Модели за декарбонизација во електроенергетскиот сектор

Transcript

1 Модели за декарбонизација во електроенергетскиот сектор Република Македонија Поддршка за ниско-јаглероден развој во Југоисточна Европа (ПНЈР)

2 Модели за декарбонизација во електроенергетскиот сектор Република Македонија АВТОРИ András Mezősi, PhD László Szabó, PhD (Регионален центар за истражување на политики од областа на енергетиката) Поддршка за ниско-јаглероден развој во Југоисточна Европа (ПНЈР) Декември 2015

3 ПРИЗНАНИЈА: Раководители на проект од РЕЦ: József Feiler, Vaiva Indilaite, Ágnes Kelemen, Gordana Kozhuharova Дизајн и изглед: Tricia Barna, Juan Torneros Уредник и лектор: Rachel Hideg Издавач: The Regional Environmental Center for Central and Eastern Europe (REC) Фотографии: istock РЕЦ го спроведува проектот Поддршка за ниско-јаглероден развој во Југоисточна Европа (ПНЈР) со цел да им помогне на носителите на одлуки во земјите опфатени од проектот (Албанија, Р. Македонија, Црна Гора и Србија) да постават реалистични но амбициозни патокази до декарбонизација на нивните електроенергетски и градежни сектори до 2030 година. ПНЈР проектот е финансиран преку Австриската развојна соработка, со помош на Австриската развојна агенција (АDА). Особена благодарност до Hubert Neuwirth и Monika Tortschanoff од АРА.

4 Кратка содржина I. НЕТЕхНИчкО РЕЗИМЕ 6 II. ВОВЕд 10 III. МЕТОдОлОгИЈА 12 Рамка за составување на сценаријата 13 Модели 14 Европски модел на електроенергетски пазар 14 EKC мрежен модел 16 Претпоставки на моделот 17 Прекугранични мрежни капацитети 17 Постоечки капацитети за производство на електрична енергија 17 Цени на фосилни горива 17 Цени во состав на Системот на Европската Унија за тргување со емисии 17 Минимални даночни оптоварувања на енергетски продукти во Европската Унија 18 IV. ПРЕТПОсТАВкИ НА сценаријата 20 Запознавање со Системот на Европската Унија за тргување со емисии 21 Воведување на минимална акциза за енергетските производи 21 Спроведување на еколошки стандарди 21 Користење на обновливи извори на енергија за производство на електрична енергија 24 Конвенционални електрани 24 Побарувачка за електрична енергија 24 V. РЕЗулТАТИ Од ПРОЦЕсОТ НА МОдЕлИРАњЕ 25 Формирање на цена 26 Регионални трендови 27 Состав на извори на електрична енергија 29 Влијанија врз CO₂ емисии 30 Положба на нето увозник 32 Инвестициски трошоци 33 Буџетска поддршка за развивање на обновливи извори на електрична енергија 34 VI. ОЦЕНА НА ИЗлОжЕНОсТ НА НАдВОРЕшНИ ВлИЈАНИЈА 38 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 3

5 VII. МРЕжНИ ВлИЈАНИЈА 42 Планирани нови мрежни елементи 44 Резултати од мрежното моделирање 45 Анализи при стабилна состојба и во случај на непредвидени настани 45 Биланс на електрична енергија во системот 45 (N-1) Критериуми за безбедност на снабдувањето 45 Нето капацитет за трансфер 47 Загуби на енергија во мрежата за трансмисија 48 VIII. АНЕкс 52 Европски модел на пазар на електрична енергија 53 EKC мрежниот модел 55 Собирање на информации за тековно оптоварување 56 Побарувачка 56 Методологија за мрежно моделирање 57 Анализи во стабилна состојба и во непредвидени случаи 57 Оценување на нето капацитет за трансфер 57 Загуби во трансмисионата мрежа 58 4 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

6 Табели и слики Табела 1 Нето вредности на капацитетите за трансфер во регионот (MW) 16 Табела 2 Планирани поврзувања и нивен инвестициски статус (MW) 17 Табела 3 Капацитети за производство на електрична енергија, Табела 4 Цени на горива, Табела 5 Главни претпоставки во сценаријата за Македонија 20 Табела 6 Воведување на обновливи извори на енергија за проширување на капацитетите за производство на електрична енергија во сценаријата (MW)* 22 Табела 7 Бруто потрошувачка на електрична енергија во Република Македонија (GWh) 23 Табела 8 Кумулативни инвестициски трошоци помеѓу 2015 и 2030 за сите три сценарија 33 Табела 9 Потенцијални непредвидени ситуации во Табела 10 Потенцијални непредвидени ситуации во Табела 11 Загуби при трансмисија во 2015, 2020 и 2025 година во Република Македонија за сите сценарија и под сите режими на работа 49 Слика 1 Земји од моделот 13 Слика 2 Еволуција на цената при основно оптоварување во сите сценарија (EUR/MWh) 24 Слика 3 Движење на цената при максимално оптоварување во сите сценарија (EUR/MWh) 25 Слика 4 Нови планирани капацитети врз база на фосилни горива во Југоисточна Европа ( ) 26 Слика 5 Нови планирани капацитети врз база на обновливи извори во Југоисточна Европа ( ) 26 Слика 6 Состав на горива за производство на електрична енергија, нето увоз и CO₂ емисии во трите сценарија 28 Слика 7 Нивоа на емисии на CO₂ по глава на жител 29 Слика 8 CO₂-интензивност на потрошувачката на електрична енергија (tco₂/gwh) 30 Слика 9 CO₂-интензивност на производство на електрична енергија (tco₂/gwh) 31 Слика 10 Приходи од Системот за тргување со емисии и од акцизите 32 Слика 11 Промени во положбата на нето увозник во Република Македонија за сите три сценарија 33 Слика 12 Годишен буџет за поддршка на обновливи извори на електрична енергија (EUR милиони) 36 слика 13 Просечна поддршка за развивање на капацитети врз база на обновливи извори на енергија од крајните потрошувачи (EUR/MWh) 37 Слика 14 Промени во соодносот на извори на електрична енергија во ситуација на ниска достапност на хидроенергија 38 Слика 15 Промени во положбата на Република Македонија како нето увозник 39 Слика 16 Цени при основно оптоварување во Република Македониија (ЕУР / MWh) 40 Слика 17 Географско покривање на мрежната анализа 41 Слика 18 Планирани линии на поврзување во ЈИЕ 42 Слика 19 Вредности на нето капацитет за трансфер за 2020 година (зимски режим) 46 Слика 20 Вредности на нето капацитет за трансфер за 2020 (летен режим) 47 Слика 21 Вредности на нето капацитетот за трансфер за 2025 (зимски режим) 48 Слика 22 Нето капацитет за трансфер за 2025 (летен режим) 48 Слика 23 Годишни загуби од загуби при трансмисија во Република Македонија за сите сценарија 50 Слика 24 Земји кои се предмет на анализа 51 Слика 25 Функционирање на моделот 52 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 5

7 I. Нетехничко резиме

8 Целта на проектот Поддршка за ниско-јаглероден развој во Југоисточна Европа (SLED) е да им помогне на креторите на политики во Албанија, Република Македонија, Црна Гора и Србија да постават реалистични но амбициозни патокази за декарбонизација на нивните електроенергетски сектори до 2030та година. Студијата го проценува влијанието на сценаријата за декарбонизација на електроенергетскиот систем во Р.Македонија. Сценаријата (Референтно РЕФ; Постоечки планови за спроведување на политики ППСП; и Амбициозно спроведување - АМБ) користат различни појдовни претпоставки во однос на развојот на електроенергетскиот сектор како на пример уделот на обновливи извори на електрична енергија (УОИЕ-Е) или пак движењето на потрошувачката на електрична енергија до 2030 година. Понудата на електрична енергија исто така ќе зависи од датумот на спроведување и стапката на јаглеродно и енергетско оданочување. Сценаријата и претпоставките под кои тие се одвиваат се договорени со релевантните чинители во Република Македонија (релевантните министерства, регулаторот и електроенергетските експерти), додека влезните податоци во процесот на моделирање се координирани со тим од Македонската академија на науките и уметностите (МАНУ) кој работи на MARKAL моделирање. Оцената е извршена со примена на Европскиот модел за електроенергетски пазари (EEMM) изработен од страна на Регионалниот центар за истражување на политики во полето на енергетиката и мрежниот модел на Координативниот центар за енергетика (EKC). EEMM претставува детална економска симулација од децентрализиран тип која ја рефлектира целокупната регионална мрежа на Европски оператори на системи за пренос на електрична енергија (англ. ENTSO- E), додека пак EKC мрежниот модел ја покрива средно- и високонапонската мрежа во регионот на Југоисточна Европа. Од различните сценарија може да се извлечат следните главни заклучоци: Степенот до кој се спроведуваат климатските политики има ограничено влијание врз движењето на просечните цени на електрична енергија. Просечните цени повеќе зависат од проширувањето на регионалните капацитети за производство на енергија отколку од амбициозноста на климатските политики. Бидејќи на регионално ниво се планира значително проширување на капацитетите во следните пет години врз основа на фосилни горива, како и обновливи извори, просечните цени на електрична енергија ќе се движат надолу во целиот регион на Југоисточна Европа. Сценаријата ППСП и АМБ се скоро идентични и резултираат со помали основни цени за сите референтни години во споредба со сценариото РЕФ, како резултат на претпоставките за пониска побарувачка за електрична енергија. Соодносот на извори на електрична енергија и како последица на тоа и нивото на CO2 емисии воглавно се менува со воведување на нови генератори на база на јаглен. Плановите за пуштање во погон на нови генератори на база на јаглен и гас до 2030та година ќе резултираат со остро покачување на уделот на производство на електрична енергија на база на јаглен и CO2 емисии во сценариото РЕФ. Уделот на производство на база на хидроенергија соодветствува на прстпоставките за хидроенергетски капацитет во различните сценарија: повисок во ППСП и АМБ отколку во РЕФ. Положбата на земјата како нето увозник се менува во зависност од проширувањето на производствените капацитети: силната зависност од увоз со која се карактеризира сценариото РЕФ се менува во понизок увоз во ППСП и АМБ сценаријата во кои на пониската побарувачка `и се придружува изградбата на покрупни хидроенергетски капацитети. Зависноста на земјата од увоз е на раб на искоренување до та година во АМБ сценариото. Главниот двигател на овие промени е проширувањето на хидренергетските капацитети и значителниот пад на побарувачката. Главно влијание врз формирањето на CO2 профилот на земјата во РЕФ сценариото извршува проширувањето на капацитетите за производство на ЕЕ врз база на јаглен. Емисиите на CO2 растат од 6 Mt во 2015 до 11 Mt во 2030 година во REF сценариото. Република Македонија се одликува со многу повисоки емисии на CO2 о жител во споредба со просекот на ENTSO-E за сите референтни години и МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 7

9 сценарија. Во 2030 година, се очекува бројката за три пати да го надмине просекот на ENTSO-E во сценариото РЕФ. Сценаријата ППСП и АМБ покажуваат попозитивна слика: јаглеродните емисии значително опаѓаат, во чекор со намалување на зависноста од увоз. Ова се должи на намалениот пораст на побарувачката за електрична енергија и претпоставката за проширен хидроенергетски капацитет во сценаријата Приходите од акцизи и оданочувањето на јаглеродните емисии од проширените капацитети за производство на електрична енергија врз база на фосилни горива се повеќе од доволни за финансирање на развојот на производство на електрична енергија врз база на обновливи извори (RESE). Приходите од Системот за тргување со емисии се појавуваат во 2020 во сценаријата ППСП и АМБ (заради претпоставките кои се земени во тие сценарија) и се зголемуваат во чекор со порастот на уделот на фосилни горива во составот на извори на електрична енергија, достигнувајќи околу 260 милиони EUR во референтното сценарио и околу 140 милиони во останатите две сценарија. Просечната такса за финансирање на обновливи извори на енергија по единица потрошена електрична енергија е незначителна во споредба со другите европски земји. Според извештај од Советот на енергетски регулатори (англ. CEER) од 2015 година за шемите за поддршка на развојот на обновливи извори на енергија во Европската Унија, земјите членки ги поддржувале обновливите извори на енергија со просечна такса од EUR 13.68/MWh во 2012та година. Таквата такса во Република Македонија останува на релативно ниско ниво во сите сценарија, дури и во нејзината највисока точка во 2020 година. Капацитетите врз база на јаглен го сочинуваат поголемиот дел од кумулативните инвестициски потреби во РЕФ сценариото (80 проценти). Разликата помеѓу РЕФ сценариото и сценаријата кои се повеќе ориентирани во Нетехничко резиме, слика 1: Состав на извори на производства на електрична енергија, нето увоз и CO₂ емисии во трите сценарија 8 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

10 Нетехничко резиме, Слика 2: Даночни приходи и потрошувачка за поддршка на обновливи извори на Буџет за поддршка на развој на обновлив и извори на енергија Приходи од данок на енергенси Приходи од тргување со емисии насока на обновливи извори на енергија (ППСП и АМБ) се должи на поголемата експанзија на хидроенергијата и ограничувањето на експанзијата на капацитетите врз база на фосилни горива. Анализирана е безбедноста на понудата за да се утврдат ефектите на сушна година врз македонскиот систем за производство на електрична енергија. Падот на производството на хидроенергија како последица на сушни метеоролошки прилики во РМ е значителен. Производството кое изнесува помеѓу 2,000 до 3,000 GWh во нормални услови, се намалува во просек за една третина во разгледуваните сценарија. Загубата во понуда на хидроенергија во 2015та година во најголем дел се заменува со природен гас и увоз на енергија во 2015та година, после која уделот на јагленот постепено расте. Проценката на мрежните влијанија покажува. дека вредностите на нето капацитетот за пренос (НКП) во сценаријата АМБ и ППСП се повисоки од истите во сценариото РЕФ во 2020 година на повеќето граници во зимски режим, со исклучок на насоката Србија-Република Македонија. Во летен режим, со истиот прекуграничен капацитет но во обратната насока (Република македонија - Србија), вредностите на НКП се пониски во сценаријата со повисок удел на обновливи извори на енергија. Во 2025 година, воведувањето на обновливи извори на енергија на различни начини влија на различни NTC апацитети. Во зимски услови тие се намалени речиси во сите насоки додека во летниот режим ППСП и АМБ сценариата се движат во обратна насока. МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 9

11 II. Вовед

12 Главната цел на Проектот за поддршка на нискојаглероден развој е да им се помогне на креаторите на политики во Албанија, Република Македонија, Црна Гора и Србија да постават реалистични но амбициозни цели за декарбонизација на нивните електроенергетски сектори до 2030та година. Политиките треба да се формираат врз база на докази во форма на квантитативното моделирање извршено во рамки на можниот сет на идни сценарија за декарбонизација. ПНЈР проектот им помогна на земјите да го спроведат процесот на изградба на модели, со континуирана консултација со креаторите на политики со цел да им се создаде простор да го прилагодат процесот на поставување на сценаријата на нивните потреби за иден развој на развивањето на климатска стратегија. Во текот на изградбата на моделите, разгледани се разни опции за спроведување на политики во насока на регулирање на нивоата на производство или составот на горива за производство на електрична енергија како на пример подобрувања во енергетската ефикасност од страна на понудата, забрзаното затворање на застарените електрани, зголемувањето на уделот на обновливи извори на енергија (ОИЕ) и побарувачката за електрична енергија од аспект на перспективата на емисии на CO₂, капацитет за производство, инвестициски трошоци и потреби за поддршка на развој на капацитетите за обновливи извори на енергија. МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 11

13 III. Методологија

14 Во овој дел е прикажана рамката на сценаријата, вклучително и точките на разидување, како и двата модели користени во проценката на сценаријата. Рамка за составување на сценаријата Со цел прецизно да се утврди потенцијалот за декарбонизација во предметните земји, составени се по три сценарија за секоја земја во рамки на ПНЈР проектот: Референтно (РЕФ); Постоечки планови за спроведување на политики (ППСП); и Амбициозно спроведување (АМБ). Претпоставките во рамки на сценаријата се однесуваат на шест димензии: Јаглеродни вредности; Енергетски даноци/акцизи; Еколошки стандарди; Спроведување на технологии за производство на електрична енергија од Спроведување на технологии за производство на електрична енергија од конвенционални извори; и Побарувачка за електрична енергија (интегрирање на претпоставки во врска со подобрувања во енергетската ефикасност на крајните потрошувачи). Сите горенаведени фактори влијаат врз националните емисии на CO2, или преку нивото на производство на електрична енергија или пак преку нивното влијание врз соодносот на горивата користени за производство на електрична енергија. Во однос на оданочувањето може да се идентификуваат два фактори. Прво, воведувањето на Системот за тргување со емисии на ЕУ (англ. ETS) ги менува трошоците од различните технологии за производство на енергија и оттаму и производните можности, како последица или од членство во Европската Унија, како резултат на транспонирањето на законите на ЕУ кое им се поставува како услов на членките во Енергетската заедница, или пак едноставно преку воведувањето на инструмент на државна политика кој им одредува вредност на јаглеродните емисии. Истата логика може да се примени и на воведувањето на минимално ниво на оданочување на енергетски производи пропишано во рамките на законодавството на ЕУ. Врз составот на извори на производство на електрична енергија влијае и усвојувањето на европската регулатива за загадување на воздухот: Директивата за крупни термоелектрани (англ. LCP), на пример, може да ги примора најголемите загадувачи помеѓу термоелектраните на јаглен на затворање, или пак на воведување на ограничен режим на работа. Развојот на капацитети за производство на електрична енергија од обновливи и конвенционални (фосилни) извори е исход на политики одлучени на државно ниво и во случајот на обновливите извори нивоа на фискална поддршка. Порастот на побарувачката на електрична енергија повлекува покачување на нивото на производство од достапното портфолио на електрани односно увози. РЕФ сценариото ја опишува состојбата во земјата доколку продолжат досегашните трендови без никаква интервенција, што значи дека се земаат предвид официјалната енергетска политика и законски инструменти на сила до крајниот датум во дефиницијата на сценариото (јули 2015). ППСП сценариото ги зема предвид оние политики кои се планирааат во иднина и кои би можеле да влијаат врз емисиите на стакленички гасови. Третото сценарио, АМБ, претпоставува максимални заложби во поглед на климатските политики. Опциите кои се изложени во сценаријата се разгледуваат не само за секоја земја поединечно, туку исто така со можност за синергии кои би произлегле од соработката помеѓу земјите од ЈИЕ. 1 Конструирањето на модели земајќи ги предвид разните можности изложени погоре може да помогнат во процесот на идентификување на најефективните опции за намалување на CO2 емисиите во разгледуваните земји. Во анализата се разгледуваат и други извори на влијанија, како на пример безбедноста на снабдувањето со електрична енергија и функционалноста на мрежата. услови специфични ЗА РЕПублИкА МАкЕдОНИЈА Во почетната фаза од процесот на консултација со релевантните чинители, министерството од нас побара да оствариме соработка со колегите од Македонската академија на науките и уметностите (МАНУ), со која министерството веќе извесно време остварува блиска соработка при изработката на модели на енергетски системи. Се сложивме дека ПНЈР ќе работи врз основа на МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 13

15 MARKAL моделирањето извршено од страна на академијата, врз основа на сценаријата разгледувани од страна на MARKAL тимот во склоп на Првиот двегодишен извештај за остварен напредок во борба со климатските промени (септември 2014). Нашите модели додаваат вредност така што го прошируваат MARKAL моделот, кој ја покрива само Република Македонија, со Европскиот модел на пазари на електрична енергија (англ. EEMМ) кој симулира трендови кои му се егзогени на MARKAL моделот, како трговските односи и формирањето на цени. Разговаравме со претпоставките од сценаријата со нашите колеги од Македонија и од нив се снабдивме со потребните податоци. Конечните претпоставки од трите сценарија се прикажани подолу во Табела 5. Модели Сценаријата за декарбонизација за четирите разгледувани земји и за регионот како целина беа развиени во рамките на современиот EEMM во согласност со деталниот мрежен модел на Центарот за координација на електроснабдувањето (EKC). Во минатото EEMM е често користен во регионот во проценка на Проекти од интерес за енергетската заедница (англ. PECI), додека мрежниот модел е употребуван во многу проекти за проширување и надградување на мрежите во регионот.2 ЕЕММ претставува модел на делумен еквилибриум кој се фокусира на капацитетите за производство на електрична енергија, додека EKC мрежниот модел се фокусира на преносниот систем, специфично на развојот на прекуграничните капацитети. Двата модела накратко се претставени во овој дел: подетални описи на моделите може да се најдат во Анексот. Веродостојноста на резултатите од моделите е обезбедена со помош на блиска соработка со регионалните чинители. Тимот кој го изработи EKC мрежниот модел е по потекло од Србија, што значи дека експертите се одликуваат со продлабочено познавање на приликите во регионот. Покрај оваа вклученост на чинителите, три проектни фактори додаваат уникатна вредност на оваа проценка: Во текот на проектот обезбедена е соработка од страна на чинителите вклучувајќи ги овде и претставниците од релевантните министерства надлежни за проблематиката од областа на климатските и енергетските политики како и претставниците на операторите на системите за пренос (англ. TSOs) преку воспоставување на проектна екипа. Овие експерти и креатори на политики беа вклучени во процесот на дефинирање на сценарија релевантни од аспект на националните политики и во оцената на резултатите од моделите уште во раните фази на проектот. Тие исто така доставија најнови податоци во врска со националните енергетски политики и ја утврдија валидноста на информациите и податоците за време на двата состанока на чинителите во ноември 2014 година и јули 2015 год.. Резултатите од проектот беа претставени на раборилници одржанби во сите земји кои беа вклучени во SLED Проектот. Релевантните експерти и чинители во земјите учеснички во проектот беа контактирани со помош на локална експертска консултантска фирма (EKC од Србија) како и со помош на локалните канцеларии на Регионалниот центар за животна средина (РЕЦ)со долгогодишно искуство и развиена мрежа во регионот. Европски модел на електроенергетски пазар ЕЕММ претставува симулиран модел на европскиот пазар за електрична енергија кој функционира во стилизирана форма, под услови на совршена конкуренција. ЕЕММ покрива 36 земји кои се прикажани во детална и децентрализирана форма. На слика 1 во земјите означени со портиокаловоцените се одредени врз основа на односот побарувачкапонуда додека во плаво означените земји цените се егзогени, каде Европската мрежа на оператори на системи за трансмисија на електрична енергија (ENTSO-E) државите на ЕУ (исклучувајќи ги Малта и Кипар од овој модел) како и балканските земји се моделирани во полн детаљ. Моделите се унапредени со најновите податоци во врска со земјите кориснички на извештајот со помош на локални експерти. Разликуваме 12 технологии во секторот за производство на електрична енергија. Претпоставуваме еден меѓусебен приклучок за 14 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

16 секој пар на соседни земји, што значи моделирање на 85 линии на трансмисија. ЕЕММ како модел ја претставува производната страна на ниво на единка, што значи дека на пошироко европско ниво, во симулациите на моделот се вклучени скоро 5,000 единици. Еквилибриумот (во форма на цени и количини) се достигнува истовремено од страната на произведувачот и од страната на трансмисиските сегменти. Овие единици се одликуваат со различни технолошки фактори, што овозможува подредување според меродавност за одреден временски период. Во секоја година имаме 90 референтни часови за да ја претставиме кривата на оптоварување во соодветен детаљ за секоја европска земја. Постојат три вида на учесници на пазарот во рамките на моделот: производители, потрошувачи и трговци. Секој од нив се однесува како прифаќач на цената: тие ја земаат пазарната цена како дадена и претпоставуваат дека нивните постапки имаат занемарливо влијание врз оваа цена. Производителите се сопственици и оператори на електраните. Секоја електрана се одликува со специфичен маргинален трошок на производство, кој останува константен на ниво на единицата. Производството на електрична енергија е ограничено на нивото на достапните капацитети. Моделот единствено ги зема предвид краткорочните варијабилни трошоци со следните главни три компоненти: трошоци на гориво, варијабилни оперативни трошоци (OPEX), и трошоци за емисии на CO₂ таму каде истите се применливи. Како резултат на тоа, овој пристап треба да се гледа како симулација на краткорочната (пр. ден-потоа) пазарна конкуренција. Однесувањето на производителот како прифаќач на цената сугерира дека секогаш кога пазарната цена се наоѓа над маргиналниот трошок по производство на единица производ, производството го користи полниот достапен капацитет. Доколку цената се наоѓа под маргиналниот трошок, производството целосно изостанува; доколку пак маргиналниот трошок и пазарната цена се изедначат, тогаш нивото на производство го одредува условот за чистење на пазарот (понудата мора да е еднаква на побарувачката). Слика 1 Земјите од моделот МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 15

17 Потрошувачите во моделот се преставени во агрегирана форма по пат на ценовно-еластични криви на побарувачка. Во секој период на побарувачка се јавува инверзна врска помеѓу пазарната цена и количеството кое е потрошено: што повисока е цената, толку пониска е потрошувачката. Оваа врска е приближно прикажана преку линеарна функција искосена надолу. Конечно, трговците функционираат како алка која ги поврзува производителите и потрошувачите на пазарот, извезувајќи електрична енергија во поскапите земји и увезувајќи ја од поевтините. Прекуграничната трговија се одвива преку конектори со ограничен капацитет помеѓу соседни земји. Размените со електрична енергија секогаш се одвиваат од поевтина земја кон поскапа, се додека не се случи една од следните две работи: или да се изедначат цените преку директните трошоци за трансмисија или преку воведување на извозни такси; или пак се достигне масималниот капацитет за трансмисија на конекторот. Во вториот случај може да остане значителна ценовна разлика помеѓу двата пазари. Моделот ја пресметува алокацијата при истовремена рамнотежа на сите пазари со следните својства: Производителите го максимизираат краткорочниот профит по важечките пазарни цени. Вкупната домашна потрошувачка е прикажана преку агрегатната функција за побарувачка на електрична енергија во секоја од земјите. Трансакциите со електрична енергија (извоз и увоз) се случуваат помеѓу соседни земји до изедначување на пазарните цени или исцрпување на капацитетот за трансмисија. Енергијата која се произведува и увезува е во рамнотежа со енергијата која се троши и извезува. Со оглед на нашите претпоставки за побарувачката и понудата, пазарот е секогаш во рамнотежа. ги опфаќаат мрежите за пренос од 400 kv, 220 kv, 150 kv. Електродистрибутивните системи во Албанија, Република Македонија, Црна Гора и Србија се моделирани и под напон од 110 kv. Мрежниот еквивалент на Турција (нејзиниот европски дел) и остатокот од ENTSO-E континентална Европа (моделирана преку инјекции по X-оската) се користи во моделот. Мрежниот модел во оваа проценка ги обезбедува следните резултати: Анализи на различни ситуации, меѓу кои: Оцена на состојбата на постоечката електродистрибутивна мрежа во Албанија, Република Македонија, Црна Гора и Србија, заедно со регионалниот контекст; Дефинирање на мрежните топологии и режими за 2015, 2020 и 2025 година, користејќи реалистични сценарија за пораст на побарувачката, проширување на производните капацитети, транзитните текови, воведувањето на обновливи извори на енергија и високонапонски поврзувања со права струја (англ. HVDC). Оцена на вкупен и нето капацитет за трансфер (англ. ВКП/НКП) помеѓу Албанија, Република Македонија, Црна Гора и Србија во сите насоки, за сите тополошки сценарија Оцена на загубите во дистрибутивната мрежа со и без одредено ниво на производство на енергија од обновливи извори. АНАлИЗИ ПРИ стабилна состојба И ПОд РАЗлИчНИ сценарија За дефинираните сценарија, оптоварувањата на тековите во стабилна состојба се пресметани и спроведени анализи при промена на состојбата (n-1). Безбедносните критериуми се засновани врз оптоварувањата на линиите и напонскиот профил и ќе бидат проверени за секое анализирано сценарио. Проценката за оптоварувањата на тековите претставува основен чекор при оцената на NTC, и се состои од следните анализи: 1 Анализа на наизменична струја во стабилна состојба под оптоварен тек EKC мрежниот модел Моделите на електродистрибутивните системи 2 Безбедносна (n-1) оцена каде се симулира прегорување на линиите. Ова значи дека една линија се смета дека е надвор од 16 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

18 3 функција, додека притоа се пресметува тековното оптоварување и се проценува безбедноста на системот (преоптоварување на кола и напонски надминувања). Анализа на напонските профили. При анализата на напонските профили, напонските ограничувања се земаат во согласност со соодветните национални мрежни регулативи. ОЦЕНА НА НЕТО капацитетот ЗА ТРАНсфЕР Вкупниот и нето капацитетот за трансфер (ВКП/НКП) се оценувани помеѓу Албанија, Република Македонија, Црна Гора и Србија, како и помеѓу овие земји и нивните соседи, во сите насоки и за сите тополошки сценарија, со наведување на секоја целна година и режим. Конечна оцена е направена за дополнителните вредности за ВКП/НКП како резултат на новите меѓусебни поврзувања и зајакнувањето на главните внатрешни транзитни рути за електрична енергија. Капацитетите за трансфер (ВКП и НКП) се генерално дефинирани од страна на ENTSO-E, како и процедурите за нивна проценка. Свој удел имаше и праксата и искуството на регионалните ЈИЕ работни групи на оператори на системите за пренос. Методологијата користена во текот на изработката на оваа студија се заснова на долунаведените предуслови. ЗАгубИ ВО МРЕжАТА ЗА ПРЕНОс Проценката на загуби на електрична енергија е заснована врз загуби во текот на еквивалентен временски период во зимските и летните периоди на максимална потрошувачка. Овој пристап зема предвид дека влијанието врз загубите може да биде поинакво во овие два режима, како резултат на што загубите на годишно ниво може попрецизно да бидат одредени. Претпоставки на моделот Во овој дел ги воведуваме оние претпоставки кои остануваат константни за сите сценарија, за сите разгледувани земји, како и за регионалната процена. Прекугранични мрежни капацитети Иако земјите од ЈИЕ се добро поврзани со своите соседи, во иднина се планираат понатамошни проширувања на капацитетите. Моделот ги користи НКП вредностите на ENTSO-E за да ги прикаже можностите за трговија со електрична енергија помеѓу земјите. На табелите 1 и 2 се прикажани моменталните НКП вредности во регионот, вклучувајќи ги овде соседните земји и планираните нови поврзувања во временската рамка претставена во моделот. Се планира подводниот кабел од 1,000 MW помеѓу Црна Гора и Италија да профункционира во 2018та година. Изградбата е веќе започната и со одвива според инвестицискиот план. Другиот подводен кабел кој би ги поврзал Италија со Албанија е многу неизвесен и може да не се спроведе во планираната рамка, а може дури и да биде откажан. Моделирањето ги зема предвид категориите одобрено и во изградба во рамките на ENTSO-E за сите три сценарија. Постоечки капацитети за производство на електрична енергија Табела 3 обезбедува информации за капацитетите за производство на електрична енергија за базната година, Цени на фосилните горива Табела 4 ги прикажува цените на фосилните горива кои се вметнати во моделите за периодот Цени во состав на системот на Европската Унија за тргување со емисии Кога станува збора за претпоставките за цените на јаглеродни емисии, го следевме патоказот на јаглеродни вредности во состав на последната оцена на влијанија на ниво на Европската Унија (GHG40EE сценарио 3 ) и претпоставивме ETS цена на јаглеродни емисии од EUR 22/tCO₂ во сите сценарија во Европа до Минимални даночни оптоварувања на енергетски продукти во Европската унија Акцизните стапки се различни во зависност од МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 17

19 горивото кое се користи (јаглен, природен гас и мазут [англ. HFO]). Минималната акцизна стапка која е во употреба е еднаква на нивото од 2014 пропишано со законите на ЕУ: EUR 0.3/GJ за природен гас EUR 0.15/GJ за јаглен EUR 0.38/GJ за HFO Табела 1 Нето вредности на капацитетите за трансфер во регионот (MW) Држави-извори и дестинации НКП вредност Од До И Д Д И Ал РМ 0 0 БиХ РЦ БиХ ЦГ Гр РМ Гр Ал Ун РС Ун РС ЦГ Ал РМ Бг РО РС РС ЦГ РС РМ РС Ал РС Бг Извор: ENTSO-E 18 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

20 Табела 2 Планирани поврзувања и нивниот инвестициски статус (MW) Држава 1 Држава 2 Година на пуш. во упот. Статус на инвестиц. И Д Д И РС Ро 2017 Одобрена БиХ ЦГ 2023 Планирана Ит Ал 2020 Планирана РС РМ 2015 Во изградба 400 1,000 РМ Ал 2019 Одобрена Ал РС 2016 Во изградба Ит ЦГ 2018 Во изградба 1,000 1,000 РС БиХ 2022 Планирана РС ЦГ 2022 Планирана Извор: ENTSO-E Табела 3 Капацитети за производство на електрична енергија, 2014 Јаглен и лигнит Природен гас Мазут/ нафта Хидро Ветар Биомаса ФВ Вкупно Ал , ,807 ЦГ РМ ,234 РС 4, , ,368 Извор: REKK и PLATTS бази на податоци Табела 4 Цени на горива, Цена на јаглен (EUR/GJ) Цена на лигнит (EUR/GJ) Цена на прир. гас во северна Европа (EUR/GJ) Цена на прир. гас во ист. Европа (EUR/GJ) Извор: IEA и EIA предвидувања ЗАбЕлЕшкИ Види студија на регионалната проценка. На пример во мрежната проценка на 400 kv линија помеѓу Црна Гора, Србија и Босна и Херцеговина. Работен документ на персоналот на Комисијата, Проценка на влијанието: рамковна политика за клима и енергија во периодот од 2020 до 2030 година. SWD (2014) 15 финален. МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 19

21 IV. Претпоставки на сценаријата

22 Табела 5 ги сумира претпоставките на сценаријата во групи под оданочување, мерки од страната на понудата и мерки од страната на побарувачката. Овие претпоставки се засновани врз претпоставките во двегодишната проценка, врз постоечките стратегиски документи на земјата, и врз исходот на состанокот на општествени чинители одржан во Скопје во декември Во Третата национална комуникација до Рамковната конвенција за климатски промени на Обединетите Нации, анализата за ублажување на ефектите од климатските промени во Република Македонија, како земја непотписник на Анекс I и како кандидат за членство во ЕУ, беше изведена од страна на Центарот за истражување во полето на енергетика и одржлив развој во рамки на Македонската академија на науки и уметности, со употреба на MARKAL модел на енергетски систем. MARKAL пристапот зема различни цели за намалување на емисиите на стакленички гасови и го анализира однесувањето на енергетскиот систем и неговите параметри како резултат на сетот на претпоставки. Во нашето моделирање, од MARKAL моделот се земени следните влезни варијабли (и нивната претпоставена вредност за секое сценарио): Развивање на капацитети (конвенционални и обновливи), вклучувајќи ги овде карактеристиките на планираните производители и снабдувачи со електрична енергија (PPS), како на пример горивото што ќе се користи и датумот на пуштање во погон; Побарувачка на електрична енергија; Документот за енергетска политика кој се користи во нашиот модел е извештајот за последната употреба на MARKAL моделот како продолжување на анализата спроведена во Третата национална комуникација до Рамковната конвенција за климатски промени на Обединетите Нации: Првиот двегодишен извештај за климатските промени (Центар за истражување на енергетика и одржлив развој, Македонска академија на науките и уметностите), Септември 2014 год. Запознавање со Системот на Европската Унија за тргување со емисии Разгледувани се различни претпоставки во однос на приклучувањето на Република Македонија кон системот за тргување на емисии на ЕУ. Во РЕФ сценариото, државата му се приклучува на ETS во 2025 година, додека во ППСП сценариото енергетскиот сектор веќе се соочува со јаглеродна вредност еднаква на 40 проценти од цената на ETS во ЕУ во 2020 година. Во АМБ сценариото, македонскиот енергетски сектор му се приклучува на ETS уште во 2020 година. Приклучувањето кон ETS не значи и нужно членство во ЕУ: претпоставката е дека едноставно креаторите на националните политики ќе применат инструменти со слично влијание врз енергетскиот сектор како ETS на ЕУ (пр. на доброволна основа, како последица на правна обврзаност или преку национални заложби или заложби на Енергетската заедница). Ова значи дека истата претпоставка се користи за Република Македонија како и во останататите три национални проценки во рамките на ПНЈР. Воведување на минимална акциза за енергетските производи Во врска со останатите даноциво секторот енергетика Користена е претпоставката дека Република Македонија го воведува минималното ниво на акцизи во 2020 година во сценаријата РЕФ и ППСП додека во сценариото АМБ се воведува уште во 2018 година. Тоа значи и дека истата претпоставка се применува на Република Македонија како и при останатите три национални проценки во рамките на ПНЈР. Спроведување на еколошки стандарди Производството на електрична енергија врз база на мазут се исфрла од 2015та година. За постоечката ТЕЦ Битола (лигнитски единици: 3*209 MW) се планира систем за десулфуризација (LCP Директива) до 2017та година, со вредност на инвестицијата од 295 милиони Евра/GW. Врз ТЕЦ Осломеј (лигнит: 109 MW) се планира да се изврши ремонт и да се надгради во согласност со LCP Директивата во 2020 година. Исцрпувањето на рудникот на лигнит повлекува надградување на Осломеј за да може да гори увезен јаглен. Помеѓу 2016 и 2020 година електраната нема да функционира заради ремонтот (Прв двегодишен извештај, 2014). Овие МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 21

23 Табела 5 Главни претпоставки во сценаријата за Македонија Претпоставки на сценариото Референтно сценарио (РЕФ) Тековни политики сценарио (ППСП) Амбициозно сценарио (АМБ) Оданочување Воведување на ЕУ ETS ETS се воведува во 2025 Цената на CO₂ во 2020 изнесува 40% од ETS цената, од 2025 се воведува ETS ETS се воведува во 2020 Воведување на минимална акциза Година на воведување: 2020 Година на воведување: 2020 Година на воведување: 2018 Спроведување на еколошки стандарди (LCP Директива) ТЕЦ на мазут (Неготино) се затвора од 2015та година. ТЕЦ Битола добива систем за десулфуризација во 2017 година. ТЕЦ Осломеј (лигнит) се затвора за ремонт помеѓу 2016 и2020. ТЕЦ на мазут (Неготино) се затвора од 2015та. ТЕЦ Битола добива систем за десулфуризација во ТЕЦ Осломеј (лигнит) се затвора за ремонт помеѓу 2016 и ТЕЦ на мазут (Неготино) се затвора од 2015та. ТЕЦ Битола добива систем за десулфуризација во ТЕЦ Осломеј (лигнит) се затвора за ремонт помеѓу 2016 и Понуда на електрична енергија Воведување на производство од обновливи извори Развивање на конвенционални капацитети Без мерки (БМ) MARKAL модел Затворање на Неготино Ремонт на РЕК Битола и Осломеј Нови капацитети: Гасна турбина со комбиниран циклус (440 MW) 2019 Битола 4 (200 MW) 2025 Јаглен (200 MW) 2028 Јаглен (400 MW) 2030 Со постоечките мерки (СПМ) MARKAL модел Затворање на Неготино Ремонт на Осломеј Отсуство на нови капацитети Со дополнителни мерки (СДМ) MARKAL модел Затворање на Неготино Ремонт на Осломеј Отсуство на нови капацитети Побарувачка на електрична енергија Побарувачка на ЕЕ БМ MARKAL модел СПМ MARKAL модел СДМ MARKAL модел 22 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

24 Табела 6 Воведување на обновливи извори на енергија за проширување на капацитетите за производство на електрична енергија во сценаријата (MW)* REF сценарио Хидро* Испумп. хидроен Геотермал Соларна Ветар Биомаса CPP сценарио Хидро* ,010 Испумп. хидроен Геотермал Соларна Ветар Биомаса AMB сценарио Хидро* ,047 Испумп. хидроен Геотермал Соларна Ветар Биомаса * Хидро категоријата не вклучува потенцијана складирана хидроенергија МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 23

25 Табела 7 Бруто потрошувачка на електрична енергија во Република Македонија (GWh) GW/ч РЕФ 8,224 8,214 8,204 8,194 8,184 10,251 12,040 14,262 ППСП 8,224 8,223 8,221 8,218 8,218 8,210 8,946 9,580 АМБ 8,115 8,115 8,115 8,115 8,115 7,646 8,224 8,750 претпоставки се константни во сите три сценарија. Користење на обновливи извори на енергија за производство на електрична енергија Сите УОИЕ-Е сценарија за воведување на обновливи извори се земени од MARKAL моделирањето со следните пресеци: РЕФ сценарио БМ (без мерки) сценарио од MARKAL моделот ППСП сценарио СПМ (со постоечки мерки) сценарио од MARKAL моделот АМБ сценарио СДМ (со дополнителни мерки) сценарио од MARKAL моделот РЕФ сценариото претпоставува прекин во проширувањето на хидроенергетските капацитети заради недостаток на интерес од страна на инвеститорите и/или отпор од страна на невладините организации и локалното население. Капацитетот на електраните поддржани со стимулативна тарифа е ограничен на капацитетот за кој е донесена одлука за статус на привремен претпочитан произведувач од страна на македонската Регулаторна комисија за енергетика. Сценаријата ППСП и АМБ предвидуват растечки удел на обновливите извори на енергија, особено во полињата на производството на електрична енергија врз база на ветер и соларни технологии. Конвенционални електрани Покрај ремонтот на термоелектраните врз база на лигнит Битола и Осломеј и затворањето на капацитетите врз база на мазут, Република Македонија планира да ги активира следните термоелектрани врз база на фосилни горива: Гасна турбина со комбиниран циклус (440 MW) во 2019 Битола 4 (200 MW) во 2025 Термоелектрана на јаглен (200 MW) во 2028 Термоелектрана на јаглен (400 MW) во 2030 Овој план е рефлектиран во сценариото РЕФ, додека во случајот на АМБ и ППСП сценаријата не се предвидува изградба на дополнителни капацитети врз база на фосилни горива (освен ремонтот на Осломеј). Побарувачка за електрична енергија Потрошувачката на електрична енергија вообичаено се движи во чекор со порастот на бруто домашниот производ на една земја. Наместо да подготвуваме наши предвидувања за нејзините идни движења врз основа на претпоставки за бруто домашниот производ, ги користевме MARKAL сценаријата за потрошувачка на електрична енергија (Табела 7). 24 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

26 V. Резултати од процесот на моделирање

27 Во овој дел се прикажани исходите од моделот кои произлегуваат од формирањето на пазарна цена, составот на горива од кои се произведува електрична енергија, CO₂ емисиите, буџетската поддршка за обновливи извори на енергија и инвестициските потреби на капацитетите за производство на електрична енергија во секое од сценаријата. Формирање на цената Еден од најважните индикатори за правилното функционирање на еден пазар на електрична енергија е формирањето на пазарната цена. Наглите и значителни промени во ценовното ниво сигнализираат дека пазарот на електрична енергија не функционира правилно, бидејќи најчесто индицираат недостаток на капацитет во одредени сектори од мрежата или проблеми со прекуграничното тргување. Бидејќи Република Македонија поседува хидроенергетски капацитети, промени во режимот на врнежи може исто така да влијаат врз цените на електричната енергија. Оваа проблематика се обработува во дел VI (оцена на чувствителност). Слика 2 го прикажува движењето н а цената при основно оптоварување во сите сценарија. Сликата го покажува годишното движење при основно оптоварување како пресметан просек од моделираните часови на основно оптоварување во годината. На тој начин се пегла цикличното однесување на цените на електричната енергија во текот на една година со цел да се илустрираат трендовите кои преовладуваат. ППСП и АМБ сценаријата се скоро идентични и резултираат со пониски цени при основно оптоварување за сите референтни години во споредба со РЕФ сценариото. Амбициозната климатска политика не претставува ограничувачки фактор во поглед на пазарната цена на електричната енергија. Во нашата проекција се забележува опаѓачки тренд во ценовното ниво при основно оптовару- Слика 2 Еволуција на цената при основно оптоварување во сите сценарија (EUR/MWh) Цена на електрична енергија на 26 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

28 вање во следните пет години, после кој ќе уследи нагорен тренд се до 2030 година. Значителниот пад на цените во блиска иднина ќе произлезе од динамичниот раст на вкупниот производствен капацитет во регионот, кој ќе биде предмет на анализа во следниот поддел. Уште еден интересен тренд е падот во цените при максимално оптоварување, кои се приближуваат до цената при основно оптоварување до 2030 година, што резултира со воедначување на основните и максималните цени, како што може да се види од слика 3. Регионални трендови Остриот надолен тренд во цената во текот на првите пет години повлекува потреба за подетално објаснување. Главниот двигател на овие промени претставува проширувањето на динамичките капацитети во регионот. 4 Бидејќи Македонија е добро поврзана со нејзините соседи, било кое проширување на капацитетите во соседството ќе влијае врз зголемување на понудата и во Република Македонија, на тој начин намалувајќи ги цените во целиот регион. Како што може да се види од сликите 4 и 5, постои значителен пораст во изградбата на нови електрани во регионот во периодот помеѓу 2015 и Како што може да се види од сликите 4 и 5, најголемиот дел од новите капацитети за производство на електрична енергија врз база на фосилно гориво ќе бидат изградени во следните пет години, што ќе резултира со значителен и брз пораст од страната на понудата. Значителен пораст ќе бележат и капацитетите врз база на обновливи извори на енергија воглавно од ветер и хидроенергија. Овие нови електрани ќе извршат значителен притисок врз понудата, и доколку бидат навремено реализирани ќе доведат до значителни намалувања во нивото на цените на електрична енергија во следните години. Бидејќи поголемиот дел од електраните веќе сево процес на изградба, или пак се наоѓаат пред финална инвестициска одлука (англ. FID), тие Слика 3 Движење на цената при максимално оптоварување во сите (EUR/MWh) Цена на електрична енергија на МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 27

29 Слика 4 Нови планирани капацитети врз база на фосилни горива во Југоисточна Европа ( ) Извор: База на податоци на EEMМ моделот, Platts Слика 5 Нови планирани капацитети врз база на обновливи извори во Југоисточна Европа ( ) Н Нови капацитети врз база на фосилни Извор: База на податоци на EEMМ моделот, Platts 28 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

30 веројатно ќе бидат изградени дури и во услови на опаѓачки цени на електричната енергија. Заради таквите прилики, раководителите на проекти се стремат што побрзо да ги финализираат своите проекти и да ги претркаат новите играчи чиј влез на пазарот ќе ги обесхрабри идните инвеститори. И покрај тоа може да дојде до ситуација во која сите нови учесници на пазарот губат пари, бидејќи надолниот тренд на цените ќе ја подрие долгорочната профитабилност на електраните врз база на фосилни горива (во најголем дел јаглен), особено доколку на надолниот тренд му се придружи нагорен тренд на цените на јаглеродни емисии. Состав на извори на електрична енергија Составот на извори на електрична енергија и како последица на тоа и емисиите на CO₂ се менуваат главно како последица на изградбата на нови електрани врз база на јаглен. Термоелектраната од 400 MW врз база на јаглен која се планира да отпочне со работа во 2030 година ќе придонесе кон остар пораст во уделот на производството на електрична енергија врз база на јаглен и CO₂ емисиите во РЕФ сценариото. Оваа единствена електрана скоро самостојно го формира CO₂ профилот на земјата. Емисиите на CO₂ се зголемуваат од 6 Mt во 2015 на 11 Мt во 2030 во РЕФ сценариото. Уделот на хидроенергијата соодветствува на претпоставката за достапниот хидроенергетски капацитет во секое сценарио засебно: повисок во сценаријата ППСП и АМБ отколку во REF. Положбата на Република Македонија како нето увозник се менува во чекор со проширувањето на капацитетот за производство: од тешка зависност од увоз во REF сценариото до позиција на скромен увозник во РЕФ и AMB сценаријата, каде на поограничениот пораст на побарувачка за електрична енергија му се придружува и развојот на покрупни хидроенергетски Слика 6 Состав на горива за производство на електрична енергија, нето увоз и CO₂ емисии во трите сценарија ППСП ППСП ППСП ППСП МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 29

31 капацитети. Планираното проширување на капацитетите во AMB сценариото грубо гледано ја покриваат проценатата домашна побарувачка за електрична енергија. Како резултат на тоа, во CPP и AMB сценаријата од 2030 година може да се забележи значително намалување во споредба со вредноста на емисиите од 2015 година. Во споредба со вредностите од REF сценариото од 2025 и 2030та година, намалувањето е уште позначително. Слика 6 ги сумира влијанијата на сите три сценарија. Влијанија врз CO₂ емисии Во овој под-дел се проценува влијанието врз емисиите на CO₂ во сите сценарија со помош на четири индикатори: CO₂ по глава на жител CO₂ по GWh производство CO₂ по GWh потрошувачка Фискални последици на воведените даноци Ќе бидат разгледани првите три индикатори во споредба со ENTSO-E просекот со цел да се утврди релативната успешност на РМ во контролирање на истите. Република Македонија има повисоки емисии на CO2 по глава на жител од ENTSO-Е просекот за сите референтни години и сценарија (види Слика 7). Се очекуваат истите да бидат повеќе од три пати повисоки во РЕФ сценариото и скоро два пати повисоки во ППСП и АМБ сценаријата од ENTSO-E просекот, главно како последица на значителниот удел на производството на електрична енергија врз база на јаглен во целокупното портфолио. Пораното оданочување на јаглеродните емисии не влијае значително врз резултатите во ниту едно од сценаријата. Слика 7 Нивоа на емисии на CO₂ по глава на жител CO2 емисии/население, kg/глава на жител Македонија Европска мрежа на оператори на системи за РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ 30 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

32 Индикаторот за CO2-интензивност на потрошувачката на електрична енергија покажува сличен тренд (слика 8), иако бројките на ниво на Република Македонија се само 3 пати повисоки од просекот на ENTSO-E во сценариото РЕФ во 2030та година. Разликата помеѓу сценаријата за 2030та година е повпечатлива во овој случај како резултат на повисоката побарувачка за електрична енергија во РЕФ сценариото во споредба со сценаријата ППСП и АМБ. како индикатор по жител Бројките за 2015, 2020 и 2025 година треба да се толкуваат во контекст на силната зависност од увоз на земјата за овој период во РЕФ сценариото. Бидејќи производно базираниот индикатор не го прикажува истиот стрмен пораст помеѓу 2025 и 2030, индикаторот на CO2 интензивност е поизрамнет во текот на разгледуваниот период. И покрај тоа, македонските бројки се конзистентно многу повисоки од ENTSO-E просекот во сите сценарија и во текот на целиот период. Пониските емисии забележани во сценаријата ППСП/АМБ се должат на помалите капацитети врз база на јаглен и повисокиот удел на хидроелектраните во вкупното производство на електрична енергија. Акцизите и даноците на јаглеродни емисии значат дополнителни приходи за државата од енергетскиот сектор. Како што може да се види од Слика 10, приходите од оданочувањето на јаглеродните емисии се многу поважен извор на приходи од акцизите на енергетски производи. Приходите од Системот за тргување со емисии (или од алтернативни механизми за вреднување на јаглеродните емисии) се појавуваат во сценаријата CPP и AMB во 2020 (во склоп на користените претпоставки) и расте во согласност со уделот на фосилните горива во вкупниот состав на извори на електрична енергија: постепено од 2020 до Сценариото REF покажува пострмен раст на приходите како последица на проширеното производство на електрична енергија врз база на јаглен во македонскиот систем. До 2030, Слика 8 CO₂-интензивност на потрошувачката на електрична енергија (tco₂/gwh) CO2 емисии/потрошувачка на електрична енергија Македонија Европска мрежа на оператори на РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 31

33 Слика 9 CO₂-интензивност на производство на електрична енергија (tco₂/gwh) CO2 емисии/производство на електрична енергија, Македонија Европска мрежа на оператори на системи за трансмисија на електрична енергија РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ приходите од емисии на јаглерод достигнуваат приближно 270 милиони евра во РЕФ сценариото, додека во останатите две сценарија остануваат на ниво од околу 130 милиони евра. Овие приходи би можеле да се искористат како извор за финансирање на важни сегменти од енергетскиот сектор, како обновливи извори на енергија или политики за енергетска ефикасност. Нивото на доход би било повеќе од доволно за да покрие буџетска поддршка за развој на обновливи извори на електрична енергија (види оддел V.7 подолу). Положба на нето увозник Зависноста од увоз на Република Македонија значително расте до 2025 и 2030 година во ППСП и РЕФ сценаријата. Во , сценариото РЕФ покажува зависност од извоз од преку 20 проценти. До 2030, таа зависност е намалена заради фактот што новите погони врз база на јаглен покриваат значителен дел од потрошувачката и на тој начин го истиснуваат извозот. Во АМБ сценариото увозот е по-ограничен, наспроти фактот што во ова сценарио е изграден помал број на производни единици врз база на фосилни горива. Сценариото ја ужива оваа позиција на предност заради претпоставката за проширување на хидроенергетскиот капацитет и ограничениот пораст на побарувачката (Слика 11). Резултатите понатаму ќе бидат анализирани во Дел VI (оцена на чувствителност), каде се напушта претпоставката за просечна стапка на искористеност на хидроенергетскиот потенцијал и се проверува производниот тренд наспроти новите претпоставки за достапноста на хидроенергијата. Инвестициски трошоци Освен соодносот на извори на електрична 32 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

34 Слика 10 Приходи од Системот за тргување со емисии и од акцизите Приходи од европскиот систем за тргување со емисии и од акцизи, милиони евра/година Приходи од акцизи Приходи од тргување со емисии РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ енергија и соодветните емисии на CO₂, важно е да се проценат финансиските последици од сите сценарија. Овие последици се рефлектираат низ два типа на трошоци: инвестициските трошоци за изградба на нови капацитети за производство на електрична енергија; и буџетот за поддршка на обновливи извори на енергија. Инвестициските трошоци во електроенергетскиот сектор потребни за изградба на новите капацитети се прикажани во Табела 8. Информациите во врска со инвестициските трошоци по единица (прикажани во втората колона, EUR/kW) потекнуваат од публикација издадена во 2013та година од страна на истражувачката организација Fraunhofer 5 и српската фирма Стратегија за енергетика, и ги прикажуваат регионално ускладените инвестициски трошоци. Иако најголемиот дел од проценките на трошоци за изградба на нови капацитети врз база на обновливи извори и природен гас се движат во сличен опсег, проценките во случајот на производството на енергија врз база на хидроенергија и врз база на јаглен прикажуваат значително различни трошоци. Користени се меѓународно релевантни стандарди за инвестициски трошоци бидејќи по правило државните проекции ги потценуваат трошоците. 6 Како што може да се забележи од Табела 8, капацитетите врз база на јаглен го сочинуваат најголемиот удел во кумулативната потреба за инвестиции во РЕФ сценариото (80 проценти). Разликата помеѓу РЕФ и останатите две сценарија кои се повеќе ориентирани кон обновливите извори на енергија (ППСП и АМБ) се должи на поголемата експанзија на хидроенергетските капацитети и, од друга страна, на значителниот пораст на уделот на фосилните горива како извор на електрична енергија во сценариото РЕФ. МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 33

35 Буџетска поддршка за развивање на обновливи извори на електрична енергија Следната ставка од трошоците која овде се разгледува е буџетската поддршка за обновливи извори на енергија, која ги исцртува контурите на целокупниот финансиски товар кој ќе резултира од изградбата на обновливи капацитети. Пресметките се извршени со помош на меѓународен стандард за поддршка на обновливи извори, бидејќи нивоата на буџетска поддршка на државно ниво моментално не го рефлектираат фактот што трошоците за производство на електрична енергија кои произлегуваат од обновливи извори со тек на време се израмнуваат. Поддршката потребна за производство на 1 MWh енергија од обновливи извори се пресметува земајќи го предвид израмнувањето на трошоците за производство на тој начин што ќе се вкалкулира вкупниот просечен трошок за производство врз база на обновливи извори, вклучувајќи ги овде не само маргиналните оперативни трошоци, туку и финансискиот обрт потребен за да се покријат инвестициите. 7 За производството на електрична енергија од обновливи извори да стане рентабилно, на произведувачите треба да им се исплати разликата помеѓу израмнетата цена и пазарната цена (P) за секој произведен MWh електрична енергија од обновливи извори, што всушност претставува и нивото на поддршка кое е потребно за производство од обновливи извори. За производството од обновливи извори да се направи рентабилно, на производителите на електрична енергија треба да им се исплати разликата помеѓу израмнетата вредност на електричната енергија и пазарната цена (P) за секој произведен MWh електрична енергија од обновливи извори, што е грубо еквивалентно на потребната буџетска поддршка. Цените под основно и максимално оптоварување се познати од тековите на ЕЕММ моделот, што отвора можност за пресметување на потребната Слика 11 Слика 11 Промени во положбата на нето увозник во Република Македонија за сите три сценарија Нето увоз, гигаватчасови нето увоз/бруто РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ 34 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

36 поддршка за секој MWh произведена електрична енергија. Претпоставуваме дека потребното количество на поддршка не е условено од нејзината форма (повластена тарифа или повластена премија). Доколку се помножи потребата за поддршка со проектираните количества на генерирана обновлива енергија, се добива буџетот за поддршка. Начинот на пресметување е изложен во следната равенка: Буџет за поддршка = (LCOEt-P)*генерирана електрична енергија LCOEt: израмнети трошоци за производство на ел. енергија на дадена технологија t ~ просечна цена на производство на електрична енергија P: моделирано сценарио при базно оптоварување (освен PV, во кој случај се земаат предвид цените при максимално оптоварување). Се користи диференцирана израмнета цена за сите технологии од обновливи извори на енергија, врз база на податоци земени од достапната литература. Една од неодамнежните квалитетни пресметки (Ecofys, 2014) ги нуди следните стандардизирани податоци за израмнети цени, кои исто така се користени и во оваа студија: EUR 55/MWh за хидроенергија EUR 90/MWh за ветер EUR 110/MWh за биомаса EUR 105/MWh за соларна енергија EUR 80/MWh за геотермал Моменталната FIT поддршка во Република Македонија за развивање на нови хидроенергетски капацитети се движи помеѓу 45 и 140 евра / MWh, во зависност од големината на капацитетот. Кога станува збор за ветер, истата е поставена на ниво од 89 евра / MWh, додека за соларна енергија таа изнесува евра /MWh. Стандардизираните израмнети цени покажуваат дека моменталните нивоа на буџетска поддршка во Република Македонија се доволни за да се покрие воведувањето на какви било видови на обновливи извори во иднина, така што не постои притисок за понатамошно зголемување на поддршка за овие технологии. обновливите извори мораат да уплаќаат сите потрошувачи може да ја изведеме просечната такса за поддршка на обновливите извори на енергија која секој краен корисник треба да ја уплати може и да се пресмета просечната поддршка која треба да ја плати секој краен корисник во зависност од неговата потрошувачка. Овие вредности вкупниот буџет за поддршка и просечната такса за поддршка се прикажани на сликите 12 и 13. На слика 12 се гледа забрзан пораст на буџетот за поддршка помеѓу 2015 и 2020 (во најголем дел заради промени воцената на електричната енергија), но потоа бележи опаѓање, наспроти континуираното проширување на обновливите капацитети. Овој буџет за поддршка е сумата на финансиски ресурси која е потребна за рентабилност на производителите од обновливи извори. Буџетот за поддршка го достигнува своето највисоко ниво околу 2020 година (55 милиони евра годишно), а потоа финансирањето поевтинува во поширока смисла. Слика 13 демонстрира што оваа поддршка значи за крајните потрошувачи во смисла на ценовниот пораст со кој тие би се соочиле како последица на проширувањето на обновливите капацитети. Просечната обновлива такса на потрошена електрична енергија одразува сличен тренд во однос на целокупниот буџет за изградба на електрани врз база на обновливи извори. Таксата е највисока во АМБ сценариото, достигнувајќи максимум од 7.1 евра / MWh (или 0.71 евро по kwh) до 2020 година. Оваа такса е незначителна во споредба со другите европски земји. Според извештај од 2015 година подготвен од страна на Советот на европски енергетски регулатори (англ. CEER) во врска со ЕУ шемите за поддршка на обновлива енергија, земјите членки на ЕУ уплатиле евра / MWh во 2012 година. 8 Таксата за поддршка на обновливи извори на енергија во Република Македонија останува ниска за сите сценарија, дури и во нејзиниот максимум во 2020 година. Доколку буџетот за поддршка на обновливите извори на енергија се подели со вкупната потрошувачка на електрична енергија под претпоставка дека во буџетот за поддршка на МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 35

37 Табела 8 Кумулативни инвестициски трошоци помеѓу 2015 и 2030 за сите три сценарија Ивнестициски трошоци (EUR/kW) Нови капацитети (MW) Инвест. трошоци (милиони EUR) РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ* Природен гас 1, Јаглен 2, Хидро 2, ,516 Геотермал. 4, Соларна 1, Ветар 1, Биомаса 3, Вкупно ,111 1,239 1,239 2,367 *Due to the 10 percent biomass co-firing in Pljevlja II, additional costs are accounted for the biomass capacities. Слика 12 Годишен буџет за поддршка на обновливи извори на електрична енергија (EUR милиони) Буџетска поддршка за развој на капацитети врз база на РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ 36 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

38 слика 13 Просечна поддршка за развивање на капацитети врз база на обновливи извори на енергија од крајните потрошувачи (EUR/MWh) Такса за буџетска поддршка за развивање на капацитети врз база на обновливи извори на енергија, евра/мегаватчасови РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ ЗАбЕлЕшкИ Во регионот спаѓаат Албанија, БиХ, Бугарија, Грција, Хрватска, Унгарија. Република Македонија, Црна Гора, Романија и Србија Технологии со израмнета цена на електрична енергија, Fraunhofer Институт за системи за соларна енергија, ноември 2013 Неодамнешен пример во регионот е термоелектраната на јаглен Состани во Словенија. Првичната проценка на инвестициските трошоци изнесуваше 1,400 милиони евра, еднакво на 2,500 евра /. Најчесто користен начин да се пресмета израмнетата цена на електричната енергија е следниот: каде I = инвестициски трошоци; M = трошоци за одржување; F = трошоци за гориво; E = електрична енергија генерирана за време t; r = дисконтирана стапка; and t = временски период. 8 Ревизија на статусот на шемите за поддршка на обновливи извори на енергија во Европа во 2012 и 2013, Совет на европски енергетски регулатори, Ref: C14-SDE МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 37

39 VI. Оцена на изложеност на надворешни влијанија

40 Хидроенергијата игра важна улога во регионот како последица на фактот што сите земји кои се предмет на оваа студија се одликуваат со високи нивоа на хидроенергетски капацитет. Албанија е предводник во регионот, потпирајќи се скоро исклучиво на хидроенергија, додека уделот на хидроенергијата е најнизок во Република Македонија (34 проценти во 2013 година). И покрај тоа вреди да се погледне како врз неа влијаат сушните години, земајќи предвид дека иако Република Македонија моментално го носи најмалиот удел на хидроенергија во вкупното портфолио, таа е поизложена на влијанијата од сушните години како последица на нејзината зависност од увоз на елетрична енергија. Треба да биде нагласено дека причината зошто повеќето држави од ЈИЕ внимаваат премногу да не ја зголемат пропорцијата на хидроенергијата во споредба со другите извори е за да избегнат положба на ранливост на метеоролошките услови (т.е. квантитетот и сезонската прикладност на врнежите). Оцена на изложеност на надворешни влијанија е направена со цел да се анализира ова прашање, претпоставувајќи пониско ниво на врнежи отколку во трите стандардни сценарија. Во сценаријата РЕФ, ППСП и АМБ стапките на искористеност на хидроенергијата се моделирани во согласност со просечното ниво во послените осум години, имитирајќи ги приликите на сушна година. Ова е важна претпоставка бидејќи сушата на сличен начин влијае врз овие земји и ги движи цените на увоз и извоз нагоре на сличен начин Се фокусираме на два аспекти од оваа оцена на изложеност. Кои се можностите за замена внатре во рамки на земјата за да се надомести губитокот на хидроенергија? Понатаму, како тоа влијае врз положбата на Македонија во однос на извоз-увоз? Слика 14 ги илустрира ефектите на замена во случај на пониско од вообичаено производство на хидроенергија. Во сушни услови хидроенергетските загуби се значителни. Производството кое изнесува по- Слика 14 Промени во соодносот на извори на електрична енергија во ситуација на ниска достапност на МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 39

41 Слика 15 Промени во положбата на Република Македонија како нето увозник меѓу 2,000 и 3,000 GWh под нормални услови, во просек се намалува за една третина во сите сценарија. Сликата исто така покажува дека загубите во хидроенергија воглавно се заменуваат со природен гас и увоз во 2015, а потоа расте уделот на јагленот во вкупното производство. Растечката улога на јагленот како супститут ги придвижува нагоре и CO2емисиите. Покрај тоа, увозите не се сметаат како дел од емисиите на стакленички гасови на државата, што значи дека CO2емисиите кои се наведени го потценуваат вистинското зголемување (протекување на јаглерод). Слика 15 подетално го илустрира влијанието на извозно/увозната положба на Република Македонија. Намалувањето на врнежите може да има видливо влијание врз положбата на државата како нето увозник. Увозите растат од 200 до 600 GWh во сушните години. Општиот заклучок на оцената на изложеност е дека иако хидроенергијата е сериозно ранлива на сушно време, нејзиниот релативно мал (и опаѓачки) удел во составот на капацитети во Македонија претставува помал проблем за снабдувањето со електрична енергија во регионот. Плановите за масивен развој на капацитети врз база на јаглен во РЕФ сценариото ја формираат положбата на државата како производител и како трговец со електрична енергија. Во сценаријата ППСП и АМБ, ограничениот пораст на побарувачката и зголеменото производство на хидроенергијата би се одразиле на сличен начин. Табела 16 ги илустрира промените на големопродажните цени како резултат на сите сценарија. Иако во 2015та година влијанието врз цените е значително како последица на ограничена понуда, по 2020 влијанието е ограничено на околу 3-4 евра / MWh за сите сценарија. Ова е веројатно последица на проширувањата на капацитетите во регионот дискутирани во Дел V.2 (Идни трендови во регионот). 40 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

42 Слика 16 Цени при основно оптоварување во Република Македониија (ЕУР / MWh) Големопродажна цена, евра/мегаватчасови РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ РЕФ ППСП АМБ МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 41

43 VII. Мрежни влијанија

44 Системот за пренос на електрична енергија во JIE денес е релативно добро развиен за сегашното ниво на размена на електрична енергија во регионот. Сепак, можностите за регионална размена се ограничени од тесните грла во внатрешните мрежи и во меѓусебните поврзувања. За да се зајакне одржливиот развој во ЈИЕ клучно е да се врамнотежат понудата и побарувачката на електрична енергија. Тоа значи дека операторите на системите за пренос треба да бидат подготвени да го поддржуваат тргувањето со енергија помеѓу подрачјата под нивна контрола и заедно со своите соседи преку адекватно развивање на нивните мрежи за пренос. Иако мрежната анализа се фокусира на четири од проценетите држави, вклучени се и репрезентативни трговски текови со соседните држави (пр. Романија и Бугарија). На слика 17 се прикажани главните мрежни елементи. Комерцијален метеж е постојано присутен во насоките на течење од Романија кон Србија и од Бугарија кон Србија. Ова се должи на фактот што Романија и Бугарија произведуваат вишок електрична енергија, додека Србија се користи како транзитна земја кон Црна Гора, Република Македонија и Грција (држави со електричен дефицит). Пред октомври 2004, електричниот систем на ЈИЕ не беше поврзан за унифициран паралелен режим на работа. Откако беше повторно поврзан со првата синхрона зона на Унијата за координација и пренос на електрична енергија (англ. UCTE) во октомври 2004, правилата на игра за системот на производство и пренос на Слика17 Географско покривање на мрежната анализа МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 43

45 електрична енергија драматично се променија. Отпочна процес на дерегулација и приватизација на електричната енергија во регионот. Како резултат на колапсот на индустриското производство по падот на социјализмот, регионот на ЈИЕ на почетокот се карактеризираше со вишок инсталиран капацитет. Релативно евтината електрична енергија од ЈИЕ беше одлична пазарна предност. Државите во регионот почнаа да создаваат стабилна заедничка регулаторна и пазарна рамка способна да привлече инвестиции во производството на електрична енергија и мрежи за пренос и дистрибуција. Сите овие фактори бележат значително влијание врз работата и развојот на регионалната мрежа за пренос. Во споредба со останатите европски региони, ЈИЕ се карактеризира со значителен капацитет за меѓусебно поврзување на ниво од 220 kv и нагоре. Планирани нови мрежни елементи Во моментов постојат сеопфатни, реалистични планови за развој на мрежата за пренос во ЈИЕ, додека од досегашната практика може да се заклучи дека овие планови помалку или повеќе се имплементираат. Наспроти фактот дека државите во регионот може да се сметаат како добро поврзани, се очекуваат нови инвестиции, особено за прекугранични елементи или внатрешни поврзувања кои би имале значително влијание врз прекуграничните капацитети. Планираните нови линии за пренос, прикажани во согласност со ENTSO-E десетгодишниот план за мрежен развој (англ. TYNDP) како и проектите за стратегиски и инвестициски развој се прикажани на следната мапа. Во трите ПНЈР сценарија (РЕФ, ППСП и АМБ), прикажани се капацитетите за производство капацитетите за производство овде спаѓаат обновливите и конвенционалните извори и претпоставена е промена во вкупната потрошувачка на енергија во согласност со договорените дефиниции на сценаријата.воведувањето на Слика 18 Планирани линии на поврзување во ЈИЕ 44 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

46 овие измени во мрежниот модел има голем број на последици кои се проценуваат под следниве категории: Анализи во стабилна состојба и во случај на непредвидени настани Оценување на НКП Пресметка на загубите во мрежата за пренос Деталната методологија за мрежно моделирање за овие три подрачја е претставена во Анексот под описот на мрежното моделирање. Резултати од мрежното моделирање Разгледувани се зимските и летните режими на работа за развојните фази во 2015, 2020 и 2025 година во процесот на мрежното моделирање. Како референтна година во оценката беше земена 2015, прикажувајќи ја тековната мрежна топологија и моментално достапните капацитети за производство. Анализи при стабилна состојба и во случај на непредвидени настани Беа извршени пресметки во рамки на системски студии на регионалните мрежни модели за ЈИЕ за 2020та и 2025та година. Електричните системи на четирите земји кои беа предмет на разгледување беа моделирани во согласност со собраните податоци и регионалниот модел на Иницијативата за соработка во Југоисточна Европа (SECI) за 2020/2025, достапните соодветни национални планови за развој и развојот на системот за трансмисија планиран во ENTSO-E TYNDP Биланс на електрична енергија во системот Билансот на електрична енергија (во MW) во земјите кои се предмет на анализа, разгледуван во сите режими (зимски и летен) и сценарија е претставен подолу: Во 2020: Црна Гора е земја-увозник во летниот режим, додека во зимскиот режим е земја-извозник заради значителниот број на генератори врз база на обновливи извори на енергија. Србија е земја-извозник на 1,000 MW во двата режима. Албанија е земја-извозник. Како последица на новите капацитети (конвенционални, особено термоцентрали) во 2025та год.: Србија станува крупен извозник. Црна Гора извезува во зимскиот режим на максимално оптоварување (заради присуството на производство од обновливи извори), но во летниот режим на максимално оптоварување сепак увезува помали количества на електрична енергија. Албанија извезува само во зимскиот режим на максимално оптоварување (АМБ и РЕФ) со капацитет од 150 MW, а во останатите режими е врамнотежена. Република Македонија е увозник во сите режими и сценарија. (N-1) Критериуми за безбедност на снабдувањето 9 Во 2015 година не постојат елементи под високо оптоварување на 220 kv и 400 kv во земјите кои се предмет на анализа. Резултатите од анализите на безбедноста на снабдувањето за 2020 и 2025 се прикажани во табелите 9 и 10 за целиот анализиран регион, како што се јавуваат непредвидени ситуации на регионално ниво. Во 2020 е неопходно следното зајакнување: Во сите сценарија преоптоварувањето на линијата OHL 220 Kv Фиерза (АЛ)-Титан (АЛ) доведува до преоптоварување на далноводот од 200 Kv ВауДејес (АЛ) Комани. Новата далноводска линија од 220 kv Комани (АЛ) Титан (АЛ) (70 km) го решава овој проблем. Одреден број на ветерници кои ќе бидат изградени под српскиот електродистрибутер EPS ќе бидат приклучени на далноводот од 220 kv Зрењанин (РС) Панчево (РС). Како последица на преоптоварување во таа област, во ППСП сценариото спроводникот на далноводот од 220 kv Панчево (РС) Зрењанин (РС) треба да се замени со спроводник со повисок капацитет (со приближна должина од km) МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 45

47 Табела 9 Потенцијални непредвидени ситуации во 2020 Сценарио 2020 Прекини Преоптоварување Решение Зимски макс. Далновод 220 kv (Ал) Титан (Ал) Далн. 220 kv ВауДејес (Ал) Комани (Ал) Нов далн. 220 kv Комани (Ал) Титан (Ал) РЕФ Летен макс. Далн. 400 kv Подгорица (ЦГ) Тирана (Ал) Далн. 220 kv Зрењанин (РС) WPP (РС) Далн. 220 kv Подгорица (ЦГ) Коплиц (Ал) Далн. 220 kv ХИП (РС) Белград8 (РС) Корекција; Исклучување на далн.220 kv Подгорица (ЦГ) Коплиц (Ал) Надградб. на спроводн., подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет преку реката Дунав (1 km) Зимски макс. Далн. 220 kv Комани (Ал) Колаце (Ал) Далн. 220 kv ВауДејес (Ал) Комани (Ал) Нов далн. 220 kv Комани (Ал) Титан (Ал) Далн. 220 kv Комани (Ал) Колаце (Ал) Далн. 220 kv ВауДејес (Ал) Комани (Ал) Нов далн. 220 kv Комани (Ал) Титан (Ал) Далн. 400 kv Панчево (РС) Белград20 (РС) Далн. 220 kv ХИП (RS) Белград8 (РС) Надградб. на спроводн., подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет (14.5 km) ППСП Летен макс. Далн. 400 kv Дрмно (РС) Смедерево (РС) Далн kv Младост (РС) TENT B (РС) Далн. 400/220 SS Панчево (РС) Далн. 220 kv WPP (РС) Панчево (РС) Далн. 220 kv WPP (РС) Зрењанин (РС) Надградб. на спроводн., подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет (44 km) Далн. 220 kv WPP (РС) Зрењанин (РС) Далн. 220 kv WPP (РС) Панчево (РС) Надградб. на спроводн., подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет (22 km) Зимски макс. Далн. 220 kv Комани (Ал) Колаце (Ал) Далн. 220 kv ВауДејес (Ал) Комани (Ал) Нов далн. 220 kv Комани (Ал) Титан (Ал) АМБ Летен макс. Далн. 220 kv ХИП (РС) Белград8 (РС) Надградб. на спроводн., подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет преку реката Дунав (1 km) Во АМБ сценариото, потребна е само замена на спроводник во должина од 1 km на далноводот од 220 kv ХИП (РС) Панчево (РС) линијата (покрај далноводот од 220 kv ВауДејес [АЛ] Комани [АЛ]). Во основа ППСП сценариото повлекува покрупни дополнителни инвестиции од останатите две сценарија (како последица на поголем број на нови елементи). Сценаријата РЕФ и АМБ повлекуваат исто ниво на инвестиции, но помалку од сценариото ППСП. Во 2025, потребни се следните зајакнувања: Во сите сценарија, преоптоварувањето на далноводот од 220 kv Фиерза (АЛ) Титан (АЛ) води до преоптоварувањето на далноводот од 220 kv ВауДејес (AL) Komani (AL). Новата 70-километарска далноводска линија од 220 kv Комани (АЛ) Титан (АЛ) линија го решава тој проблем. Некои од ветерниците кои што ќе бидат изградени од страна на српското EPS ќе бидат поврзани со далноводот од 220 kv Зрењанин (РС) - Панчево (РС). Како последица на преоптоварување во тоа подрачје, во ППСП и во АМБ сценаријата спроводникот на далноводот од 220 kv ХИП (РС) Белград 8 (РС) треба да биде заменет со спроводник со повисок капацитет (приближна должина од 14.5 km). Под РЕФ сценариото потребен е помал обем на дополнителни инвестиции од останатите две (како последица на помал број на нови елементи). РЕФ и АМБ повлекуваат исто ниво на инвестиции. 46 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

48 Можеме да заклучиме од резултатите дека поврзување на нови обновливи извори на енергија предизвикува дополнително оптоварување во Србија и Албанија, додека во Црна Гора и Република Македонија истото нема такво влијание врз мрежата за пренос од 400 kv и 220 kv. Оттаму дополнително инсталираните генераторски капацитети врз основа на обновливи извори не претставуваат проблем за македонската електрична мрежа. Постоечкиот систем со планираните линиски продолжувања треба да е кадарен да се справи со моделираните текови на електрична енергија. Нето капацитет за трансфер Според методологијата на ENTSO-E, резултатите од пресметките на бруто капацитетот за пренос (англ. GTC) треба да бидат искористени за анализа на пазарните услови. Бидејќи во сегашниот режим на работа електричните системи НКП се користи за да ги опише ограничувањата на капацитетите за трансфер помеѓу земјите, НКП се пресметува на границите на земјите кои се предмет на анализа. Овие капацитети беа користени како влезни податоци во анализата на пазарот. Пресметката на капацитет е секогаш поврзана со дадено сценарио во врска со електричниот систем, односно шема и распоред на производство, трендови на потрошувачка и Табела 10 Потенцијални непредвидени ситуации во 2025 Сценарио 2025 РЕФ ППСП АМБ Прекини Преоптоварување Решение Зимски макс. Далн. 220 kv Фиерза (Ал) Титан (Ал) Далн. 220 kv ВауДејес (Ал) Комани (Ал) Нов далн. 220 kv Комани (Ал) Титан (Ал) Летен макс. Зимски макс. Летен макс. Зимски макс. Летен макс. Далн. 220 kv WPP (РС) Зрењанин (РС) Далн. 400 kv РП Дрмно (РС) Смедерево (RS) Далн. 220 kv HIP (РС) Белград8 (РС) Далн. 400 kv Панчево (РС) Белград (РС) Надградб. на спроводн. (на далн. 220 kv HIP БГ8) подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет пр. Дунав (1 km) Надградб. на спроводн., подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капац. преку реката Дунав (1 km) Далн. 220 kv Komani (Ал) Колаце (Ал) Далн. 220 kv ВауДејес (Ал) Комани (Ал) Нов далн. 220 kv Комани (Ал) Титан (Ал) Неколку сценарија Далн. 220 kv HIP (РС) Белград8 (РС) Надгр. на спроводн., (на далн. 220 kv HIP BG8) подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет (вкупно 14.5 km) Далн. 400 kv Панчево (РС) Белград20 (РС) Далн. 220 kv WPP (РС) Зрењанин (РС) Далн. 220 kv HIP (РС) Белград8 (РС) Надградб. на спроводн. (на дал. 220 kv HIP БГ8) подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капац. (вкупно 14.5 km) Далн. 220 kv Комани (Ал) Колаце (Ал) Далн. 220 kv ВауДејес (Ал) Комани (Ал) Нов далн. 220 kv Комани (Ал) Титан (Ал) Неколку сценарија Далн. 400 kv Панчево (РС) Белград20 (РС) Далн. 220 kv WPP (РС) Зрењанин (РС) Далн. 220 kv HIP (РС) Белград8 (RS) Далн. 220 kv HIP (РС) Белград8 (РС) Далн. 220 kv HIP (РС) Белград8 (РС) Надградб. на спроводн. (на дал. 220 kv HIP БГ8) подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет (вкупно 14.5 km) Надградб. на спроводн. (на дал. 220 kv HIP БГ8) подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет (вкупно 14.5 km) Надградб. на спроводн. (на дал. 220 kv HIP БГ8) подземната инсталација и оптичките подземни линии со повисок капацитет (вкупно 14.5 km) МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 47

49 состојба на мрежата. Овие податоци овозможуваат конструирање на математички модел на електричниот систем (равенки на тековно оптоварување). Решението на овој модел генерира информации за напонот во мрежните јазли и тековите на електрична енергија низ мрежните елементи, параметри кои се надгледувани од операторите на системите за пренос со цел да се процени безбедноста на системот. Пред да се презентираат резултатите, важно е да се подвлече дека вредностите за НКП покрај тоа што зависат од мрежните топологии, зависат и од шемата на производство во регионот како и од вклученоста на производните единки во дадениот систем. НКП вредностите за трите разгледувани сценарија за 2020 и 2025 се прикажани на сликите од 19 до 22. НКП вредностите за сценаријата АМБ и ППСП се повисоки или еднакви со тие од РЕФ сценариото во 2020 на повеќето од анализираните граници во зимски режим, со исклучок на границата помеѓу Србија и Република Македонија. Во летниот режим, истиот прекуграничен капацитет но во спротивна насока (Република Македонија Србија) се намалува во сценаријата со повисок степен на усвојување на обновливи извори на енергија. Во 2025 година изградбата на електрани врз база на обновливи извори на енергија се одликува со мешано влијание врз вредностите на НКП. Во зимскиот режим на работа се бележи намалување скоро во сите насоки, додека во летниот режим на работа под сценаријата ППСП и АМБ исходите целосно се отклонуваат еден од друг. Загуби на енергија во мрежата за пренос Загубите при пренос беа пресметани за сите четири земји кои беа предмет на анализа. Анализите беа спреведени за три сценарија со различни нивоа на обновливи извори на енергија, два режими (зимски и летен максимум) и три целни години (2015, 2020 и 2025). Вкупните загуби во македонските електрични системи се прикажани во Табела 11. Загубите во голема мера зависат од обемот на размена на електрична енергија, надградбите на мрежата за трансмисија, нивоата на производство и потрошувачка, како и точките на поврзување помеѓу електраните и потрошувачите. Загубите во електрична енергија се повисоки во зимскиот и пониски во летниот режим како резултат на обемните размени помеѓу државите во текот на зимскиот режим во година. Пораст на вкупната понуда на електрична енергија од обновливи и конвенционални извори од сите инсталирани капацитети, како што може да се види од прикажаните сценарија, ќе резултира со повисоки загуби во преносот како компонента на бруто потрошувачката во Република Македонија во 2020 година. Во регионалната студија може да се најде регионална споредба на загуби во мрежата. Вкупните годишни загуби во македонската електрична мрежа се прикажани на слика МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

50 Слика 19 Вредности на нето капацитет за трансфер за 2020 година (зимски режим) Жолто: референтно сценарио Сиво: сценарио со спроведување на Зелено: амбициозно Слика 20 Вредности на нето капацитет за пренос за 2020 (летен режим) Жолто: референтно сценарио Сиво:сценарио со имплементација на Зелено: амбициозно сценарио МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 49

51 Слика 21 Вредности на нето капацитетот за пренос за 2025 (зимски режим) Жолто: референтно сценарио Сиво: сценарио со спроведување на Зелено: амбициозно Слика 22 Нето капацитет за пренос за 2025 (летен режим) Жолто: референтно сценарио Сиво: сценарио со спроведување на Зелено: амбициозно спровед. 50 МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор

52 Табела 11 Загуби при пренос во 2015, 2020 и 2025 година во Република Македонија за сите сценарија и под сите режими на работа Лето Зима Лето Зима Лето Зима Еквивалентно времетраење на максимални загуби [h] 2,965 2,824 2,965 2,824 2,965 2,824 РЕФ Загуби при пренос [MW] ППСП АМБ РЕФ Загуби при пренос [MW] ППСП АМБ Слика 23 Годишни загуби од загуби при трансмисија во Република Македонија за сите сценарија Жолто: референтно сценарио Сиво: сценарио со спроведување на Зелено: амбициозно Загуби при пренос, гигаватчасови/година ЗАбЕлЕшкИ 9 (N-1) Безбедносните критериуми се однесуваат на процена на електричниот систем кога неговиот најголем капацитет (мрежен или производен) се исфрла од системот за да се симулира состојба на системот во истиот престанува да функционира. Во овој случај се моделира исфрлање на мрежен елемент. МОдЕлИ ЗА декарбонизација ВО ЕлЕкТРОЕНЕРгЕТскИОТ сектор 51