ELES-u
R 502
Nadgradnja IP MPLS omrežja
Zamenjava usmerjevalnikov MPLS
Zamenjava ethernet stikal
4.2.6.
4.2.7.
2012-2015
4.000.000
0
2012-2014
2.050.000
0
4.2.8.
R 505
R 513
DWDM
Prenova TK prostorov v Klečah
2012-2013
1.150.000
0
4.2.9.
R 513
TK Infrastruktura prenova OPGW optičnega omrežja in omrežje nove generacije
2016-2020
1.250.000
0
V elik e inves tic ije na področ ju obratovanja
5
40.725.900
3.512.595
5.1.
I 109
Sistem za vodenje in nadzor EES - EMS
Sk upaj
2006-2026
9.675.900
3.136.457
5.2.
I 467
Pametna omrežja
2011-2022
30.000.000
349.526
5.3.
I 498
Kompletno protivlomno varovanje objektov in video nadzor v ELES-u
2013-2016
900.000
0
5.4.
I 512
Izdelava desetletnega razvojnega načrta 2013-2022
2012-2013
150.000
26.612
76.283.700
18.542.146
Druge nač rtovane inves tic ije
6
6.1.
I 506
Informacijska podpora vzdrževanju
2012-2020
2.240.000
0
6.2.
I 507
Postopki IS in priprava podatkov
2012-2020
1.620.000
212
6.3.
I 508
Monitoring temperature na DV
2012-2020
1.120.000
0
6.4.
RTP Beričevo - obnova upravne stavbe
2013-2014
190.000
0
6.5.
Male inves tic ije - s k upaj
2013-2025
71.113.700
18.541.934
6.6.
M1
Informacijski sistem (računalniki, tiskalniki in druga oprema)
2011-2025
24.000.000
5.674.042
6.7.
M2
Avtopark
2011-2025
16.500.000
3.758.364
6.8.
M3
Oprema poslovnih prostorov
2011-2025
5.992.000
787.735
6.9.
M4
Orodje, instrumenti, naprave
2011-2025
15.421.700
4.054.707
6.10.
M5
Rezervni deli, komponente
2011-2025
9.200.000
4.267.086
1.276.474.211
164.299.124
7
102
Sk upaj - druge nač rtovane inves tic ije
SKUPAJ - vs e inves tic ije
v €
2013 nov
(podatek 6. 11.
2012)
6.880.000
200.000
1.000.000
350.000
3.300.000
2014 nov
(podatek 6. 11.
2012)
2015 nov
(podatek 6. 11.
2012)
2.380.000
1.270.000
0
0
200.000
0
200.000
500.000
2016
2017
60.000
2019
2018
0
0
2021
2020
0
0
Sk upaj
2013- 2022
2022
0
0
10.590.000
200.000
1.200.000
550.000
200.000
4.000.000
80.000
800.000
300.000
250.000
300.000
850.000
150.000
40.000
0
190.000
180.000
20.000
0
200.000
0
50.000
630.000
210.000
400.000
50.000
0
30.000
20.000
50.000
80.000
960.000
400.000
450.000
0
50.000
0
660.000
0
230.000
0
200.000
20.000
270.000
60.000
7.495.000
3.660.000
1.540.000
950.000
1.100.000
1.100.000
930.000
270.000
1.500.000
0
500.000
450.000
0
300.000
0
0
300.000
500.000
750.000
750.000
580.000
20.000
0
20.000
450.000
30.000
250.000
350.000
0
0
17.045.000
1.950.000
2.600.000
1.100.000
0
160.000
160.000
160.000
0
0
0
0
500.000
300.000
200.000
200.000
100.000
100.000
100.000
660.000
400.000
380.000
0
480.000
1.500.000
1.440.000
25.000
50.000
0
75.000
300.000
300.000
0
600.000
2.000.000
1.500.000
500.000
4.000.000
850.000
200.000
0
1.050.000
1.000.000
0
0
0
0
0
250.000
250.000
250.000
250.000
250.000
5.328.500
5.405.000
10.345.000
1.280.000
2.120.000
2.080.000
2.120.000
2.080.000
2.120.000
2.880.000
3.836.000
205.000
45.000
80.000
120.000
80.000
120.000
80.000
120.000
80.000
4.766.000
1.192.500
5.000.000
10.000.000
1.000.000
2.000.000
2.000.000
2.000.000
2.000.000
2.000.000
2.800.000
29.992.500
200.000
1.000.000
1.250.000
35.758.500
200.000
200.000
300.000
100.000
0
0
900.000
3.976.582
3.592.782
3.782.272
4.204.482
4.253.982
4.304.982
4.407.082
4.320.482
198.000
90.000
90.000
400.000
400.000
400.000
400.000
262.000
2.240.000
200.000
160.000
160.000
200.000
200.000
200.000
250.000
250.000
1.620.000
125.000
125.000
125.000
150.000
150.000
150.000
150.000
145.000
1.120.000
130.000
60.000
0
3.323.582
3.157.782
3.407.272
3.454.482
3.503.982
3.554.982
3.607.082
3.663.482
3.720.782
3.780.482
35.173.910
1.111.000
1.154.800
1.200.790
1.248.000
1.297.500
1.348.500
1.400.600
1.457.000
1.514.300
1.574.000
13.306.490
1.050.000
1.000.000
950.000
950.000
950.000
950.000
950.000
950.000
950.000
950.000
9.650.000
198.500
89.500
91.000
91.000
91.000
91.000
91.000
91.000
91.000
91.000
1.016.000
478.082
576.482
814.482
814.482
814.482
814.482
814.482
814.482
814.482
814.482
7.570.420
486.000
337.000
351.000
351.000
351.000
351.000
351.000
351.000
351.000
351.000
3.631.000
61.514.932
74.410.782
71.229.272
104.434.482
31.423.982
42.284.982
61.957.082
53.370.482
45.640.782
33.160.482
579.427.260
100.000
3.720.782
3.780.482
40.343.910
190.000
103
6
SKLEP
SKLEP
Načrt razvoja prenosnega omrežja za obdobje
2013–2022
predstavlja
potrebne
posege
v prenosno omrežje RS, ki bodo glede na
napovedano
izgradnjo
proizvodnih
enot,
rast potreb po električni energiji, širitev
distribucijskega omrežja in projekcijo razvoja
EES v Evropi zagotovili zanesljivo delovanje EES
Slovenije in širše regije ter napajanje odjemalcev
s kakovostno električno energijo.
Za dosego teh ciljev v obdobju od leta 2013
do leta 2022 sistemski operater prenosnega
omrežja predvideva vlaganja v vrednosti 579 mio
€. Realizacija načrtovanih investicij bo vplivala na
zanesljivost oskrbe ter ceno električne energije,
na večjo produkcijo slovenskega gospodarstva
ter na povečanje bruto domačega proizvoda,
hkrati bo s tem pripomogla h konkurenčnosti
slovenskega gospodarstva na globalnem trgu.
Ob večji realizaciji je pričakovati tudi večje
ekonomske učinke.
Poleg pozitivnih makroekonomskih učinkov, ki jih
bodo imele investicije v prenosno infrastrukturo,
bodo po izračunih tudi učinkovito vplivale na
donosnost poslovanja ELES-a, vendar le ob
predpostavki povečanja omrežnine za prenosno
omrežje in sistemske storitve. Povečanje
omrežnine bo potrebno v višini pričakovanih
stroškov za sistemske storitve in stroškov
delovanja ter vzdrževanja, stroškov izgub
električne energije, predvidenega povečanja
amortizacije iz investiranja ter reguliranega
donosa.
Osnova za investicije v prenosno omrežje so
tehnično-razvojno-ekonomske
analize
EES,
ki nedvoumno kažejo na potrebne ojačitve
prenosnega omrežja RS v smislu zagotavljanja
zanesljivega in varnega obratovanja EES. Hkrati
mora biti pri načrtovanju prenosnih objektov
upoštevan čas, ki je potreben za graditev
objektov in znaša praviloma več kot pet let, pri
daljnovodih pa od sedem do deset let. Zaradi
vedno strožjih zahtev umeščanja v prostor in
zaradi zahtev lokalnih skupnosti se ta čas stalno
podaljšuje.
Pričakovano povečanje potreb po prenosnih
zmogljivostih in vedno težje vključevanje linijskih
objektov v prostor bosta v prihodnosti zahtevala
večje izkoriščanje obstoječih daljnovodnih tras.
HVDC povezave, preureditev enosistemskih v
dvo- ali večsistemske daljnovode, uvedba novih
tehnologij kompaktiranja elementov daljnovoda,
uvedba modernih tehnologij zmanjševanja
vplivov na okolje in tehnologije vročih vodnikov
bodo v prihodnosti še bolj pridobile na veljavi.
Za izgradnjo 400 kV daljnovodov in za prehod
z 220 na 400 kV napetostni nivo je nujno v
Slika 6.1 Razvoj gospodarske infrastrukture iz utemeljitve Strategije prostorskega razvoja RS
106
največji možni meri izrabiti obstoječe varovalne
pasove in vzporedne rezervirane koridorje, kot
so našteti in prikazani v utemeljitvi Strategije
prostorskega razvoja Republike Slovenije (slika
6.1). Njihovo ohranjanje je nujno zagotoviti
oz. večinoma ohraniti tudi v prostorskih aktih
lokalnih skupnosti, kar je izvedljivo, ker je v
večini primerov mogoče določiti omejitve na
parcelo natančno. Pri prostorskem umeščanju
posameznih novih daljnovodnih povezav se poleg
rezerviranih koridorjev proučijo tudi dodatne
optimizacije in sodobne tehnične rešitve, ki
morajo poleg funkcionalno tehnoloških vidikov
upoštevati prostorsko prilagojenost urbanemu
razvoju in skladnost s prostorskimi možnostmi
in omejitvami. Pri tem sedaj še ni predvidena
uporaba kablovodov na napetostnih nivojih 220
ali 400 kV, uporaba na 110 kV napetostnem
nivoju pa je možna le pod določenimi pogoji.
Celovit pristop k varovanju okolja je zajet s
postopki v okviru sistema ISO 14001, ki ga je
podjetje uvedlo v letu 2004 in s tem nadgradilo
sistem kakovosti ISO 9001.
Zaradi navedenih težav pri umeščanju objektov v
prostor je realno pričakovati zamik pri realizaciji
večine projektov, ki zahtevajo gradbeno
dovoljenje.
107
LITERATURA
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
Resolucija o Nacionalnem energetskem programu (Ur. l. RS, št. 57/2004).
Služba vlade RS za razvoj, Resolucija o nacionalnih razvojnih projektih za obdobje 2007–2023, oktober 2006.
Direktiva 2009/72/ES Evropskega parlamenta in Sveta z dne 13. julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z
električno energijo in o razveljavitvi Direktive 2003/54/ES.
Predlog uredbe Evropskega parlamenta in Sveta o smernicah za vseevropsko energetsko infrastrukturo.
ENTSO-E, Operation Handbook, 2010.
ENTSO-E, Ten-Year Network Development Plan 2012, 2012.
Energetski zakon (Ur. l. RS št. 27/2007, EZ-UPB2, 70/2008 in 22/2010).
Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega operaterja prenosnega omrežja
električne energije (Ur. l. RS št. 114/2004, 52/2006 in 31/2007).
Direktiva 2009/28/ES Evropskega parlamenta in Sveta z dne 23. aprila 2009 o spodbujanju uporabe energije iz
obnovljivih virov.
Uredba (ES) št. 714/2009 Evropskega parlamenta in Sveta z dne 13. julija 2009 o pogojih za dostop do omrežja za
čezmejne izmenjave električne energije in razveljavitvi Uredbe (ES) št. 1228/2003.
EIMV, Napoved porabe električne energije do leta 2040, študija št. 2059, Ljubljana, 2010.
EIMV, Ažuriranje napovedi porabe električne energije do leta 2040, Ljubljana, 2012.
UMAR, Pomladanska napoved gospodarskih gibanj 2012, Ljubljana, maj 2012.
UMAR, Jesenska napoved gospodarskih gibanj 2012, Ljubljana, september 2012.
SURS, Bruto domači proizvod, temeljni agregati nacionalnih računov in zaposlenost, Slovenija, 1995–2011, Ljubljana,
2012.
[16]
[17]
[18]
UMAR, Makroekonomski scenariji gospodarskega razvoja Slovenije do leta 2030, Ljubljana, avgust 2007.
SURS, Prebivalstvo Slovenije danes in jutri, 2008–2060, Ljubljana, julij 2009.
iTREN-2030, Integrated transport and energy baseline until 2030, Project No: TREN/07/FP6SSP/S07.68203/044260,
Instrument: SSA – Specific Support Action, Thematic Priority 8.1: Policy-oriented research: Scientific support to
policies – SSP, Lead contractor: Fraunhofer Institute System and Innovation Research (ISI).
[19]
Ministrstvo za okolje in prostor RS, Nacionalni akcijski načrt za energetsko učinkovitost 2008-2016 (AN URE),
Ljubljana, januar 2008.
[20]
Ministrstvo za gospodarstvo, Nacionalni akcijski načrt za obnovljive vire energije za obdobje 2010-2020 (AN OVE),
Ljubljana, julij 2010.
[21]
Pravilnik o učinkoviti rabi energije v stavbah (Ur. l. RS, št. 52/2010).
[22]
Fakulteta za elektrotehniko Univerze v Ljubljani, LEST, Vales, IJS CEU, Vpliv vodenja rabe električne energije (DSM) na
[23]
Nacionalni energetski program Slovenije: »Aktivno ravnanje z energijo«, Osnutek, Ljubljana, 2010.
[24]
porabo na prenosnem omrežju, Ljubljana, april 2009.
IJS, Dolgoročne energetske bilance za NEP 2010-2030 – Rezultati, Osnutek, delovno poročilo IJS-10581, Ljubljana,
december 2010.
[25]
ELES, Podatki, pridobljeni s strani proizvajalcev o obstoječih in načrtovanih proizvodnih enotah, Ljubljana, 2012.
[26]
ELES, Podatki o gibanju prevzema električne energije iz PO neposrednih odjemalcev do leta 2022, Ljubljana, 2012.
[27]
[28]
[29]
[30]
[31]
[32]
SODO, Načrt razvoja distribucijskega omrežja električne energije v Republiki Sloveniji za desetletno obdobje od leta
2013 do 2022 – Osnutek.
ENTSO-E, Transmission Grid Planning, 2010.
ENTSO-E, Scenario Outlook & Adequacy Forecast 2012-2030, 2012.
EIMV, Grafični prikaz napetostnih kotov za evropsko prenosno omrežje, študija št. 1793, Ljubljana, avgust 2006.
EURELECTRIC, EURPROG 2007, 2008.
EIMV, Potrebni ukrepi v prenosnem omrežju Slovenije po izgradnji 400 kV DV Kainachtal-Südburgenland, študija št.
1887, Ljubljana, 2008.
[33]
EIMV, Grafični prikaz napetostnih profilov in obremenjenosti daljnovodov prenosnega omrežja, študija št. 1947,
Ljubljana, november 2008.
[34]
EIMV, Dograditev informacijskega sistema za prikaz napetostnih profilov in obremenjenosti DV – ODIN, študija št.
2102, Ljubljana, 2011.
[35]
108
EIMV, UL FE, Analiza možnosti omejevanja kratkostičnih tokov v prenosnem omrežju RS, študija št. 2101, Ljubljana, 2012.
[36]
EIMV, Obvladovanje napetostnih razmer v prenosnem omrežju ob omejeni proizvodnji jalove energije iz NE Krško,
študija št. 2078, Ljubljana, 2011.
[37]
EIMV, Meritev in analiza kakovosti napetosti v RTP 400/220/110 kV Beričevo – strokovno poročilo, št. VENO 1723,
Ljubljana, 2003.
[38]
EIMV, Meritev in analiza kakovosti napetosti v RTP 100/20 kV Ravne – strokovno poročilo, št. VENO 1707, Ljubljana,
2003.
[39]
[40]
[41]
ELES, Strategija razvoja elektroenergetskega sistema Republike Slovenije, Načrt razvoja prenosnega omrežja v
Republiki Sloveniji od leta 2009 do 2018, Ljubljana, 2009.
ELES, Strategija razvoja elektroenergetskega sistema Republike Slovenije od leta 2011 do 2020, Ljubljana, 2011.
ETSO, Procedures for cross-border transmission capacity assessments, https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_
upload/_library/ntc/entsoe_proceduresCapacityAssessments.pdf, november 2010.
[42]
[43]
ELES, Analiza starosti elementov prenosnega EE omrežja, Ljubljana, 2008.
CIGRE WG 37-27, Ageing of the system and Impact on Planning, Paris, 2000.
[44]
EIMV, Izbira ozemljitev nevtralnih točk transformatorjev in strokovna ocena glede povišanja potenciala in napetosti
[45]
EIMV, Razvoj prenosnega omrežja EES Slovenije do leta 2025 – 400 in 220 kV nivo, študija št. 1817, Ljubljana, 2007.
[46]
[47]
[48]
[49]
[50]
[51]
dotika, študija št. 1841, Ljubljana, 2007.
EIMV, Vključitev II. transformatorja 400/110 kV, 300 MVA v RTP Krško, študija št. 1572, Ljubljana, 2002.
EIMV, Strategija razvoja prenosnega omrežja Slovenije do leta 2030: Razvoj 110 kV napajalnega omrežja osrednje
Slovenije, študija št. 1963 – delovna verzija, Ljubljana, 2009.
ELES, Razvoj 110 kV omrežja osrednje Slovenije – interna analiza, Ljubljana, 2010.
EIMV, Strategija razvoja prenosnega omrežja Slovenije do leta 2030: Razvoj 110 kV napajalnega omrežja Dolenjske
in Posavja, študija št. 1908, Ljubljana, 2008.
ELES, Razvoj 110 kV omrežja Dolenjske in Posavja – interna analiza, Ljubljana, 2010.
EIMV, Strategija razvoja prenosnega omrežja Slovenije do leta 2025: Razvoj 110 kV napajalnega omrežja Primorske,
študija št. 1820, Ljubljana, 2007.
[52]
[53]
[54]
[55]
[56]
[57]
[58]
[59]
[60]
[61]
[62]
[63]
EIMV, Razvoj prenosnega omrežja Primorske ob upoštevanju novih izhodišč glede komercialnih povezav (DV Cerkno-
Škofja Loka in druge 110 kV povezave) ter DC povezava na 400 kV, študija št. 2060, Ljubljana, 2010.
ELES, Tehnično-ekonomsko optimalni dolgoročni razvoj omrežja severne Primorske, Ljubljana, 2010.
ELES, Razvoj 110 kV omrežja Primorske – interna analiza, Ljubljana, 2010.
EIMV, Strategija razvoja prenosnega omrežja Slovenije do leta 2030: Razvoj 110 kV napajalnega omrežja Gorenjske,
študija št. 1970 – delovna verzija, Ljubljana, 2009.
ELES, Razvoj 110 kV omrežja Gorenjske – interna analiza, Ljubljana, 2010.
EIMV, Strategija razvoja prenosnega omrežja Slovenije do leta 2025: Razvoj 110 kV napajalnega omrežja Štajerske,
Koroške in Pomurja, študija št. 1918, Ljubljana, 2007.
ELES, Razvoj 110 kV omrežja Štajerske, Koroške in Pomurja – interna analiza, Ljubljana, 2010.
EIMV, Eco Consulting, Načrtovanje naložb v prenosno elektroenergetsko omrežje, Ljubljana, december 2008.
EIMV, Razvoj prenosnega omrežja EES Slovenije do leta 2025: 400 in 220 kV nivo, študija št. 1817, Ljubljana, 2007.
ENTSO-E, Guidelines for Cost Benefit analyses of Grid Development Projects, 2012.
AGEN-RS, Poročilo o stanju na področju energetike v Sloveniji v letu 2011, Ljubljana, 2011.
EIMV, UL FE, Analiza možnosti omejevanja kratkostičnih tokov v prenosnem omrežju EES Slovenije, študija št. 2101,
Ljubljana, 2012.
109
UPORABLJENE KRATICE
AČR
AKTIVNA ČASOVNA RAZMEJITEV
AGEN RS
JAVNA AGENCIJA REPUBLIKE SLOVENIJE ZA ENERGIJO
AMI
NAPREDNA MERILNA INFRASTRUKTURA (ang. ADVANCED METERING INFRASTRUCTURE)
AMM
NAPREDNI SISTEM MERJENJA (ang. ADVANCED METERING MANAGEMENT)
AN OVE
AKCIJSKI NAČRT ZA OBNOVLJIVE VIRE ENERGIJE
AN URE
AKCIJSKI NAČRT ZA UČINKOVITO RABO ENERGIJE
BDP
BRUTO DOMAČI PROIZVOD
BSS
POSLOVNI PODPORNI SISTEM (ang. BUSINESS SUPORT SYSTEM)
CMDB
CENTRALNA BAZA PODATKOV ZA UPRAVLJANJE (ang. CONFIGURATION MANAGEMENT
DATABASE)
ČHE
ČRPALNA HIDROELEKTRARNA
ČPZ
ČEZMEJNA PRENOSNA ZMOGLJIVOST
DBMS
SISTEM ZA UPRAVLJANJE Z BAZAMI PODATKOV (ang. DATABASE MANAGEMENT
SYSTEM)
DCN
PODATKOVNO KOMUNIKACIJSKO OMREŽJE (ang. DATA COMMUNICATION NETWORK)
DV
DALJNOVOD
DSM
VODENJE ODJEMA (ang. DEMAND SIDE MANAGEMENT)
DZR
DOKUMENTACIJA ZA RAZPIS
EE
ELEKTROENERGETIKA
EEO
ELEKTROENERGETSKO OMREŽJE
EES
ELEKTROENERGETSKI SISTEM
EEX
EVROPSKA ENERGETSKA BORZA (ang. EUROPEAN ENERGY EXCHANGE)
EIB
EVROPSKA INVESTICIJSKA BANKA
EGIS
ELEKTRONSKI GEOGRAFSKI INFORMACIJSKI SISTEM
ELES
ELEKTRO-SLOVENIJA, D.O.O.
EMS
SISTEM ZA VODENJE IN NADZOR EES (ang. ENERGY MANAGEMENT SYSTEM)
ENP
ENERGETSKA NAPAJALNA POSTAJA
ENTSO-E
ZDRUŽENJE EVROPSKIH SISTEMSKIH OPERATERJEV PRENOSNEGA OMREŽJA (ang.
EUROPEAN NETWORK OF TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS FOR ELECTRICITY)
EU
EVROPSKA UNIJA
EZ
ENERGETSKI ZAKON
FRI
FAKULTETA ZA RAČUNALNIŠTVO IN INFORMATIKO
GEN
GEN ENERGIJA, D.O.O.
GIS
GEOGRAFSKI INFORMACIJSKI SISTEM
GIS
PLINSKO IZOLIRANO STIKALIŠČE (ang. GAS INSULATED SWITCHGEAR)
GMS
GLOBALNI MOBILNI SISTEM (ang. GLOBAL MOBILE SYSTEM)
GPON
GIGABITNA PASIVNA OPTIČNA OMREŽJA (ang. GIGABIT PASSIVE OPTICAL NETWORKS)
HE
HIDROELEKTRARNA
HIS
STIKALNI MODUL V HIBRIDNI TEHNIKI (ang. HIGHLY INTEGRATED SWITCHGEAR)
HSE
HOLDING SLOVENSKE ELEKTRARNE, D.O.O.
HVDC
VISOKONAPETOSTNA ENOSMERNA POVEZAVA (ang. HIGH-VOLTAGE DIRECT CURRENT)
IDR
IDEJNA REŠITEV
IKT
INFORMACIJSKE IN KOMUNIKACIJSKE TEHNOLOGIJE
InvZ
INVESTICIJSKA ZASNOVA
1
110
InvP
INVESTICIJSKI PROJEKT
IP
INTERNETNI PROTOKOL (ang. INTERNET PROTOCOL)
IT
INFORMACIJSKE TEHNOLOGIJE (ang. INFORMATION TEHNOLOGY)
ITC
MEHANIZEM ZA PORAVNAVO MED SISTEMSKIMI OPERATERJI (ang. INTER-TSO
COMPENSATION)
ITIL
INFORMACIJSKA INFRASTRUKTURA TEHNOLOŠKE KNJIŽNICE (ang. INFORMATION
TECHNOLOGY INFRASTRUCTURE LIBRARY)
JEK
JEDRSKA ELEKTRARNA KRŠKO (2)
JN
JAVNO NAROČILO
kbV
KABLOVOD
KIT
KOMBINIRANI INSTRUMENTNI TRANSFORMATOR
KPI
KLJUČNI KAZALEC USPEHA (ang. KEY PERFORMANCE INDICATOR)
LOČ
LOČILNIK
MOP
MINISTRSTVO ZA OKOLJE IN PROSTOR
MPLS
PREKLAPLJANJE S POMOČJO LABEL (ang. MULTI PROTOCOL LABEL SWITCHING)
MzIP
MINISTRSTVO ZA INFRASTRUKTURO IN PROSTOR
NEK
NUKLEARNA ELEKTRARNA KRŠKO
NEP
NACIONALNI ENERGETSKI PROGRAM
NIT
NAPETOSTNI INSTRUMENTNI TRANSFORMATOR
NRDO
NAČRTA RAZVOJA DISTRIBUCIJSKEGA OMREŽJA
NTC
NETO PRENOSNA ZMOGLJIVOST (ang. NET TRANSFER CAPACITY)
ODIN
INFORMACIJSKI SISTEM ZA NAPREDNO VIZUALIZACIJO
ODK
ODKLOPNIK
ODV
ODVODNIK PRENAPETOSTI
OPGW
STRELOVODNA VRV Z VGRAJENIMI OPTIČNIMI VLAKNI (ang. OPTICAL GROUND WIRE)
OSS
OPERATIVNI PODPORNI SISTEM (ang. OPERATIONS SUPORT SYSTEM)
OTN
OPTIČNO TRANSPORTNO OMREŽJE (ang. OPTICAL TRASPORT NETWORK)
OVE
OBNOVLJIVI VIRI ENERGIJE
PABX
TELEFONSKA CENTRALA (ang. PRIVATE AUTOMATED BRANCH EXCHANGE)
PB
PLINSKI BLOK
PCI
PROJEKTI SKUPNEGA INTERESA (ang. PROJECTS OF COMMON INTEREST)
PCL
POTNIŠKI CENTER LJUBLJANA
PČR
PASIVNA ČASOVNA RAZMEJITEV
PDH
PLEZIOHRONA DIGITALNA HIERARHIJA (ang. PLESIOCHRONOUS DIGITAL HIERARCHY)
PE
PLINSKA ENOTA
PGD
PROJEKT GRADBENIH DEL
PIS
POSLOVNI INFORMACIJSKI SISTEM
PMU
MERILNA NAPRAVA ZA SPREMLJANJE SINHRO-FAZORJEV (ang. PHASOR MEASUREMENT UNIT)
PO
PRENOSNO OMREŽJE
PPE
PLINSKO PARNA ELEKTRARNA
PST
PREČNI TRANSFORMATOR (ang. PHASE SHIFT TRANSFORMER)
PZI
PROJEKT ZA IZVEDBO
RCV
REPUBLIŠKI CENTER VODENJA
111
112
ReNEP
RESOLUCIJA O NACIONALNEM ENERGETSKEM PROGRAMU
RP
RAZDELILNA POSTAJA
RS
REPUBLIKA SLOVENIJA
RTP
RAZDELILNA TRANSFORMATORSKA POSTAJA
RTU
KONČNA POSTAJA (ang. REMOTE TERMINAL UNIT)
SCADA
SISTEM ZA ZBIRANJE, PREVERJANJE IN OBDELAVO PODATKOV ZA NADZOR IN IZVAJANJE
KRMILJENJA (ang. SUPERVISORY CONTROL AND DATA ACQUISITION)
SDH
SINHRONA DIGITALNA HIERARHIJA (ang. SYNCHRONOUS DIGITAL HIERARCHY)
SN
SREDNJA NAPETOST
SOA
STORITVENO USMERJENA ARHITEKTURA (ang. SERVICE ORIENTED ARCHITECTURE)
SODO
SISTEMSKI OPERATER DISTRIBUCIJSKEGA OMREŽJA
SOPO
SISTEMSKI OPERATER PRENOSNEGA OMREŽJA
SPTE
SOPROIZVODNJA TOPLOTE IN ELEKTRIKE
SUMO
SISTEM ZA UGOTAVLJANJE MEJE OBRATOVANJA
SURS
STATISTIČNI URAD REPUBLIKE SLOVENIJE
TA
TERMOAGREGAT
Talum
TOVARNA ALUMINIJA, D.D., KIDRIČEVO
TE
TERMOELEKTRARNA
TEB
TERMOELEKTRARNA BRESTANICA, D.O.O.
TEŠ
TERMOELEKTRARNA ŠOŠTANJ, D.O.O.
TET
TERMOELEKTRARNA TRBOVLJE, D.O.O.
TETOL
TERMOELEKTRARNA TOPLARNA LJUBLJANA
TEN-E
VSEEVROPSKA ENERGETSKA OMREŽJA ZA ELEKTRIKO (ang. TRANS-EUROPEAN ENERGY
NETWORKS-ELECTRICITY)
TIT
TOKOVNI INSTRUMENTNI TRANSFORMATOR
TK
TELEKOMUNIKACIJA
TR
ENERGETSKI TRANSFORMATOR
TYNDP
EVROPSKI RAZVOJNI NAČRT ELEKTROENERGETSKEGA OMREŽJA (ang. TEN-YEAR
NETWORK DEVELOPMENT PLAN)
UL FE
UNIVERZA V LJUBLJANI, FAKULTETA ZA ELEKTROTEHNIKO
UMAR
URAD ZA MAKROEKONOMSKE ANALIZE IN RAZVOJ
VE
VETRNA ELEKTRARNA
VN
VISOKA NAPETOST
VRTE
VIRTUALNA ELEKTRARNA
WAMPAC
MERJENJE, ZAŠČITA IN NADZOR NAD STANJEM INTERKONEKCIJE
(ang. WIDE AREA MONITORING PROTECTION AND CONTROL SYSTEM)
WAMS
MERILNI/NADZORNI SISTEM ZA SPREMLJANJE STANJA INTERKONEKCIJE
(ang. WIDE AREA MEASUREMENT SYSTEM)
WDM
MULTIPLEKSIRANJE VALOVNIH DOLŽIN (ang. WAVE DIVISION MULTIPLEXING)
ZGO
ZAOKROŽENO GOSPODARSKO OBMOČJE
ZOK
ZEMELJSKI OPTIČNI KABEL
113
114
Naslov:
STRATEGIJA RAZVOJA ELEKTROENERGETSKEGA SISTEMA REPUBLIKE SLOVENIJE
NAČRT RAZVOJA PRENOSNEGA OMREŽJA REPUBLIKE SLOVENIJE OD LETA 2013 DO LETA 2022
Izdajatelj:
ELES, d.o.o., Hajdrihova 2, 1000 Ljubljana
Produkcija:
ELES, d.o.o., Hajdrihova 2, 1000 Ljubljana
Fotografije:
Arhiv ELES, d.o.o.
Arhiv Talum
Dušan Jež
Datum izdelave:
december 2012
ELES, d.o.o.
Hajdrihova 2, 1000 Ljubljana
T +386 1 474 3000
F +386 1 474 2502
www.eles.si