strategija razvoja elektroenergetskega sistema … · elektroenergetskega sistema republike...
TRANSCRIPT
Elektro-Slovenija, d.o.o.
STRATEGIJA RAZVOJA
ELEKTROENERGETSKEGA SISTEMA
REPUBLIKE SLOVENIJE
NAČRT RAZVOJA PRENOSNEGA
OMREŢJA EES REPUBLIKE
SLOVENIJE OD 2013 DO 2022
Elektro-Slovenija, d.o.o.
Ljubljana, 2013
STRATEGIJA RAZVOJA
ELEKTROENERGETSKEGA SISTEMA
REPUBLIKE SLOVENIJE
NAČRT RAZVOJA PRENOSNEGA
OMREŢJA EES REPUBLIKE
SLOVENIJE OD 2013 DO 2022
Elektro-Slovenija, d.o.o.
Direktor
mag. Milan Jevšenak
1
Naslov:
STRATEGIJA RAZVOJA ELEKTROENERGETSKEGA SISTEMA REPUBLIKE SLOVENIJE
NAČRT RAZVOJA PRENOSNEGA OMREŢJA EES REPUBLIKE SLOVENIJE OD 2013 DO 2022
Izdajatelj:
Elektro-Slovenija, d.o.o., Hajdrihova 2, 1000 Ljubljana
Produkcija:
Elektro-Slovenija, d.o.o., Hajdrihova 2, 1000 Ljubljana
Fotografije:
Arhiv Elektro-Slovenija, d.o.o., Dušan Jeţ
Datum izdelave: 20.12.2012
2
KAZALO
KAZALO ............................................................................................................................ 2
UPORABLJENE KRATICE ....................................................................................................... 4
POVZETEK ......................................................................................................................... 8
1 UVOD ......................................................................................................................... 14
1.1 UMEŠČANJE ELEKTROENERGETSKIH OBJEKTOV V PROSTOR ...................................... 16
1.2 UPORABLJENI PODATKI ........................................................................................... 16
1.3 CILJI NAČRTA RAZVOJA PRENOSNEGA EEO .............................................................. 16
2 NAPOVED PREVZEMA ELEKTRIČNE ENERGIJE IN KONIČNIH MOČI .................................... 17
2.1 ANALIZA PRETEKLEGA OBDOBJA ............................................................................. 17
2.1.1 Prevzem električne energije iz prenosnega omreţja ........................................ 17
2.1.2 Prevzem električne energije distribucijskih podjetij iz prenosnega omreţja (nivo
110/X kV) ....................................................................................................... 19
2.1.3 Prevzem električne energije neposrednih odjemalcev iz prenosnega omreţja .. 23
2.1.4 Izgube v prenosnem omreţju .......................................................................... 25
2.1.5 Konične moči in minimalne obremenitve ......................................................... 27
2.2 PROJEKCIJE DO LETA 2030 ..................................................................................... 29
2.2.1 Dejavniki, ki vplivajo na obseg prevzete električne energije ............................. 29
2.2.2 Zasnova scenarijev porabe električne energije ................................................. 30
2.2.3 Ocena porabe električne energije na ravni končne energije .............................. 31
2.2.4 Ocena prevzema električne energije iz prenosnega omreţja ............................ 32
2.2.5 Napoved koničnih moči ................................................................................... 33
2.3 UČINKOVITA RABA ENERGIJE IN VODENJE ODJEMA .................................................. 35
2.3.1 Aktivnosti SOPO na področjih upravljanja rabe pri končnih porabnikih (DSM)... 35
2.3.2 Pametna omreţja ............................................................................................ 36
3 POKRIVANJE PREVZETE ELEKTRIČNE ENERGIJE IN MOČI IZ PRENOSNEGA OMREŢJA ........... 37
3.1 ANALIZA PROIZVODNJE IN INSTALIRANIH MOČI HE, TE in NEK ................................. 37
3.1.1 Pregled manjkajoče moči in energije ............................................................... 41
3.2 SCENARIJI POKRIVANJA PREVZETE ELEKTRIČNE ENERGIJE ......................................... 42
3.2.1 Zasnova scenarijev .......................................................................................... 42
3.2.2 Pokrivanje prevzete električne energije ........................................................... 45
3.2.3 Razlika med prevzeto in oddano električno energijo iz prenosnega omreţja .... 46
3.2.4 Pokrivanje koničnih moči in minimalnih obremenitev ...................................... 47
3.2.5 Rezerve moči v slovenskem EES....................................................................... 50
3.3 IZMENJAVE ELEKTRIČNE ENERGIJE S TUJINO............................................................. 53
3.3.1 Neto prenosne zmogljivosti ............................................................................ 53
3.3.2 Čezmejno trgovanje z električno energijo ....................................................... 54
3.3.4. Prognoza razmer v vplivnem območju sistema ENTSO-E ................................. 57
4 NAČRTOVANJE PRENOSNEGA OMREŢJA ......................................................................... 59
3
4.1 PREDSTAVITEV PRENOSNEGA OMREŢJA ................................................................... 59
4.2 SMERNICE NAČRTOVANJA RAZVOJA PRENOSNEGA OMREŢJA ................................... 63
4.3 NAČRTOVANI RAZVOJ PRENOSNEGA OMREŢJA ........................................................ 65
4.3.1 Leto 2017 ....................................................................................................... 65
4.3.2 Leto 2022 ....................................................................................................... 68
4.4 PREOSTALI PARAMETRI PRENOSNEGA OMREŢJA ...................................................... 72
4.4.1 Analiza napetostnih razmer in jalovih moči v omreţju ..................................... 72
4.4.2 Analiza razmer v prenosnem omreţju zaradi nelinearnih bremen .................... 74
4.4.3 Analiza kratkostičnih moči v prenosnem omreţju EES ..................................... 76
4.5 RAZVOJ VN ELEKTROENERGETSKEGA OMREŢJA SLOVENIJE – leto 2022 ..................... 78
4.5.1 400 kV in 220 kV elektroenergetsko omreţje .................................................. 78
4.5.2 Projekti skupnega interesa (PCI) ...................................................................... 80
4.5.3 110 kV električno omreţje .............................................................................. 81
4.6 VIZIJA RAZVOJA do leta 2050 ................................................................................. 97
5 RAZVOJNI NAČRT ........................................................................................................ 99
5.1 ANALIZA REALIZACIJE RAZVOJNIH NAČRTOV V PRETEKLEM OBDOBJU IN OPIS
VZROKOV ZA NEREALIZACIJO ................................................................................. 99
5.2 NABOR NAČRTOVANIH OBJEKTOV V PRENOSNEM OMREŢJU ZA OBRAVNAVANO
OBDOBJE .............................................................................................................. 103
5.2.1 Izhodišča za nabor obnovitvenih in novih investicij ....................................... 103
5.2.2 Prioriteta novih in rekonstruiranih prenosnih objektov .................................. 104
5.3 NABOR OBNOV IN DRUGIH INVESTICIJSKIH VLAGANJ ............................................. 106
5.3.1 Obnova komandnih stavb.............................................................................. 106
5.3.2 Tehnološki objekt ELES v Beričevem .............................................................. 106
5.4 NABOR VLAGANJ PO POSAMEZNIH TEHNOLOŠKIH PODROČJIH ............................... 107
5.4.1 Prenosno omreţje, ki ni v lasti ELES-a ........................................................... 115
5.5 FINANČNO VREDNOTENJE RAZVOJNEGA NAČRTA .................................................. 115
5.5.1 Tveganja glede izpolnitve investicijskih vlaganj ............................................. 120
5.6 PRIČAKOVANI UČINKI INVESTICIJSKIH VLAGANJ ..................................................... 125
5.7 NAČRT NOVIH IN OBNOVITVENIH INVESTICIJ SISTEMSKEGA OPERATERJA
PRENOSNEGA OMREŢJA ZA OBDOBJE 2011-2020 .................................................. 127
6 SKLEP ........................................................................................................................ 131
7 LITERATURA .............................................................................................................. 133
4
UPORABLJENE KRATICE
AČR
AGEN RS
AMI
AMM
AN OVE
AN URE
BDP
BSS
CMDB
ČHE
ČPZ
AKTIVNA ČASOVNA RAZMEJITEV
JAVNA AGENCIJA REPUBLIKE SLOVENIJE ZA ENERGIJO
NAPREDNA MERILNA INFRASTRUKTURA (ang. ADVANCED METERING
INFRASTRUCTURE)
NAPREDNI SISTEM MERJENJA (ang. ADVANCED METERING MANAGEMENT)
AKCIJSKI NAČRT ZA OBNOVLJIVE VIRE ENERGIJE
AKCIJSKI NAČRT ZA UČINKOVITO RABO ENERGIJE
BRUTO DOMAČI PROIZVOD
POSLOVNI PODPORNI SISTEM (ang. BUSINESS SUPORT SYSTEM)
CENTRALNA BAZA PODATKOV ZA UPRAVLJANJE (ang. CONFIGURATION
MANAGEMENT DATABASE)
ČRPALNA HIDROELEKTRARNA
ČEZMEJNA PRENOSNA ZMOGLJIVOST
DBMS
DCN
DV
DSM
DZR
EE
SISTEM ZA UPRAVLJANJE Z BAZAMI PODATKOV (ang. DATABASE MANAGEMENT
SYSTEM)
PODATKOVNO KOMUNIKACIJSKO OMREŢJE (ang. DATA COMMUNICATION
NETWORK)
DALJNOVOD
VODENJE ODJEMA (ang. DEMAND SIDE MANAGEMENT)
DOKUMENTACIJA ZA RAZPIS
ELEKTROENERGETIKA
EEO
EES
ELEKTROENERGETSKO OMREŢJE
ELEKTROENERGETSKI SISTEM
EEX
EIB
EGIS
ELES
EMS
ENP
EVROPSKA ENERGETSKA BORZA (ang. EUROPEAN ENERGY EXCHANGE)
EVROPSKA INVESTICIJSKA BANKA
ELEKTRONSKI GEOGRAFSKI INFORMACIJSKI SISTEM
ELEKTRO-SLOVENIJA, D.O.O.
SISTEM ZA VODENJE IN NADZOR EES (ang. ENERGY MANAGEMENT SYSTEM)
ENERGETSKA NAPAJALNA POSTAJA
ENTSO-E
EU
ZDRUŢENJE EVROPSKIH SISTEMSKIH OPERATERJEV PRENOSNEGA OMREŢJA (ang.
EUROPEAN NETWORK OF TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS FOR
ELECTRICITY)
EVROPSKA UNIJA
EZ
FRI
ENERGETSKI ZAKON
FAKULTETA ZA RAČUNALNIŠTVO IN INFORMATIKO
5
GEN
GIS1
GIS
GMS
GPON
GEN ENERGIJA, D.O.O.
GEOGRAFSKI INFORMACIJSKI SISTEM
PLINSKO IZOLIRANO STIKALIŠČE (ang. GAS INSULATED SWITCHGEAR)
GLOBALNI MOBILNI SISTEM (ang. GLOBAL MOBILE SYSTEM)
GIGABITNA PASIVNA OPTIČNA OMREŢJA (ang. GIGABIT PASSIVE OPTICAL
NETWORKS)
HE
HIS
HSE
HVDC
IDR
IKT
InvZ
InvP
IP
IT
ITC
ITIL
JEK
HIDROELEKTRARNA
STIKALNI MODUL V HIBRIDNI TEHNIKI (ang. HIGHLY INTEGRATED SWITCHGEAR)
HOLDING SLOVENSKE ELEKTRARNE, D.O.O.
VISOKONAPETOSTNA ENOSMERNA POVEZAVA (ang. HIGH-VOLTAGE DIRECT
CURRENT)
IDEJNA REŠITEV
INFORMACIJSKE IN KOMUNIKACIJSKE TEHNOLOGIJE
INVESTICIJSKA ZASNOVA
INVESTICIJSKI PROJEKT
INTERNETNI PROTOKOL (ang. INTERNET PROTOCOL)
INFORMACIJSKE TEHNOLOGIJE (ang. INFORMATION TEHNOLOGY)
MEHANIZEM ZA PORAVNAVO MED SISTEMSKIMI OPERATERJI (ang. INTER-TSO
COMPENSATION)
INFORMACIJSKA INFRASTRUKTURA TEHNOLOŠKE KNJIŢNICE (ang.
INFORMATION TECHNOLOGY INFRASTRUCTURE LIBRARY)
JEDRSKA ELEKTRARNA KRŠKO (2)
JN
kbV
KIT
KPI
LOČ
MOP
JAVNO NAROČILO
KABLOVOD
KOMBINIRANI INSTRUMENTNI TRANSFORMATOR
KLJUČNI KAZALEC USPEHA (ang. KEY PERFORMANCE INDICATOR)
LOČILNIK
MINISTRSTVO ZA OKOLJE IN PROSTOR
MPLS
MzIP
NEK
PREKLAPLJANJE S POMOČJO LABEL (ang. MULTI PROTOCOL LABEL SWITCHING)
MINISTRSTVO ZA INFRASTRUKTURO IN PROSTOR
NUKLEARNA ELEKTRARNA KRŠKO
NEP NACIONALNI ENERGETSKI PROGRAM
NIT
NRDO
NTC
NAPETOSTNI INSTRUMENTNI TRANSFORMATOR
NAČRTA RAZVOJA DISTRIBUCIJSKEGA OMREŢJA
NETO PRENOSNA ZMOGLJIVOST (ang. NET TRANSFER CAPACITY)
ODIN
ODK
INFORMACIJSKI SISTEM ZA NAPREDNO VIZUALIZACIJO
ODKLOPNIK
6
ODV
OPGW
OSS
OTN
OVE
ODVODNIK PRENAPETOSTI
STRELOVODNA VRV Z VGRAJENIMI OPTIČNIMI VLAKNI (ang. OPTICAL GROUND
WIRE)
OPERATIVNI PODPORNI SISTEM (ang. OPERATIONS SUPORT SYSTEM)
OPTIČNO TRANSPORTNO OMREŢJE (ang. OPTICAL TRASPORT NETWORK)
OBNOVLJIVI VIRI ENERGIJE
PABX
PB
PCI
PCL
PČR
PDH
PE
PGD
PIS
PMU
PO
PPE
PST
PZI
RCV
ReNEP
RP
TELEFONSKA CENTRALA (ang. PRIVATE AUTOMATED BRANCH EXCHANGE)
PLINSKI BLOK
PROJEKTI SKUPNEGA INTERESA (ang. PROJECTS OF COMMON INTEREST)
POTNIŠKI CENTER LJUBLJANA
PASIVNA ČASOVNA RAZMEJITEV
PLEZIOHRONA DIGITALNA HIERARHIJA (ang. PLESIOCHRONOUS DIGITAL
HIERARCHY)
PLINSKA ENOTA
PROJEKT GRADBENIH DEL
POSLOVNI INFORMACIJSKI SISTEM
MERILNA NAPRAVA ZA SPREMLJANJE SINHRO-FAZORJEV (ang. PHASOR
MEASUREMENT UNIT)
PRENOSNO OMREŢJE
PLINSKO PARNA ELEKTRARNA
PREČNI TRANSFORMATOR (ang. PHASE SHIFT TRANSFORMER)
PROJEKT ZA IZVEDBO
REPUBLIŠKI CENTER VODENJA
RESOLUCIJA O NACIONALNEM ENERGETSKEM PROGRAMU
RAZDELILNA POSTAJA
RS
RTP
REPUBLIKA SLOVENIJA
RAZDELILNA TRANSFORMATORSKA POSTAJA
RTU
SCADA
SDH
SN
SOA
SODO
SOPO
SPTE
SUMO
KONČNA POSTAJA (ang. REMOTE TERMINAL UNIT)
SISTEM ZA ZBIRANJE, PREVERJANJE IN OBDELAVO PODATKOV ZA NADZOR IN
IZVAJANJE KRMILJENJA (ang. SUPERVISORY CONTROL AND DATA ACQUISITION)
SINHRONA DIGITALNA HIERARHIJA (ang. SYNCHRONOUS DIGITAL HIERARCHY)
SREDNJA NAPETOST
STORITVENO USMERJENA ARHITEKTURA (ang. SERVICE ORIENTED
ARCHITECTURE)
SISTEMSKI OPERATER DISTRIBUCIJSKEGA OMREŢJA
SISTEMSKI OPERATER PRENOSNEGA OMREŢJA
SOPROIZVODNJA TOPLOTE IN ELEKTRIKE
SISTEM ZA UGOTAVLJANJE MEJE OBRATOVANJA
7
SURS
TA
Talum
TE
STATISTIČNI URAD REPUBLIKE SLOVENIJE
TERMOAGREGAT
TOVARNA ALUMINIJA, D.D., KIDRIČEVO
TERMOELEKTRARNA
TEB
TEŠ
TET
TETOL
TERMOELEKTRARNA BRESTANICA, D.O.O.
TERMOELEKTRARNA ŠOŠTANJ, D.O.O.
TERMOELEKTRARNA TRBOVLJE, D.O.O.
TERMOELEKTRARNA TOPLARNA LJUBLJANA
TEN-E
TIT
TK
VSEEVROPSKA ENERGETSKA OMREŢJA ZA ELEKTRIKO (ang. TRANS-EUROPEAN
ENERGY NETWORKS-ELECTRICITY)
TOKOVNI INSTRUMENTNI TRANSFORMATOR
TELEKOMUNIKACIJA
TR
TYNDP
UL FE
ENERGETSKI TRANSFORMATOR
EVROPSKI RAZVOJNI NAČRT ELEKTROENERGETSKEGA OMREŢJA (ang. TEN-YEAR
NETWORK DEVELOPMENT PLAN)
UNIVERZA V LJUBLJANI, FAKULTETA ZA ELEKTROTEHNIKO
UMAR
VE
VN
VRTE
WAMPAC
WAMS
WDM
ZGO
ZOK
URAD ZA MAKROEKONOMSKE ANALIZE IN RAZVOJ
VETRNA ELEKTRARNA
VISOKA NAPETOST
VIRTUALNA ELEKTRARNA
MERJENJE, ZAŠČITA IN NADZOR NAD STANJEM INTERKONEKCIJE
(ang. WIDE AREA MONITORING PROTECTION AND CONTROL SYSTEM)
MERILNI/NADZORNI SISTEM ZA SPREMLJANJE STANJA INTERKONEKCIJE
(ang. WIDE AREA MEASUREMENT SYSTEM)
MULTIPLEKSIRANJE VALOVNIH DOLŢIN (ang. WAVE DIVISION MULTIPLEXING)
ZAOKROŢENO GOSPODARSKO OBMOČJE
ZEMELJSKI OPTIČNI KABEL
8
POVZETEK
Temeljni cilj Načrta razvoja prenosnega omreţja Republike Slovenije je pokazati, katere dele
prenosnega omreţja je treba zgraditi oz. obnoviti ali okrepiti, da bodo zagotovljene ustrezne
prenosne zmogljivosti prenosnega omreţja 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
omreţja, načrtovana gradnja novih proizvodnih enot, širitev distribucijskega omreţja ter
načrtovane in predvidene spremembe v evropskem prenosnem omreţju.
Osnova načrtovanja EES so različni scenariji 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 omreţja med 14,3 in 15,5 TWh
ter letno konično moč do 2.400 MW.
Slika A: Prevzem električne energije iz PO in letne konične moči v obdobju 2002-2011
2.575 2.763 2.783 2.775 2.786 2.6562.024
1.089 1.4272.025
8.9479.315 9.557 10.015 10.354 10.629
10.572
10.10210.444
10.495
253264
253275
236 211
202
226
267
237
9
245
193
1.901 1.9231.976
2.0822.110
2.087
1.9901.935
1.9711.996
500
700
900
1.100
1.300
1.500
1.700
1.900
2.100
2.300
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Ko
nič
na m
oč P
O [M
W]
Pre
vzem
el. e
nerg
ije
iz P
O [G
Wh
]
Čas [leto]
Prevzem neposrednih odjemalcev Prevzem distribucijskih podjetij Izgube v PO Prevzem ČHE Konična moč
9
Slika B: Napoved prevzema električne energije iz PO v GWh
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.
Slika C: Proizvodnja električne energije HE, TE in NEK ter instalirana moč na pragu
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
22.000
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Prevzem
el. e
nerg
ije iz P
O [G
Wh]
Čas [leto]
Realizacija Visoka ocena Srednja ocena Nizka ocena
5.303
3.2592.606 2.806 2.641 2.711 2.985 2.726 2.686 2.949
1.7042.606
2.8062.641 2.711
2.9852.726 2.686
2.949
4.7194.609
4.6154.601
4.7284.817
4.868
4.700 4.795
4.787
2.944
2.655
3.596 3.037 3.120 2.815
3.5124.274 4.064 3.218
4184 14477
87 87112
97
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Mo
č n
a p
ragu [M
W]
Od
daja
el. e
nerg
ije v
PO
[GW
h]
Čas [leto]
NEK SLO NEK HR TE HE ČHE Ostala oddaja v PO Instalirana moč na pragu
10
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 omreţju proizvedli 3,3 % več električne energije od
prevzema. Ţe 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.
Pri pokrivanju porabe so bili zasnovani štirje scenariji, ki se razlikujejo v razvoju obsega
proizvodnje na prenosnem in distribucijskem omreţju, v intenzivnosti URE ter v rasti
prevzema električne energije s prenosnega omreţja. Scenarij A ne predvideva novih enot in
upošteva le tiste, ki so ţe v fazi gradnje. Ker je lastništvo NEK enakovredno razdeljeno med
Slovenijo in Hrvaško, je upoštevan polovični deleţ proizvodnje, ki pripada Sloveniji.
Slika D: Pokrivanje prevzete električne energije (visoka ocena) s proizvodnjo električne
energije do leta 2022 (scenarij A)
Za zagotavljanje zanesljive oskrbe z električno energijo je potrebno zgraditi več novih
proizvodnih enot. Ponovna rast prevzema električne energije v prihodnosti in iztek
ţivljenjske 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.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
El.
en
erg
ija
[GW
h]
Čas [leto]
NEK SLO+JEK 2 TE OVE Prevzem (visoka ocena)
11
Slika E: Bilance 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 omreţja ob
predpostavljenem povprečno pričakovanem angaţiranju proizvodnih enot potreben uvoz v
višini pribliţno 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 omreţja, potreb proizvajalcev in odjemalcev električne energije, kriterijev za
zanesljivo in varno obratovanje prenosnega omreţja (sigurnost, zadostnost), mednarodnih
sporazumov in mednarodnih pogodb.
-700
-600
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Mo
č [M
W]
Čas [leto]
Letna minimalna obremenitev Letna konična moč
12
Slika F: Predvidene okrepitve slovenskega 400 in 220 kV prenosnega omreţja do leta 2022
Slovensko prenosno omreţje za električno energijo bo poleg na sliki F ţe 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);
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-Seţana-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:
13
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.
Slika G: Predvidena investicijska vlaganja za obdobje od leta 2013 do leta 2022
0
20
40
60
80
100
120
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Investicijsk
a v
laganja
[m
io €
]
Čas [leta]
DV RTP in RP
Sekundarna oprema Telekomunikacije in informatika
Velike investicije na področju obratovanja Druge načrtovane investicije
14
1 UVOD
Skladno z določili 18. člena Energetskega zakona [7] in 27. člena Uredbe o načinu izvajanja
gospodarske javne sluţbe dejavnost sistemskega operaterja prenosnega omreţja 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 omreţja vsake dve leti pripravi Načrt razvoja
prenosnega omreţja EES za naslednje desetletno obdobje. Predlagan Načrt razvoja
prenosnega omreţja EES za obdobje 2013-2022 s soglasjem potrdi ministrstvo, pristojno za
energijo.
Pri izdelavi Načrta razvoja prenosnega omreţja 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 omreţja 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 omreţje RS, ki bodo glede na dolgoročne
stopnje rasti prevzema električne energije iz prenosnega omreţja (PO), načrtovano gradnjo
proizvodnih enot, širitev distribucijskega omreţja 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 omreţja za obdobje 2013-2022 upoštevan nacionalni cilj za dosego skupnega
deleţa 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 deleţa
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 omreţju. Velik vpliv na gibanje prevzema električne
energije iz prenosnega omreţja ima tudi gospodarska 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 omreţja. V intenzivnem scenariju, ki upošteva izpolnjevanje
energetske politike 20/20/20 za dosego skupnega deleţa energije iz obnovljivih virov v
končni bruto porabi energije, je poudarek tudi na pomembnosti načrtovanja učinkovite rabe
energije. Sistemski operater prenosnega omreţja (SOPO) skrbi za aktivnosti na področju
15
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 moţnosti 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 moţnosti 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 omreţja je
posebna pozornost posvečena načrtovanju prenosnega omreţja, ki temelji na dinamičnem
postopku načrtovanja z metodo sukcesivne ekspanzije. Pri tem postopku v vsakem letu
opazovanega obdobja (2013-2022) prenosno omreţje ustreza kriterijem, kar pomeni, da se
prenosno omreţje 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 ţe v fazi pred pridobitvijo
gradbenih dovoljenj zaradi pogostega spreminjanja zakonodaje, podzakonskih predpisov ali
tolmačenja teh in uvajanja stroţje zakonodaje v skladu s priporočili EU, zapletenih in
neusklajenih postopkov, ki nam jih je naloţila zakonodaja, ter počasnih odzivov različnih
upravnih in sodnih organov, premajhne podpore drţavnih organov pri usklajevanjih z
zahtevami lokalnih skupnosti, neurejenih zadev v zemljiški knjigi, nedokončanih postopkov
dedovanja, nedokončanih postopkov denacionalizacije in teţav 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 2013-2022.
16
1.1 UMEŠČANJE ELEKTROENERGETSKIH OBJEKTOV V PROSTOR
Pri umeščanju novih daljnovodnih povezav v prostor ali pri rekonstrukciji ţe 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 ţe 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 omreţja, podatki, pridobljeni od vseh proizvajalcev
električne energije, vseh distribucijskih podjetij in neposrednih odjemalcev, in podatki
sistemskega operaterja prenosnega omreţja. Uporabljeni so bili tudi podatki 220 kV in 400
kV omreţij, pridobljeni od drugih sistemskih operaterjev prenosnih omreţij v Evropi.
1.3 CILJI NAČRTA RAZVOJA PRENOSNEGA EEO
Glede na predvideni porast prevzema električne energije iz prenosnega omreţja, vpliv
tranzitov moči prek slovenskega visokonapetostnega prenosnega omreţja in glede na
okoljske zahteve je temeljni cilj Načrta razvoja pokazati, katere dele prenosnega omreţja je
treba zgraditi oz. katere dele je treba obnoviti oz. okrepiti, da bodo zagotovljene ustrezne
prenosne zmogljivost prenosnega omreţja in ustrezne napetostne razmere v EES RS, s čimer
bo uporabnikom zagotovljena zanesljiva in kakovostna oskrba z električno energijo.
17
2 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 odraţa v niţjem 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 omreţja
Prevzem električne energije iz prenosnega omreţja strukturno predstavlja prevzem
električne energije vseh porabnikov (distribucijskih podjetij, neposrednih odjemalcev in
črpalnih hidroelektrarn) ter izgube v prenosnem omreţju. Slika 2.1 prikazuje deleţe prevzete
električne energije v letu 2011, slika 2.3 pa mesečno gibanje prevzema električne energije iz
prenosnega omreţja v zadnjih štirih letih.
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 omreţja in ima z ELES-om sklenjeno pogodbo o dostopu do prenosnega omreţja, za kar
mu ELES neposredno zaračunava stroške uporabe omreţja.
81%
16%
1%2%
Prevzem distribucijskih podjetij Prevzem neposrednih odjemalcev
Prevzem ČHE Izgube v PO
18
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 omreţja 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 omreţja. 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.
Slika 2.2: Mesečni prevzem električne energije iz PO od leta 2008 do leta 2011 [ELES]
Preglednica 2.1: Struktura prevzema električne energije iz PO v GWh [ELES]
800
850
900
950
1.000
1.050
1.100
1.150
1.200
Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Avg Sep Okt Nov Dec
Mesečni pre
vzem
el. e
nerg
ije iz P
O [G
Wh]
Čas [mesec]
2008 2009 2010 2011 2012
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
odjemalcev2.575 2.763 2.783 2.775 2.786 2.656 2.024 1.089 1.427 2.025
Prevzem ČHE 9 245 193
Izgube v PO 253 264 253 275 236 211 202 226 267 237
Skupni prevzem
električne energije iz PO11.775 12.342 12.615 13.065 13.376 13.496 12.798 11.417 12.383 12.949
19
2.1.2 Prevzem električne energije distribucijskih podjetij iz prenosnega
omreţja (nivo 110/X kV)
Na prenosno omreţje je priključenih pet distribucijskih podjetij: Elektro Ljubljana, Elektro
Maribor, Elektro Celje, Elektro Primorska in Elektro Gorenjska. Prevzem električne energije
distribucij iz prenosnega omreţja se je v zadnjih desetih letih povečal za 17,3 %. Zniţanje
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 omreţju, po tem letu je ta prevzem upoštevan kot neposredni
prevzem.
Preglednica 2.2: Prevzem električne energije distribucijskih podjetij iz PO v GWh [ELES]
Slika 2.3: Prevzem in rast električne energije distribucijskih podjetij iz PO [ELES]
Distribucijska podjetja 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Elektro Ljubljana 3.260 3.420 3.539 3.709 3.825 3.928 4.002 3.893 4.023 3.952
Elektro Maribor 1.829 1.906 1.910 1.966 2.030 2.095 2.126 2.005 2.084 2.054
Elektro Celje 1.715 1.754 1.816 1.866 1.923 1.932 1.951 1.843 1.904 1.929
Elektro Primorska 1.314 1.354 1.426 1.556 1.624 1.696 1.536 1.493 1.521 1.624
Elektro Gorenjska 830 881 866 918 952 978 958 868 912 935
Skupaj 8.947 9.315 9.557 10.015 10.354 10.629 10.572 10.102 10.444 10.495
3,0%4,1% 2,6%
4,8%3,4%
2,7%
-0,5%-4,4%
3,4% 0,5%
-8.000,00
-3.000,00
2.000,00
7.000,00
12.000,00
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Prevzem
el. e
nerg
ije iz P
O d
istr
ibucijskih
podje
tij [G
Wh]
Čas [leto]
Elektro Gorenjska Elektro Primorska Elektro Celje Elektro Maribor Elektro Ljubljana Skupna rast
20
Slika 2.4: Deleţi prevzete električne energije distribucij v letu 2011 [ELES]
Iz zgornje slike je razvidno, da je v letu 2011 imel največji deleţ prevzete električne energije
iz prenosnega omreţja 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 omreţja za obdobje zadnjih deset let.
Preglednica 2.3: Rast prevzema električne energije iz PO distribucijskih podjetij med letoma
2002 in 2011 v odstotkih [ELES]
Razpršena proizvodnja na distribucijskem omreţju
Tudi z vidika prenosnega omreţja so razpršeni viri zelo pomembni, saj vplivajo na velikost
prevzema električne energije distribucij iz prenosnega omreţja. Elektrarne na
distribucijskem omreţju 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).
37,7%
19,6%
18,4%
15,5%
8,9%
Elektro Ljubljana Elektro Maribor Elektro Celje Elektro Primorska Elektro Gorenjska
Distribucijska podjetjaabsolutna rast
[%]max [%]/leto min [%]/leto
Elektro Ljubljana 21,2 4,9/2003 -2,7/2009
Elektro Maribor 12,3 4,2/2003 -5,7/2009
Elektro Celje 12,5 3,5/2004 -5,5/2009
Elektro Primorska 23,6 9,1/2005 -9,5/2008
Elektro Gorenjska 12,6 6,1/2003 -9,4/2009
Skupaj 17,3 4,8/2005 -4,4/2009
21
Slika 2.5: Deleţi instaliranih moči razpršene proizvodnje na distribucijskem omreţju v letu
2011 [62]
Zanimive za primerjavo s podatki o proizvodnji električne energije na distribucijskem
omreţju so vrednosti, zabeleţene na prenosnem omreţju, 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.
Sončne elektrarne (SE)
Med OVE ter med razpršenimi viri nasploh imajo daleč najvišjo rast SE (slika 2.6), ki so ţe 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
drţavne spodbude, ki v obliki ugodnih posojil ter subvencioniranega odkupa električne
energije, proizvedene iz SE, ustvarijo ekonomsko upravičeno investicijo, na drugi strani pa
sta s tehničnega vidika njihova preprosta montaţa ter nezahtevno vzdrţevanje dodaten
argument za sprejem odločitve za investiranje v SE.
30,0%
34,2%
0,0%
1,5%
0,0%
2,1%
0,1%8,2%
3,0% 11,0%9,9%
male HE (101 MW)
sončne elektrarne (115 MW)
vetrne elektrarne (0,02 MW)
elektrarne na biomaso (5 MW)
geotermalne elektrarne (0 MW)
elektrarne na odlagališčni plin (7 MW)
elektrarne na plin iz čistilnih naprav
(0,2 MW)
elektrarne na bioplin (28 MW)
SPTE na lesno biomaso (10 MW)
SPTE na fosilna goriva (37 MW)
drugo (33 MW)
22
Slika 2.6: Kumulativna letna instalirana moč sončnih elektrarn v Sloveniji [62]
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 ţe 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 zabeleţena v letu 2009. Ob zmanjševanju višin drţavnih spodbud je
sicer pričakovati umirjanje rasti, vendar lahko v primeru 25 % letne rasti v letu 2022
pričakujemo ţe 1.900 MW instalirane moči SE. Takšna količina obnovljivih virov bo brez
dodatnih vlaganj v slovenskem EES povzročala velike teţave na več področjih. Poleg teţav z
jalovo energijo in napetostjo se bodo teţave kazale tudi v obliki prevelike proizvodnje
električne energije v trenutkih, ko te 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.
SOPO posledice SE zaznava ţe 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 zmoţnostmi ţe 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 omreţij v obliki
shranjevalnikov električne energije, dodatnega obsega rezerv, kompenzacijskih naprav ipd.
0,1 0,2 0,6 1,78,9
45,4
115,5
202
0
50
100
150
200
250
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Insta
lira
na m
oč
SE
[MW
]
Čas [leto]
23
2.1.3 Prevzem električne energije neposrednih odjemalcev iz
prenosnega omreţja
Neposredni odjemalec je odjemalec, ki je priključen na omreţje 110 kV napetostnega nivoja,
prevzema električno energijo neposredno iz prenosnega omreţja in ima z ELES-om
sklenjeno pogodbo o dostopu do prenosnega omreţja, za kar mu ELES zaračunava stroške
uporabe omreţja.
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 ţelezarni 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 Seţana. Vpliv gospodarske krize je najbolj prizadel neposredne odjemalce, kar je
razvidno iz primerjave prevzema električne energije pred krizo leta 2007 in leta 2009, ki
pokaţe, da je prevzem neposrednih odjemalcev padel kar za 59 %. V letih 2010 in 2011 je
zabeleţena 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 omreţja na ravni iz leta 2000.
Preglednica 2.4: Prevzem električne energije neposrednih odjemalcev iz PO v GWh [ELES]
Tako kot preglednica 2.4 za distribucije prikazuje preglednica 2.5 absolutno ter največjo in
najmanjšo letno rast prevzema električne energije neposrednih odjemalcev iz prenosnega
omreţja 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.
Neposredni odjemalci 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Lokacija Kidričevo 1.606 1.742 1.771 1.785 1.774 1.660 1.217 546 623 1.111
Lokacija Ruše 437 433 418 366 333 315 95 17 78 69
Lokacija Jesenice 294 328 324 336 369 365 390 313 396 402
Lokacija Ravne 131 141 146 152 158 163 169 119 149 166
Lokacija Štore 107 119 124 135 152 153 153 93 152 167
Elektro Primorska 28 110
Skupaj 2.575 2.763 2.783 2.775 2.786 2.656 2.024 1.089 1.427 2.025
24
Slika 2.7: Prevzem in rast električne energije neposrednih odjemalcev iz PO [ELES]
Slika 2.8: Deleţi prevzete električne energije neposrednih odjemalcev iz PO v letu 2011
[ELES]
21,5%
7,3% 0,7% -0,3% 0,4%
-4,7%
-23,8%
-46,2%
31,0%
41,9%
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
0
250
500
750
1.000
1.250
1.500
1.750
2.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Prevzem
el. e
nerg
ije iz P
O n
eposre
dnih
odje
malc
ev [G
Wh]
Čas [leto]
Lokacija Štore Lokacija Ravne Lokacija Jesenice Lokacija Ruše
Lokacija Kidričevo Elektro Primorska Skupna rast
54,8%
3,4%
19,9%
8,2%
8,3%
5,4%
Lokacija Kidričevo Lokacija Ruše Lokacija Jesenice
Lokacija Ravne Lokacija Štore Elektro Primorska
25
Preglednica 2.5: Rast prevzema električne energije neposrednih odjemalcev iz PO v odstotkih
[ELES]
2.1.4 Izgube v prenosnem omreţju
Izgubam pri prenosu električne energije se ne moremo izogniti. Povzročajo jih tokovi skozi
impedance elementov, elektromagnetno polje v dielektrikih, histerezni in vrtinčni tokovi v
ţelezu, korona ter odvodni tokovi. K izgubam se štejejo tudi napake in netočnosti pri
merjenju ter porabo sekundarnih sistemov.
Izgube v slovenskem prenosnem omreţju se od leta 2005 natančno merijo, zato so poleg
izgub v notranjem omreţju 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 omreţja, 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 omreţju. Analize kaţejo, da so pred vgradnjo PST tranzitni pretoki povzročali do
46 % vseh izgub v slovenskem prenosnem omreţju. V letu 2011 so ob vključenem PST
izgube zaradi tranzitov dosegle 11 %.
V slovenskem prenosnem omreţju znatno večje količine izgub nastajajo na področju severne
Primorske. V tem delu omreţja se zaradi delovanja ČHE Avče in nezadostnega omreţja
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 omreţju.
Preglednica 2.6: Izgube v prenosnem omreţju Slovenije (brez mejnih DV) [ELES]
Neposredni odjemalciabsolutna rast
[%]max [%]/leto min [%]/leto
Lokacija Kidričevo -30,9 78,2/2011 -55,1/2009
Lokacija Ruše -84,3 349,3/2010 -81,7/2009
Lokacija Jesenice 36,7 26,5/2010 -19,7/2009
Lokacija Ravne 27,0 25,3/2010 -29,5/2009
Lokacija Štore 56,3 63,8/2010 -39,3/2009
Elektro Primorska (2010/2011) 295,7 295,7/2010 /
Skupaj -21,4 41,9/2011 -46,2/2009
Izgube v PO [GWh] 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
253 264 253 275 236 211 202 226 267 237
26
Slika 2.9: Izgube v prenosnem omreţju [ELES]
Slika 2.10: Celotne izgube v prenosnem omreţju z vidnim deleţem, ki jih povzroča tranzit,
letni pretok el. energije proti IT ter prevzem el. energije iz PO [ELES]
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Ce
lotn
e izg
ub
e v
PO
Slo
ven
ije [G
Wh
]
Čas [leto]
Celotne izgube Na notranjem omreţju Na mejnih DV
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Letn
i p
reto
k p
roti
IT
in p
revzem
el. e
nerg
ije iz P
O[G
Wh]
Celo
tne izgube v
PO
Slo
venije [G
Wh]
Čas [leto]
Izgube zaradi tranzita Letni pretok SI-IT Prevzem el. energije iz PO
27
2.1.5 Konične moči in minimalne obremenitve
Konično moč predstavlja največje urno povprečje prevzete električne moči iz prenosnega
omreţja 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.
Minimalna obremenitev je v nasprotju s konično močjo najmanjši urni povprečni prevzem
električne moči iz prenosnega omreţja 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 obremenitev v zadnjem desetletnem obdobju in njihovo rast prikazuje slika 2.11.
Preglednica 2.7: Prevzem v času konične moči in v času minimalne obremenitve prenosnega
omreţja [ELES]
Slika 2.11: Letne konične moči in minimalne obremenitve ter njihova letna rast v obdobju
2002-2011 [ELES]
Obremenitve PO [MW] 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Konična moč 1.901 1.923 1.976 2.082 2.110 2.087 1.990 1.935 1.971 1.996
Minimalna obremenitev 776 803 814 834 851 878 784 614 708 798
15,1% 3,5%1,4%
2,5% 2,0% 3,3%
-10,7%-21,7%
15,3% 12,7%
15,1% 3,5% 1,4% 2,5% 2,0% 3,3%
-10,7%
-21,7%
15,3%
12,7%
-50000%
0%
50000%
100000%
150000%
200000%
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2250
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Ko
nič
ne m
oči in
min
imaln
e o
bre
menit
ve P
O [M
W]
Čas [leto]
Konična moč Minimalna obremenitev Rast koničnih moči Rast minimalnih obremenitev
28
V letu 2011 je minimalna obremenitev nastopila v času prvomajskih praznikov, kar je
običajno. Konična moč je izjemoma nastopila meseca marca, ko ţe 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 omreţje 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 niţal
zaradi vpliva gospodarske krize.
Slika 2.12: Število mesečnih nastopov koničnih moči in minimalnih obremenitev prenosnega
omreţja od leta 1990 do 2011 [ELES]
Slika 2.13: Razporeditev koničnih moči v zimi 2010/2011 [ELES]
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Avg Sep Okt Nov Dec
Šte
vilo n
asto
pov
Mesec
Konična moč
Minimalna obremenitev
1:00
7:00
13:00
19:00
1.800
1.850
1.900
1.950
2.000
1.11.1015.11.10
29.11.1013.12.10
27.12.10
10.1.1124.1.11
7.2.1121.2.11
7.3.1121.3.11
Ura
Urn
a o
bre
menit
ev P
O [M
W]
Datum
1.950-2.000
1.900-1.950
1.850-1.900
1.800-1.850
29
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 zmoţnost njihove realizacije. Kratkoročno so zelo pomembne tudi vremenske
razmere. Razvoj zgoraj naštetih dejavnikov pogojujejo obseg porabe električne energije in
konične obremenitve.
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]
Za slovenske razmere je najpomembnejši 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 moţnosti razvoja
na ostalih področjih (potencialni obseg investicij, moţnost vlaganj v učinkovito rabo energije
in OVE, raven splošnega standarda v druţbi …). 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.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
24.000
28.000
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
Prevzem
el. e
nerg
ije iz P
O [G
wh]
BD
P [m
io E
UR]
Čas [leto]
Bruto domači proizvod Prevzem el. energije iz PO ter izgube v PO
30
Zaradi poloţaja, v katerem se nahajamo, je stopnja zanesljivosti napovedi razvoja porabe
niţja. Sedanje ocene je potrebno zato razumeti kot trenutni pogled na moţni bodoči razvoj
dogodkov glede na razpoloţljive projekcije gospodarskega in druţbenega razvoja ter
dopustiti tudi moţnost 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 omreţja 2013-2022 (NRDO) [27];
upoštevane so dejansko realizirane vrednosti obsega porabe električne energije na
ravni končne energije, realizirane vrednosti oddaje električne energije iz
distribucijskega omreţja, realizirane bilance prenosnega omreţja in koničnih
obremenitev prenosnega omreţja 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 omreţju. 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 omreţij.
Srednja (S) ocena izhaja iz pričakovanega gospodarskega razvoja v letih 2013 in
2014 ter postopnega oţivljanja v letu 2015. V nadaljevanju so predvidene stopnje
rasti porabe končne energije skladne s teorijami inherentne rasti porabe električne
energije. Ta ocena odraţa 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 odraţa 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.
31
2.2.3 Ocena porabe električne energije na ravni končne energije
Končno energijo predstavlja vsa električna energija, predana končnim porabnikom iz omreţij
(tj. električna energija na števcu oz. na pragu končnega odjemalca).
Dolgoročni razvoj brez rasti porabe končne električne energije ni mogoč. Kot kaţejo
mednarodne primerjave, je poraba električne energije na prebivalca večja v drţavah, kjer je
večji tudi ustvarjen BDP na prebivalca. V vseh ocenah razvoja v svetu narašča poraba
električne energije hitreje od porabe drugih, konvencionalnih vrst končne energije.
Preglednica 2.8: Projekcije porabe končne električne energije [12]
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 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 niţji ravni. V predstavljenih ocenah so ţe upoštevani vpliv
dodatne porabe zaradi cestnih električnih vozil, povečan obseg ogrevanja na električno
energijo (toplotne črpalke) in povečan obseg porabe električne energije za klimatizacijo.
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2030
Poraba električne energije (končna energija) v GWh
Nizka ocena 12.363 12.592 12.822 13.051 13.281 13.511 13.740 13.970 14.199 14.429 15.980
Srednja ocena 12.462 12.649 12.963 13.276 13.589 13.903 14.216 14.530 14.843 15.156 17.664
Visoka ocena 12.966 13.372 13.896 14.302 14.696 15.106 15.434 15.805 16.210 16.549 18.795
32
2.2.4 Ocena prevzema električne energije iz prenosnega omreţja
Energija, potrebna na pragu prenosnega sistema, se razlikuje od končne energije. Slednji je
potrebno prišteti energijo za kritje izgub v distribucijskem in prenosnem omreţju ter odšteti
energijo, ki jo proizvedejo razpršeni viri in OVE, ki so priključeni na distribucijsko omreţje. S
tem preidemo do potrebne energije, ki jo morajo zagotoviti sistemski in drugi viri,
priključeni na prenosno omreţje, oz. jo moramo uvoziti.
Prikazani scenariji rabe električne energije predvidevajo izvedbe ukrepov učinkovite rabe
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 doseţeni. Teţave predstavljajo sončne (fotovoltaične) elektrarne, katerih instalirana
moč je ţe 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 OVE pričakuje relativno veliko fotovoltaičnih elektrarn. Ob tem je potrebno
omeniti, da imajo omenjene elektrarne najniţje letne obratovalne ure ter nizko stopnjo
zanesljivosti proizvodnje.
Izgube v prenosnem omreţju so do leta 2015 podrobno ocenjene, kasneje pa zgolj okvirno,
in sicer kot deleţ glede na skupni prevzem električne energije iz prenosnega omreţja. V
oceni niso upoštevane izmenjave električne energije s tujino, spremembe zaradi vključevanja
novih proizvodnih virov in spremembe zaradi spremenjene topologije prenosnega omreţja.
V prikazu prav tako ni upoštevana električna energija delovanja črpalnih hidroelektrarn, ta je
obdelana v poglavju o proizvodnih virih.
Slika 2.15: Napoved prevzema električne energije iz PO v GWh [11]
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
22.000
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Prevzem
el. e
nerg
ije iz P
O [G
Wh]
Čas [leto]
Realizacija Visoka ocena Srednja ocena Nizka ocena
33
Potrebe po energiji na ravni prenosnega omreţja v obdobju 2013-2022 rastejo po povprečni
letni stopnji med 0,8 in 2,5 %. Napovedi rasti odjema neposrednih odjemalcev so povzete po
anketi. 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 zniţanje prevzema. Povečevanje prevzema se od leta 2013 pričakuje v vseh treh
ocenah. Potrebe po energiji na prenosnem omreţju se večajo predvsem zaradi povečanega
odjema distribucijskih odjemalcev iz prenosnega omreţja in to navkljub pričakovanem
precejšnjem povečanju proizvodnje iz OVE in SPTE na fosilna goriva na distribucijskem
omreţju. 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.
Preglednica 2.9: Struktura scenarijskih ocen prevzema električne energije iz PO [12]
2.2.5 Napoved koničnih moči
Konična moč prenosnega omreţja je določena kot funkcija porabe končne energije in
prevzema električne energije iz prenosnega omreţja. Dobljene rezultate prikazujeta
preglednica 2.10 in slika 2.16.
Konična moč prenosnega omreţja 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 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.
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2030
Prevzem distribucijskih podjetij iz PO v GWh
Nizka ocena 9.882 9.957 10.057 10.199 10.334 10.483 10.691 10.862 10.964 11.140 12.370
Srednja ocena 9.987 10.017 10.205 10.436 10.659 10.896 11.192 11.451 11.642 11.906 14.138
Visoka ocena 10.527 10.799 11.225 11.570 11.896 12.255 12.587 12.929 13.241 13.558 15.750
Prevzem neposrednih odjemalcev iz PO v GWh
Nizka ocena 2.069 2.088 2.095 2.103 2.121 2.129 2.084 2.084 2.154 2.154 2.174
Srednja ocena 2.069 2.088 2.095 2.103 2.121 2.129 2.084 2.084 2.154 2.154 2.174
Visoka ocena 2.069 2.088 2.095 2.103 2.121 2.129 2.084 2.084 2.154 2.154 2.174
Izgube v PO v GWh
Nizka ocena 315 315 315 263 265 267 270 272 274 277 291
Srednja ocena 315 315 315 268 272 276 280 284 288 292 326
Visoka ocena 315 315 315 293 299 305 310 315 322 327 358
Skupni prevzem električne energije iz PO v GWh
Nizka ocena 12.266 12.360 12.467 12.565 12.720 12.879 13.044 13.217 13.392 13.570 14.835
Srednja ocena 12.371 12.419 12.615 12.807 13.052 13.301 13.556 13.819 14.084 14.352 16.638
Visoka ocena 12.911 13.202 13.635 13.965 14.315 14.689 14.980 15.329 15.717 16.039 18.282
34
Podobno kot pri opisu prevzema električne energije iz prenosnega omreţja tudi v ta pregled
ni vključeno delovanje črpalnih hidroelektrarn, so pa upoštevani razpršeni viri električne
energije in proizvodnja iz OVE na distribucijskem nivoju ter vpliv električnih vozil. Delovanje
razpršenih virov je izraţeno posredno preko zmanjšanih potreb po prevzeti električni
energiji iz prenosnega omreţja; dejanski prispevek v proizvedeni energiji je mnogo manjši,
kot je nominalni prispevek v instalirani moči.
Slika 2.16: Konična moč v MW [12]
Preglednica 2.10: Scenarijske ocene koničnih moči v MW [12]
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 deleţ 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 preteţni meri ţe odpravljene.
1.500
1.650
1.800
1.950
2.100
2.250
2.400
2.550
2.700
2.850
3.000
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Ko
nič
na m
oč P
O [M
W]
Čas [leto]
Konična moč PO Nizka ocena Srednja ocena Visoka ocena
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2030
Nizka ocena 1.942 1.944 1.946 1.970 1.994 2.017 2.041 2.064 2.091 2.118 2.289
Srednja ocena 1.967 1.969 1.971 2.008 2.046 2.084 2.122 2.160 2.201 2.242 2.575
Visoka ocena 2.050 2.094 2.137 2.190 2.243 2.296 2.348 2.401 2.452 2.503 2.842
35
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 omreţju se ti učinki kaţejo kot niţji prevzem distribucijskih podjetij predvsem
zaradi razpršene proizvodnje in učinkov učinkovite rabe električne energije na distribucijskih
omreţjih. 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
moţni tako na prenosnem kot na distribucijskem omreţju, 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 zadolţen 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 niţjo raven porabe električne
energije, optimizacijo pretokov moči, zviševanje nivoja zanesljivosti obratovanja, sprostitev
zamašitev in preobremenitev tako v distribucijskem kot v prenosnem omreţju. Cilj je tudi
stroškovno učinkovito podpirati delovanje sistema, predvsem so pri tem mišljene omejitve
konične moči, zniţevanje izgub, zviševanje kakovosti električne energije, zniţevanje 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.
36
2.3.2 Pametna omreţja
Koncept pametnih omreţij (SmartGrids) je v prenosnih omreţjih prisoten ţe vrsto let. 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 omreţje) 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 omreţij so informacijske in komunikacijske tehnologije, ki povezujejo vse
elemente v sistemu v funkcionalno operativno celoto.
ELES je kot operater prenosnega omreţja zaradi narave svojega delovanja ţe dalj časa močno
vpet v koncept pametnih omreţij.
V ELES-u so nekateri koncepti pametnih omreţij ţe 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 omreţja ţe 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.
37
3 POKRIVANJE PREVZETE ELEKTRIČNE ENERGIJE IN MOČI
IZ PRENOSNEGA OMREŢJA
V nadaljevanju so predstavljene proizvodne enote električne energije, ki so priključene na
prenosno omreţje. 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 Savi, ČHE Avče, plinski bloki v TEŠ), medtem ko investicije v pasovne
enote zaostajajo. Razmere na področju zadostnosti domače proizvodnje navidezno
izboljšuje niţji prevzem zaradi vpliva svetovne gospodarske krize.
3.1 ANALIZA PROIZVODNJE IN INSTALIRANIH MOČI HE, TE in
NEK
Proizvodne enote, priključene na prenosno omreţje 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 omreţje vseh proizvodnih enot.
Lastništvo NEK je enakovredno razdeljeno med Republiko Slovenijo in Republiko Hrvaško.
NEK proizvaja in dobavlja električno energijo izključno v korist druţbenikov GEN energija,
d.o.o., in Hrvatske elektroprivrede, d.d., ki imata pravico in obveznost do prevzema 50 %
skupne razpoloţljive moči in električne energije na pragu NEK. Proizvodnja NEK je zato
prikazana deljeno kot slovenski in hrvaški deleţ. Med letoma 1999 in 2002 Slovenija ni
dobavljala električne energije iz NEK Hrvaški, zato je v tem obdobju celoten deleţ
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 niţjo močjo. Ostalo proizvodnjo
sestavljajo kvalificirani proizvajalci, priključeni na prenosno omreţje (industrijske
kogeneracije, male HE, v zadnjem obdobju pa je tudi vse več fotovoltaičnih elektrarn).
Preglednica 3.1: Instalirana moč na pragu HE, TE in NEK v obdobju 2002-2011 v MW [25]
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Hidroelektrarne 800 800 814 832 863 863 863 905 1.090 1.090
Termoelektrane 1.245 1.256 1.256 1.268 1.265 1.265 1.305 1.305 1.280 1.280
NEK 676 676 676 676 696 696 696 696 696 696
38
Slika 3.1: Proizvodnja električne energije HE, TE in NEK ter instalirana moč na pragu
Slika 3.2: Proizvodnja električne energije v prenosnem omreţju glede na vrsto energenta za
leto 2011 (celoten NEK) [ELES]
Glede na deleţ 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. Deleţ hidroenergije je znašal 24 %. Biomaso uporabljata za soseţig TE-TOL in TE
Trbovlje, vendar je prispevek tega energenta v primerjavi z vsemi ostalimi manjši kot 1 %.
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
5.303
3.2592.606 2.806 2.641 2.711 2.985 2.726 2.686 2.949
1.7042.606
2.8062.641 2.711
2.9852.726 2.686
2.949
4.7194.609
4.6154.601
4.7284.817
4.868
4.700 4.795
4.787
2.944
2.655
3.596 3.037 3.120 2.815
3.5124.274 4.064 3.218
4184 14477
87 87112
97
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Mo
č n
a p
ragu [M
W]
Od
daja
el. e
nerg
ije v
PO
[GW
h]
Čas [leto]
NEK SLO NEK HR TE HE ČHE Ostala oddaja v PO Instalirana moč na pragu
OVE
24%
fosilna goriva
34%
jedrsko gorivo
42%
39
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.
Slika 3.3: Proizvodnja verig HE ter njihova skupna instalirana moč med leti 2002 in 2011
[ELES]
Slika 3.4: Proizvodnja TE in NEK ter njihova skupna instalirana moč na pragu med leti 2002
in 2011 [ELES]
2.3152.158
2.756
2.451 2.400
2.152
2.565
3.266
2.827
2.416
288
220
363
280 350
347
454
546
702
455
341
277
477
306370
316
493
462
535
348
4
184
144
0
200
400
600
800
1.000
1.200
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Mo
č n
a p
ragu [M
W]
Od
daja
el. e
nerg
ije v
PO
[GW
h]
Čas [leto]
HE na Dravi HE na Savi HE na Soči ČHE Avče Skupna instalirana moč HE
5.303
3.2592.606 2.806 2.641 2.711 2.985 2.726 2.686 2.949
1.7042.606
2.8062.641 2.711
2.985
2.726 2.686
2.949
3.658
3.4643.550
3.5723.684 3.696
3.793
3.698 3.893
3.721
648
646612
588632 630
654
645517
672383
397415
407393
415
408
349 385
38830
10238
3320
77
12
9 1
7
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Mo
č n
a p
ragu [M
W]
Od
daja
el. e
nerg
ije v
PO
[GW
h]
Čas [leto]
NEK SLO NEK HR TE Šoštanj TE Trbovlje TE-TOL TE Brestanica Skupna instalirana moč na pragu TE
40
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 2009 2010 2011
Dravograd 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26
Vuzenica 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56
Vuhred 59 59 72 72 72 72 72 72 72 72
Oţbalt 59 59 59 73 73 73 73 73 73 73
Fala 58 58 58 58 58 58 58 58 58 58
Mariborski otok 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60
Zlatoličje 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114
Formin 116 116 116 116 116 116 116 116 116 116
HE na Dravi 547 547 561 575 575 575 575 575 575 575
Moste 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21
Mavčiče 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38
Medvode 21 21 21 25 25 25 25 25 25 25
Vrhovo 37 37 37 37 34 34 34 34 34 34
Boštanj 34 34 34 34 34 34
Blanca 42 42 42
HE na Savi 117 117 117 121 152 152 152 194 194 194
Doblar I+II 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70
Plave I+II 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34
Solkan 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
ČHE Avče
(proizvodnja/črpanje)185/180 185/180 185/180
HE na Soči 136 136 136 136 136 136 136 136 321 321
TEŠ blok I+II+III 122 122 122 122 119 119 75 75 50 50
TEŠ blok IV 246 246 246 248 248 248 248 248 248 248
TEŠ blok V 294 305 305 305 305 305 305 305 305 305
TEŠ PT 51 42 42 42 42
TEŠ PT 52 42 42 42 42
TE Šoštanj 662 673 673 675 672 672 712 712 687 687
TET blok II 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110
TET PB I+II 58 58 58 58 58 58 58 58 58 58
TE Trbovlje 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168
PB1 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21
PB2 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21
PB3 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21
TA1 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
TA2 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11
PE IV+V 228 228 228 228 228 228 228 228 228 228
TE Brestanica 312 312 312 312 312 312 312 312 312 312
Blok I premog 29 29 29 39 39 39 39 39 39 39
Blok II premog 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29
Blok III premog 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45
TE-TOL 103 103 103 113 113 113 113 113 113 113
NE Krško 676 676 676 676 696 696 696 696 696 696
41
3.1.1 Pregled manjkajoče moči in energije
Oceno zadostnosti EES sestavljata oceni zadostnosti omreţja 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 moţnosti 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 omreţju proizvedli 3,3 % več električne energije od
prevzema. Ţe v letu 2010, ko se je prevzem električne energije povečal, je bila bilanca
ponovno negativna. V letu 2011 je uvoz Slovenije znašal ţe 13,6 %.
Preglednica 3.3: Proizvodnja in prevzem električne energije iz PO ter njuna razlika [ELES]
(GWh) (%)
2002 12.966 11.775 / 1.191 10,1
2003 12.227 12.342 1.704 -1.819 -14,7
2004 13.423 12.615 2.606 -1.798 -14,3
2005 13.249 13.065 2.806 -2.622 -20,1
2006 13.129 13.376 2.641 -2.887 -21,6
2007 13.133 13.496 2.711 -3.074 -22,8
2008 14.436 12.798 2.985 -1.347 -10,5
2009 14.517 11.417 2.726 373 3,3
2010 14.527 12.383 2.686 -541 -4,4
2011 14.144 12.949 2.949 -1.755 -13,6
Prevzem HR*
(GWh)
Bilanca**Leto
Proizvodnja
(GWh)
Prevzem
(GWh)
42
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 omreţja 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 omreţju, 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 omreţju
Predvideva se vlaganje v nove proizvodne enote na prenosnem omreţju 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 ţe v fazi gradnje in imajo pridobljeno gradbeno ter okoljsko dovoljenje
(HE Krško, TEŠ blok 6); konec obratovanja obstoječih enot je pogojen z njihovo
ţivljenjsko dobo;
scenarij B (realističen) upošteva realno pričakovano vlaganje v proizvodne enote.
Izkušnje v preteklem obdobju kaţejo na 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 doseţemo vse cilje akcijskih načrtov za
OVE in URE do leta 2020.
Vsi scenariji predvidevajo zaustavitev obstoječih enot tako, kot jih narekuje preglednica 3.4.
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.
43
Pregled vseh scenarijev
Scenarij A
Scenarij B
Scenarij C
Scenarij 2020
Slika 3.5: Pregled predpostavk za vse štiri scenarije
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 omreţja 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.
V nadaljevanju je prikazano pokrivanje prevzema električne energije ter moči na prenosnem
omreţju, 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.
prevzem el. en. novi OVE
izvaja
nje
UR
Eno
ve T
E
nove JE nove ČPZ
nizek
srednji
visok
prevzem el. en. novi OVE
izvaja
nje
U
REn
ove T
E
nove JE nove ČPZ
nizek
srednji
visok
prevzem el. en. novi OVE
izvaja
nje
UR
E
no
ve T
E
nove NE nove ČPZ
nizek
srednji
visok
prevzem el. en. novi OVE
izvaja
nje
UR
Eno
ve T
E
nove JE nove ČPZ
nizek
srednji
visok
44
Preglednica 3.4: Celoten nabor instaliranih moči na pragu obstoječih in novih proizvodnih
enot na prenosnem omreţju do leta 2022 [25]
Agregati na PO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Sc
HIDROELEKTRARNE
Dravograd 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26
Vuzenica 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56
Vuhred 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72
Oţbalt 73 73 73 73 73 73 73 73 73 73 73
Fala 58 58 58 58 58 58 58 58 58 58 58
Mariborski otok 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60
Zlatoličje 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Formin 116 116 116 116 116 116 116 116 116 116 116
ČHE Kozjak 403 403 403 403 403 B,C,20
HE na Dravi 581 581 581 581 581 581 984 984 984 984 984
Hrastje-Mota 20 20 20 20 C,20
HE na Muri 20 20 20 20
Moste 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21
Moste 2,3 48 48 48 48 48 48 B,C,20
Mavčiče 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38
Medvode 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25
Renke 36 B,C,20
Trbovlje 35 35 35 B,C,20
Suhadol 41 41 41 41 41 B,C,20
Vrhovo 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34
Boštanj 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
Blanca 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38
Krško 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 A,B,C,20
Breţice 56 56 56 56 56 56 56 B,C,20
Mokrice 32 32 32 32 32 32 B,C,20
HE na Savi 226 226 226 226 282 362 403 403 438 438 474
Doblar 1+2 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70
Plave 1+2 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34
Solkan 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32
ČHE Avče 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180
Učja 34 34 34 34 34 C,20
Zadlaščica ll 5 5 C,20
HE na Soči 316 316 316 316 316 316 350 350 350 350 350
HE skupaj 1.124 1.124 1.124 1.124 1.180 1.260 1.738 1.758 1.793 1.793 1.829
VETRNE ELEKTRARNE
VE Avče 10 10 10 10 10 10 10 10 C,20
VE skupaj 0 0 0 10 10 10 10 10 10 10 10
TERMOELEKTRARNE 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
TEŠ blok 3 50 50
TEŠ blok 4 248 248
TEŠ blok 5 305 305 305 305 305 305 305 305 305 305 305
TEŠ PE1 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42
TEŠ PE2 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42
TEŠ blok 6 545 545 545 545 545 545 545 545 A,B,C,20
TE Šoštanj 687 687 389 934 934 934 934 934 934 934 934
TET blok 2 110 110 110 110 114 114 114 114 114 114 114 B,C
TET PB 1+2 58
TET PPE 282 282 282 282 282 282 282 282 C,20
TE Trbovlje 168 110 110 392 396 396 396 396 396 396 396
PB1 21 21 21 21
PB2 21 21 21 21
PB3 21 21 21 21
TA1 10 10
TA2 11 11
PE 4+5 228 228 228 228 228 228 228 228 228 228 228
PE VI-IX 80 80 80 160 160 160 160 160 B,C,20
TE Brestanica 312 312 291 371 308 308 388 388 388 388 388
Blok 1 premog 39 39 39 39 39 39 39 39
Blok 2 premog 29 29 29 29
Blok 3 premog 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45
Blok 4 PPE1 117 117 117 117 117 117 117 B,C,20
TE-TOL 113 113 113 113 201 201 201 201 162 162 162
TE skupaj 1.280 1.222 903 1.810 1.839 1.839 1.919 1.919 1.880 1.880 1.880
NEK 696 696 696 696 696 696 696 696 696 696 696
JEK 2 1.100 C
45
3.2.2 Pokrivanje prevzete električne energije
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, razpoloţljive 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 omreţja. Diagrami prikazujejo proizvodnjo ob povprečnih
hidroloških razmerah. Za scenarije A, B in C je relevantna krivulja prevzema V, za scenarij
2020 pa niţja krivulja prevzema S.
Slika 3.6: Pokrivanje prevzete električne energije s proizvodnjo električne energije do leta
2022 [ELES], [11]
Slika 3.7: Deleţi oddane el. energije v prenosno omreţje glede na vrsto energenta [ELES]
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B c
2020 A B C
2020 A B C
2020
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Ele
ktr
ična e
nerg
ija [G
Wh]
Čas [leto], scenarij
NEK SLO+JEK 2 TE OVE Prevzem (srednja ocena) Prevzem (visoka ocena)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
A B C 2020 A B C 2020
2013 2022
25,0 25,0 25,0 25,0 23,8 21,6
50,6
20,8
41,5 41,5 41,5 41,5 44,3 47,1
30,4
45,5
33,5 33,5 33,5 33,5 31,9 31,319,1
33,7
De
leţ p
roiz
ved
en
e e
l. e
nerg
ije
Čas [leto], scenarij
NEK TE OVE
46
Slika 3.7 razkriva, da ni pričakovati bistvenih sprememb v deleţih oddane električne energije
v prenosno omreţje glede na vrsto energenta, razen v primeru izgradnje nove jedrske
elektrarne po scenariju C.
Ocena doseganja okoljskih ciljev do leta 2020
Slovenija je obvezana, da do leta 2020 doseţe ambiciozne cilje s področja proizvodnje
električne energije iz OVE. Cilj, ki si ga ţeli 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
doseţemo po nobenem scenariju. Najbliţje se cilju pribliţa scenarij 2020, ki predvideva
popolno realizacijo akcijskih načrtov za URE in OVE ter izgradnjo vseh načrtovanih HE na
prenosnem omreţju 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.
Slika 3.8: Deleţ OVE v končni porabi el. energije
3.2.3 Razlika med prevzeto in oddano električno energijo iz
prenosnega omreţja
Zaradi naraščanja potreb po električni energiji v začetku preteklega opazovanega obdobja je
uvozna odvisnost znašala ţe dobrih 23 %. Uvozna odvisnost je dosegla raven
samozadostnosti v letih 2009 in 2010 predvsem zaradi niţjega prevzema (vpliv gospodarske
39,3%
25%
27%
29%
31%
33%
35%
37%
39%
41%
43%
45%
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Dele
ţ O
VE v
končni p
ora
bi el. e
nerg
ije
Čas [leto]
A B C 2020 Cilj
47
krize) ter visoke proizvodnje HE na račun ugodne hidrologije. V letu 2011 smo ponovno
uvaţali 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 %.
Slika 3.9: Uvozna odvisnost Slovenije glede na razliko med prevzeto in oddano električno
energijo iz prenosnega omreţja od 1997 do 2022 [ELES], [11]
Za zagotavljanje zanesljive oskrbe z električno energijo je potrebno zgraditi več novih
proizvodnih enot. Ponovna rast prevzema električne energije v prihodnosti in iztek
ţivljenjske 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
7,55,4
-12,1
-11,5-15,3
-10,1
21,0
14,3
20,121,6
23,4
10,5
-3,3
2,1
11,6
29,9
22,7
-36,6
17,515,2
27,6
11,6
-50
-45
-40
-35
-30
-25
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Uvozna o
dvis
nost
[%
]
Čas [leto]
Preteklo obdobje A B C 2020
48
in podobnih izrednih razmer. Višje kot je razmerje, bolj je sistem odporen na tovrstne
motnje.
Razmerje moči v slovenskem EES se je v začetku prejšnjega desetletja niţalo predvsem
zaradi hitrejše rasti koničnih od instaliranih moči. Med leti 2008 in 2011 je viden vpliv
zniţanja 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.
Slika 3.10: Razmerje med instalirano in konično močjo do leta 2020 [11], [25]
V nadaljevanju so prikazane razmere v slovenskem prenosnem omreţju v času skrajnih
normalnih obratovalnih stanj, tj. v času tipičnih koničnih moči in minimalnih obremenitev.
Angaţiranje proizvodnih enot je statistično določeno glede na pretekle podatke s pomočjo
stohastičnih izračunov ob povprečni letni hidrologiji ob upoštevanju razpoloţljivih tehničnih
podatkov posameznih enot. V času minimalnih obremenitev je obremenitev prenosnega
omreţja višja zaradi prevzema ČHE (slika 3.13).
1,4
1,6
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,5
1,5
1,6
1,5
1,2
1,6
2,2
1,5
1,4
1,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
2,2
2,4
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Razm
erj
em
ed insta
lira
nim
i in
konič
nim
i m
očm
i
čas [leto]
Preteklo obdobje A B C 2020
49
Pokrivanje letne konične obremenitve
Slika 3.11: Pokrivanje zimske konične moči do leta 2022 [ELES], [11]
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
moči prenosnega omreţja ob predpostavljenem povprečno pričakovanem angaţiranju
proizvodnih enot potreben uvoz v višini pribliţno 630 MW.
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 pribliţno 460 MW.
Slika 3.12: Pokrivanje poletne konice do leta 2022 [ELES], [11]
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B c
2020 A B C
2020 A B C
2020
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Mo
č [M
W]
Čas [leto], scenarij
NEK SLO+JEK 2 TE OVE ČHE Obremenitev (V) Obremenitev (S)
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B c
2020 A B C
2020 A B C
2020
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Mo
č [M
W]
Čas [leto], scenarij
NEK SLO+JEK 2 TE OVE ČHE Obremenitev (V) Obremenitev (S)
50
Vpliv ČHE na EES v času minimalnega prevzema iz prenosnega omreţja
Slika 3.13: Pokrivanje poletnega minimuma do leta 2022 [ELES], [11]
S slike 3.13 je v času minimalnih obremenitev ob upoštevanju povprečnega angaţiranja
mogoče razbrati negativno bilanco v celotnem opazovanem obdobju za vse scenarije, razen
v primeru zgraditve JEK 2. Krivulji odjema sta 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 pribliţno 560 MW.
3.2.5 Rezerve moči v slovenskem EES
Rezervo delovne in jalove moči za regulacijo frekvence oz. napetosti zagotavljajo ponudniki
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 ţe potekajo
dogovori s sosednjimi SOPO o skupnem zagotavljanju in optimizaciji delovanja sekundarne
ter terciarne regulacije frekvence. Pravila zdruţenja 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 ţe 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 omreţju in otočno povezanih proizvodnih enot čim bolj geografsko porazdeljeni
po regulacijskem območju.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B C
2020 A B c
2020 A B C
2020 A B C
2020
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Mo
č [M
W]
Čas [leto], scenarij
NEK SLO+JEK 2 TE OVE Min obremenitev (V)+ČHE Min obremenitev (S)+ČHE
51
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 drţava nima tako izrazito neugodnega
razmerja med celotno instalirano močjo elektroenergetskega sistema in zahtevano velikostjo
terciarne rezerve. Ţal 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 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 vzdrţevanja in ostalih
vlaganj v infrastrukturo.
Drugo skupino enot za zagotavljanje terciarne rezerve predstavljajo ostali poljubni
udeleţenci 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 omreţnine 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 omreţnine 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.
52
Slika 3.14: Diagram potreb po terciarni rezervi delovne moči v naslednjem desetletnem
obdobju [ELES]
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
drţav oz. regulacijskih območij.
-500
-300
-100
100
300
500
700
900
1100
1300
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Terc
iarn
a r
ezerv
a d
elo
vne m
oči
[M
W]
Čas [leto]
53
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 niţje od termičnih zmogljivosti čezmejnih povezav. Preglednica 3.5 prikazuje razmere
na slovenskih mejah z vidika NTC vrednosti ter fizičnih pretokov v letu 2011.
ELES se uspešno upira trendom omejevanja NTC vrednosti in v povprečju dviguje njegovo
višino na vseh svojih mejah (slika 3.16).
Preglednica 3.5: Največje vrednosti NTC, fizična zmogljivost in fizični pretoki na slovenskih
mejah v letu 2011
Kljub strategiji povečevanja NTC vrednosti je v prihodnosti večji dvig mogoče pričakovati
samo z zgraditvijo novih meddrţavnih povezav in z investicijami v kritične točke omreţja.
Preglednica 3.6 prikazuje ocenjene prihodnje vrednosti NTC na slovenskih mejah ob
predvidenem razvoju slovenskega omreţja. Bistven vpliv na NTC vrednosti bodo imele nove
povezave s tujino (DV 2 x 400 kV Cirkovce–Pince in nove povezave z Italijo).
Preglednica 3.6: Indikativne NTC vrednosti na slovenskih mejah v letih 2020 in 2030
Navedene vrednosti prihodnjih NTC vrednosti so zgolj indikativne in niso usklajene s
sosednjimi sistemskimi operaterji.
IT [MW] AT [MW] HR [MW]
Termična zmogljivost povezav * 2.236 3.039 4.210
Vrednost NTC - zima 2011** (uvoz/izvoz) 180/630 900/900 900/1.000
Vrednost NTC - poletje 2011** (uvoz/izvoz) 145/480 900/900 900/1.000
Največji pretok v 2011*** (uvoz/izvoz) 298/1.441 1.015/811 1.409/918
Povprečni pretok v 2011**** (uvoz/izvoz) 1/541 263/38 246/79
*vir: Sistemska obratovalna navodila za prenosno omreţje električne energije (SONPO)
** Upoštevane najvišje vrednosti
*** Največji urni fizični pretok moči na meji
**** Letno povprečje urnih fizičnih pretokov moči na meji
IT HR AT HU
2030 1.450/2.630 1.000/1.000 1.500/1.500 2.000/2.000
LetoIndikativne NTC vrednosti v MW* (uvoz/izvoz)
2020 1.350/1.630 1.000/1.000 1.500/1.500 2.000/2.000
54
3.3.2 Čezmejno trgovanje z električno energijo
Čezmejno trgovanje z električno energijo je segment trga z električno energijo, ki je v
zadnjih letih doţivel 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 razpoloţljivih prenosnih zmogljivosti med
sistemskimi operaterji;
trţno in koordinirano dodeljevanje prenosnih zmogljivosti;
najvišja moţna 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 netrţnega 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 sveţenj 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.
Slika 3.15: Pričakovane spremembe na področju dodeljevanja čezmejnih prenosnih
zmogljivosti
UNILATERALNO
KOORDINIRANO
SI - AT
NETRŢNO
BILATERALNO
KOORDINIRANO
REGIONALNO
KOORDINIRANO
BILATERALNO
IMPLICITNO
REGIONALNO
IMPLICITNO
' 'FLOW BASED''
IMPLICITNO
Leto
20
07
T
R
Ţ
N
O
C
I
L
J
N
I
M
O
D
E
LSI - IT
SI - HR
20
08
20
10
20
11
20
13
20
15
20
22
55
Komercialne spremembe
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 sistemih sosednjih sistemskih
operaterjev, in ne posledica slovenskega prenosnega omreţja, ki samo po sebi omogoča
večje količine čezmejnega trgovanja, še posebej po umestitvi prečnega transformatorja v
Divači.
Kot je razvidno s slike 3.16, je ELES v sodelovanju 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 omreţju, medtem ko lahko
zasluge za povečanje NTC v smeri Slovenija-Italija pripišemo prečnemu transformatorju v
Divači.
Slika 3.16: Povprečna dnevna vrednost NTC v obdobju 2009-2012
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 kaţe 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 drţave z vidika neto uvoza ali izvoza
električne energije v letu 2011.
900
900
1000
160
430
900
900
1000
160
430
900
900
1000
160
580
950 1100 1350
160
630
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
AT<=>SI HR=>SI SI=>HR IT=>SI SI=>IT
NT
C v
rednost [M
W]
meja in smer
2009 2010 2011 2012
56
AT
BG
HR
CZ
FI
FR
DE
GR
IE
IT
HU
LV
MK
NO
PL
RS
SK
SI
ES
SE
CH
GB
DK
PT
BA
BE
NL
EE
LT
RO
Uvoz
Izvoz
Slika 3.17: Pregled neto uvoznic in izvoznic v letu 2011 v sistemu ENTSO-E [ENTSO-E]
Zgornja slika 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 kaţe, 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 %.
Slika 3.18: Povprečne NTC vrednosti ter njihova izkoriščenost od 2010 do 2012 [ELES]
57
3.3.4. Prognoza razmer v vplivnem območju sistema ENTSO-E
Slovensko prenosno omreţje 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, Madţarska,
Avstrija, Romunija, Hrvaška in Slovenija);
Continental South East Region (Madţarska, 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 razpoloţljivih NTC vrednosti treba
upoštevati tudi energetske bilance drţav 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 drţavah je moč sprejeti določene sklepe o moţnosti uvoza
električne energije v prihodnosti. Posamezna območja sestavljajo naslednje drţave:
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,
Madţarska in zahodna Ukrajina);
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 razpoloţljivi dodatni moči posameznih drţav. Ta nam pove, ali bo
opazovano območje v normalnih razmerah imelo dovolj proizvodnih kapacitet za izvoz.
Dejanske bilance drţav dokončno oblikuje trg. Slika 3.19 prikazuje pričakovana gibanja
porabe električne energije ter instaliranih moči glede na vrsto energenta. Diagrami kaţejo,
da se bo v razvitih drţavah 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 ţivljenjske 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 razpoloţljive moči v območjih ENTSO-E (za razvojni scenarij B) prav zaradi velikih
kapacitet OVE.
58
Slika 3.19: Pregled instaliranih moči in razpoloţljive dodatne moči v območjih ENTSO-E do
leta 2030 po scenariju B [29]
S slike 3.19 je moč razbrati, da bo razpoloţljiva 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 preseţke 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 ne bodo pozitivno vplivali na oblikovanje
cen v omenjeni regiji. V tem smislu se še kot kako smotrna kaţe 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 Madţarsko, ki predstavlja
dodatno moţnost uvoza električne energije v Slovenijo.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2011 2016 2020 2030
Insta
lira
na m
oč [G
W]
Čas [leto]
Jedrska
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2011 2016 2020 2030
Insta
lira
na m
oč [G
W]
Čas [leto]
Fosilna
0
5
10
15
20
25
30
2011 2016 2020 2030
Mo
č [G
W]
Čas [leto]
Dodatna razpoloţljiva moč
0
50
100
150
200
250
300
2011 2016 2020 2030
Insta
lira
na m
oč [
GW
]
Čas [leto]
OVE
0
10
20
30
40
50
60
70
2011 2016 2020 2030
Insta
lira
na m
oč [
GW
]
Čas [leto]
HE020406080
2011 2016 2020 2030
Jedrska
JZ Evropa
Osrednja Evropa
V Evropa
Balkan
Italija
59
4 NAČRTOVANJE PRENOSNEGA OMREŢJA
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 omreţje 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 drţavno zakonodajo in
ustrezen regulativni okvir, ki daje obzir tudi varnosti ljudi in infrastrukture, okoljski politiki
ter omejitvam in povečanju ekonomske učinkovitosti.
Glavni cilj načrtovanja razvoja prenosnega omreţja je zagotoviti ustrezno elektroenergetsko
infrastrukturo, ki bo glede na vse pričakovane srednje- in 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 omreţja vsem udeleţencem na trgu;
nadaljnjemu odpiranju in integraciji vseevropskega trga z električno energijo;
izboljšanje energetske učinkovitosti.
V nadaljevanju je predstavljen razvoj prenosnega omreţja Republike Slovenije za naslednje
desetletno obdobje; v luči skupnega panevropskega elektroenergetskega omreţja pa je
podana tudi vizija razvoja slovenskega prenosnega omreţja do leta 2050.
4.1 PREDSTAVITEV PRENOSNEGA OMREŢJA
Prenosno omreţje je namenjeno prenosu električne energije od virov proizvodnje do
distribucijskih omreţij in neposrednih odjemalcev, priključenih na prenosno omreţje, ter
izmenjavi električne energije s sosednjimi operaterji. Prenosno omreţje je visokonapetostno
elektroenergetsko omreţje, ki ga v Sloveniji sestavljajo trije napetostni nivoji, in sicer 400,
220 in 110 kV nivo.
Konec leta 2011 je skupna dolţina 400 kV daljnovodov znašala 508 km, 220 kV daljnovodov
328 km, skupna dolţina 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.
60
V omreţju 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);
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).
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).
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 vzdrţevanja elektroenergetske opreme.
Preglednica 4.1 prikazuje pregled starosti visokonapetostnih daljnovodov v Sloveniji,
medtem ko preglednica 4.2 prikazuje oceno starosti energetskih transformatorjev v omreţju
Slovenije. Pri tem velja omeniti, da je ţivljenjska doba transformatorjev odvisna predvsem od
stopnje staranja izolacije, ta pa je odvisna od temperature najtoplejšega dela navitja oz. od
obremenitve transformatorja.
Strokovne ocene, pripravljene v okviru delovne skupine CIGRE WG 37-27 (Staranje sistema),
so naslednje: stikala (zrak, olje, plin) naj bi zdrţala 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 niţje ([42], [43]). Po ocenah o ţivljenjski dobi elektroenergetskih elementov so
slovenski transformatorji na 110 kV napetostnem nivoju ţe 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.
61
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
napetostnem nivoju se nahajata v RTP Cirkovce, na 110 kV napetostnem nivoju pa so
najstarejši transformatorji v RTP Divača in RTP Pekre.
Preglednica 4.1: Starost daljnovodov po napetostnih nivojih
Preglednica 4.2: Starost energetskih transformatorjev po napetostnih nivojih
Spodnja slika prikazuje pregled starosti daljnovodov in energetskih transformatorjev v
omreţju Slovenije po posameznih napetostnih nivojih.
Slika 4.1: Povprečna starost daljnovodov in transformatorjev po napetostnih nivojih
DALJNOVOD*
0-10 11-20 21-30 31-40 41< Skupaj
Nap. nivo
110 kV 39 270 296 379 696 1.680
220 kV 0 0 0 88 240 328
400 kV 0 47 62 399 0 508
Skupaj 39 317 358 866 936 2.516
* Vsi sistemi so obravnavani ločeno
Starost [leta]
Dolţina [km]
TRANSFORMATOR
0-10 11-20 21-30 31-40 41< Skupaj
Nap. nivo
110 kV 0 0 1 5 2 8
220 kV 1 0 3 5 1 10
400 kV 3 0 2 4 0 9
Skupaj 4 0 6 14 3 27
Starost [leta]
Število
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
110 220 400
Po
vpre
čna s
taro
st [l
eta
]
Napetostni nivo [kV]
Daljnovodi Transformatorji
62
Na sliki 4.2 so predstavljena starostna stanja ostalih tipov elektroenergetskih elementov in
VN naprav v omreţju 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).
Slika 4.2: Povprečna starost VN naprav
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
TR ODK LOČ TIT NIT KIT ODV DV
40,6
14,1
11,5
7,7 8
,5
11 1
2
38,9
31,5
13,5
11,2
5,7
5,5
8,9
14,9
42,8
24,3
12,3
8,7
9,7
7,0
6,0
6,1
30,8
Po
vpre
čna s
taro
st [l
eta
]
110 kV 220 kV 400 kV
63
4.2 SMERNICE NAČRTOVANJA RAZVOJA PRENOSNEGA OMREŢJA
Splošno uveljavljeni kriteriji in smernice za načrtovanje razvoja prenosnega omreţja [39],
[40] dobivajo v okviru delovnih skupin zdruţenja ENTSO-E nove vsebine, ki se nanašajo na
izvedbo analize stroškov in koristi projektov za razvoj omreţja [61]. ELES kot član zdruţenja
aktivno sodeluje pri oblikovanju vsebin in jih aţurno implementira v svoje delo pri
načrtovanju razvoja prenosnega omreţja.
Pregled trendov uvajanja novih postopkov kaţe, da v samem postopku načrtovanja razvoja
prenosnega omreţja 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 področjih in predstavljajo celovit ter konsistenten
opis mogočih razmer v prihodnosti.
V drugi fazi se za izbrane scenarije naredi t. i. stresni test omreţja, v katerem se z
uveljavljenimi tehničnimi kriteriji zaznajo morebitne teţave v omreţju in tako oceni
»zdravje« oz. robustnost samega omreţja ter poiščejo potrebni ukrepi. V sklopu tega ELES
razišče posledice vseh moţnih dogodkov v omreţju, 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 omreţja naredil pomemben preskok naprej in
uvedel tudi verjetnostni pristop k načrtovanju, pri čemer upošteva več vrst tveganj. V sklopu
opisanega pristopa ELES posamezne 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.
Slika 4.3: Vrste izpadov elementov razvrščeni glede na pogostost nastopa
Izpad elementov
Običajen izpad(višja verjetnost nastopa)
Izredni izpad(izjemno nizka verjetnost)
Redek izpad(niţja verjetnost nastopa)
Generator
1 sistem daljnovoda
Transformator
Kondenzatorske baterije
Izpad opreme za upravljanje pretokov moči (prečni transformator, FACTS naprave)
Povezava z dvema ali več sistemi na skupnem stebru (če SOPO meni, da je obravnava primerna
kot običajen izpad)
Zbiralka
Hkraten izpad več polov DC voda
Izpad več proizvodih enot (hkrati)
Povezava z dvema ali več sistemi na skupnem stebru
Hkraten (nepovezan) izpad dveh ali več povezav
Izpad celotne RTP
Hkraten (nepovezan) izpad dveh ali več povezav
64
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 druţbo in stroške. Okvir
za ocenjevanje projektov prikazuje slika 4.4.
Slika 4.4: Kategorije za ocenjevanje projektov
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 omreţju za povečanje
moţnosti trgovanja in konkurence ter zniţanje cen električne energije za
uporabnike);
· moţnosti vključitve OVE (odpravljanje omejitev za vključevanje novih OVE);
· izgub električne energije (zmanjšanje izgub električne energije v omreţju);
· emisij CO2 (povečanje dostopnosti do virov električne energije z niţjimi emisijami
CO2);
· robustnosti sistema (sposobnost obratovanja sistema v ekstremnih obratovalnih
stanjih v skladu s kriterijem N-1);
· proţnosti 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 montaţe, stroški začasnih
rešitev za realizacijo projekta);
· vzdrţevanja do konca ţivljenjske dobe;
· razgradnje na koncu ţivljenjske dobe.
Kategorije ocenjevanja projektov
Tehnični vidiki
StroškiSocialna in
gospodarska blaginja
Sigurnostoskrbe
Cilji 3 x 20
Okoljski in socialni vpliv
Proţnost Odpornost Energetska učinkovitost
CO2 OVE
65
4.3 NAČRTOVANI RAZVOJ PRENOSNEGA OMREŢJA
Tipične značilnosti novih razvojnih projektov v prenosnem omreţju so njihova visoka cena,
dolga ţivljenjska doba in zaradi nizke druţbene sprejemljivosti tudi izredno dolg čas
umeščanja razvojnih projektov v prostor. Investiranje v visokonapetostno prenosno omreţje
zato predhodno zahteva določitev optimalnega razvoja prenosnega omreţja in optimalnih
rešitev, ki jih je moč določiti na podlagi stanja in starosti obstoječega omreţja, različnih
moţnih scenarijev odjema in proizvodnje električne energije, prehodov pretokov moči ter
zahtev EU glede skupnega trga z električno energijo.
ELES pri načrtovanju razvoja prenosnega omreţja uporablja metodo dinamičnega postopka
načrtovanja, ki je osnovana na t. i. principu sukcesivne ekspanzije omreţja. Pri tem postopku
mora v vsakem letu opazovanega obdobja (2013-2022) prenosno omreţje ustrezati
kriterijem, kar pomeni, da se prenosno omreţje preverja in postopno načrtuje za vsako leto
posebej. V sklopu tega ELES za obravnavano desetletno obdobje pripravlja in analizira
podrobne razvojne modele prenosnega omreţja Slovenije in celotne Evrope z različnimi
scenariji odjema, proizvodnje, vzorci proizvodnje in odjema v Evropi ter pričakovanimi vzorci
izmenjav električne energije med drţavami. Gradnja scenarijev tako upošteva sezonsko
variacijo proizvodnje in odjema (zima/poletje), variacijo časa odjema (dnevno/nočno stanje)
ter izmenjav med drţavami. Najpomembnejši viri informacij in podatkov za sestavo modelov
ter scenarijev so predvsem javno dostopna dokumenta zdruţenja ENTSO-E Ten-Year
Network Development Plan 2012 [6] in napoved zadostnosti območja ENTSO-E za obdobje
2012-2030 [29] ter tudi vsi podatki, ki jih pridobiva ELES s tesnim sodelovanjem v različnih
delovnih telesih ENTSO-E.
Dolga ţivljenjska doba posamezne investicije (40 let in več) in zahtevni ter dolgotrajni
postopki umeščanja v prostor od sistemskega operaterja prenosnega omreţja na drugi strani
zahtevajo, da v procesu načrtovanja omreţja 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 omreţja 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 omreţja 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;
66
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;
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 Ţelezniki-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 Breţice 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 normalno obratovalno stanje v EES Slovenije za
leto 2017 in izbrani zimski konični scenarij. Slika 4.5 prikazuje pretoke moči v omreţju
Slovenije, preglednica 4.5 pa najvišje obremenitve na 110 kV omreţju in transformaciji.
Prenosno omreţje Slovenije na sliki obratuje z obema prečnima transformatorjema v Divači
in Padricianu.
67
Slika 4.5: Prenosno omreţje Slovenije v letu 2017 v osnovnem obratovalnem stanju pri
proizvodnem scenariju C
Preglednica 4.3: Vrednosti pretokov delovne moči na najbolj obremenjenih 110 kV
daljnovodih in transformatorjih za leto 2017 – osnovno obratovalno stanje
V prenosnem omreţju 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 omreţje Slovenije spraviti v okvire varnega in zanesljivega
obratovanja.
Analiza obratovanja 110 kV prenosnega omreţja kaţe, da v letu 2017 večjih teţav 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 omreţja je tako moč pričakovati na območju
P=147 MW
Q=89 Mvar
Ods=15,8 %
P=147 MW
Q=89 Mvar
Ods=15,8 %
Okroglo
P=923 MW
Q=136 Mvar
Ods=71,2 %
P=1136 MW
Q=-100 Mvar
Ods=64,4 %
Redipuglia
P=786 MW
Q=110 Mvar
Ods=60,5 %
P=218 MW
Q=12 Mvar
Ods=59,3 %
P=141 MW
Q=-19 Mvar
Ods=37,6 %
Podlog P=49 MW
Q=-21 Mvar
Ods=17,5 %
Ţerjavinec
Cirkovce
P=512 MW
Q=61 Mvar
Ods=37,8 %
P=512 MW
Q=61 Mvar
Ods=37,8 %
Kainachtal
Maribor
P=248 MW
Q=-89 Mvar
Ods=23,6 %
P=248 MW
Q=-89 Mvar
Ods=23,6 %
Tumbri
Krško
P=343 MW
Q=217 Mvar
Ods=30,8 %
Melina
P=106 MW
Q=110 Mvar
Ods=42,7 %
Pehlin
P=288 MW
Q=-3 Mvar
Ods=80,1 %
P=199 MW
Q=2 Mvar
Ods=54,7 %
Divača
P=245 MW
Q=89 Mvar
Ods=70,6 %
Kleče
Beričevo
AT
IT
HR
HU
P=83 MW
Q=25 Mvar
Ods=26,2 %
P=294 MW
Q=106 Mvar
Ods=23,4 %
P=352 MW
Q=15 Mvar
Ods=26,0 %
Šoštanj
P=262 MW
Q=127 Mvar
Ods=22,2 %
P=262 MW
Q=127 Mvar
Ods=22,2 %
P=445 MW
Q=29 Mvar
Ods=32,9 %
Heviz
P=172 MW
Q=-118 Mvar
Ods=15,4 %
Legenda
DV 400 kV
DV 220 kV
R(T)P v Sloveniji
R(T)P v tujini
Elektrarna
Padriciano
P=503 MW
Q=44 Mvar
Ods=37,2 %
P=343 MW
Q=8 Mvar
Ods=25,3 %
P=222 MW
Q=6 Mvar
Ods=58,7 %
Obersielach
Ravne
Nap. nivo
Daljnovod [kV] P [MW] %
DV 110 kV TET-Vodenska 110 88 68,4
DV 110 kV Kidričevo-Ptuj Breg 110 74 59,6
DV 110 kV TET-Potoška vas 110 74 58,0
Transformator Transformacija P [MW] %
Cirkovce TR 41 400/110 kV 169 58,6
Maribor TR 411 in TR 412 400/110 kV 164 57,5
Okroglo TR 411 in TR 412 400/110 kV 147 57,2
Obremenitev
Obremenitev
68
severne Primorske (zaradi zahtevnega obratovanja ČHE Avče), Ljubljane (zaradi močno
povezanega kabelsko izvedenega omreţja 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.
4.3.2 Leto 2022
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 ţe v gradnji ter imajo pridobljeno gradbeno in okoljsko dovoljenje. Drugi scenarij je
optimistični scenarij C, ki upošteva vse predvidene proizvodne enote do leta 2022.
Skladno z obema scenarijema je upoštevan tudi različen razvoj prenosnega omreţja, 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 slovensko-
italijanski meji upoštevan nov DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine, omeniti pa velja moţnost, da
se namesto omenjenega daljnovoda zgradi nova enosmerna HVDC povezava Slovenija-Italija.
Slednja je okoljsko bolj sprejemljiva, zaradi česar bi jo bilo tudi laţje umestiti v prostor.
V skladu s scenarijem C in kriteriji načrtovanja razvoja prenosnega omreţja je predvideno,
da bodo do leta 2022 zgrajeni in rekonstruirani spodaj navedeni pomembnejši
elektroenergetski objekti.
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.
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-Ţelezarna;
DV 2 x 110 kV Murska Sobota-Mačkovci;
69
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;
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 omreţje Slovenije
obratuje z obema prečnima transformatorjema v Divači in Padricianu.
Slika 4.6: Prenosno omreţje Slovenije v letu 2022 v osnovnem obratovalnem stanju
po proizvodnem scenariju A
P=249 MWQ=98 Mvar
Odj=24,8 %
P=249 MWQ=98 Mvar
Odj=24,8 %
Okroglo
P=626 MWQ=6 Mvar
Odj=47,9 %
P=967 MW
Q=-30 MvarOdj=54,0 %
Redipuglia
P=756 MWQ=98 MvarOdj=58,3 %
P=210 MWQ=45 Mvar
Odj=60,4 %
P=108 MWQ=-43 MvarOdj=31,2 %
Podlog P=3 MW
Q=29 MvarOdj=9,9 %
Ţerjavinec
Cirkovce
Maribor
P=125 MW
Q=-143 MvarOdj=17,1 %
P=125 MWQ=-143 Mvar
Odj=17,1 %
Tumbri
Krško
P=476 MWQ=279 MvarOdj=40,7 %
Melina
P=157 MW
Q=104 MvarOdj=52,2 %
Pehlin
P=199 MWQ=-20 Mvar
Odj=55,3 %
P=62 MWQ=-62 Mvar
Odj=25,1 %
Divača
P=207 MWQ=94 Mvar
Odj=64,0 %
Kleče
Beričevo
AT
IT
HR
HU
P=39 MWQ=16 MvarOdj=13,0 %
P=322 MW
Q=2 MvarOdj=24,1 %
P=362 MW
Q=-114 MvarOdj=28,4 %
Šoštanj
P=272 MW
Q=138 MvarOdj=23,3 %
P=272 MW
Q=138 MvarOdj=23,3 %
P=419 MWQ=39 Mvar
Odj=31,5 %
Heviz
P=115 MWQ=-164 Mvar
Odj=15,0 %
Legenda
DV 400 kV
DV 220 kV
R(T)P v Sloveniji
R(T)P v tujini
Elektrarna
Padriciano
P=491 MW
Q=-51 MvarOdj=36,9 %
P=353 MWQ=-116 Mvar
Odj=27,9 %
P=33 MWQ=26 Mvar
Odj=2,3 %
Avče
Kainachtal
P=581 MWQ=-44 Mvar
Odj=43,5 %P=581 MW
Q=-44 MvarOdj=43,5 %
P=189 MW
Q=-17 MvarOdj=51,4 %
Obersielach
Ravne
70
Slika 4.7: Prenosno omreţje Slovenije v letu 2022 v osnovnem obratovalnem stanju
po proizvodnem scenariju C
Primerjava rezultatov analiz na slikah 4.6 in 4.7 kaţe, da je v primeru proizvodnega scenarija
A v prihodnosti mogoče pričakovati v povprečju niţjo obremenjenost prenosnega omreţja 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 omreţja Republike Slovenije so bili analizirani tudi vplivi
različnih scenarijev gibanja bilanc posameznih drţav 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 omreţje
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 omreţja (tudi brez prehoda 220 kV prenosnega omreţja
na 400 kV napetostni nivo) moč zagotoviti ţe zgolj z omenjenima prečnima
transformatorjema. Tudi v proizvodnem scenariju C omreţje izkazuje visoko stopnjo
sigurnosti in zanesljivosti obratovanja. Po obratovalnih ukrepih bi bilo treba poseči le v
primeru nerazpoloţljivosti 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
P=405 MWQ=144 Mvar
Odj=39,8 %
P=405 MW
Q=144 MvarOdj=39,8 %
Okroglo
P=339 MWQ=-34 Mvar
Odj=26,0 %
P=683 MW
Q=42 MvarOdj=37,7 %
Redipuglia
P=674 MW
Q=129 MvarOdj=52,3 %
P=99 MW
Q=20 MvarOdj=26,9 %
P=63 MW
Q=-6 MvarOdj=16,6 %
Podlog P=11 MW
Q=-21 MvarOdj=7,8 %
Ţerjavinec
Cirkovce
Maribor
P=323 MWQ=-176 Mvar
Odj=33,0 %
P=323 MW
Q=-176 MvarOdj=33,0 %
Tumbri
Krško
P=294 MW
Q=241 MvarOdj=28,0 %
Melina
P=209 MWQ=67 Mvar
Odj=59,9 %
Pehlin
P=271 MWQ=-30 Mvar
Odj=74,3 %
Divača
Kleče
Beričevo
AT
IT
HR
HU
P=216 MW
Q=118 MvarOdj=18,4 %
P=240 MW
Q=-6 MvarOdj=17,7 %
Šoštanj
P=506 MWQ=86 Mvar
Odj=39,1 %
P=506 MW
Q=86 MvarOdj=39,1 %
P=171 MWQ=78 Mvar
Odj=13,8 %
Heviz
P=121 MWQ=-147 Mvar
Odj=14,1 %
Legenda
DV 400 kV
DV 220 kV
R(T)P v Sloveniji
R(T)P v tujini
Elektrarna
Padriciano
P=129 MWQ=67 Mvar
Odj=10,7 %
P=234 MWQ=-15 Mvar
Odj=17,2 %
P=293 MW
Q=48 MvarOdj=16,3 %
P=312 MW
Q=31 MvarOdj=17,2 %
P=338 MWQ=25 Mvar
Odj=18,8 %
Udine
Avče
P=293 MW
Q=-24 MvarOdj=22,5 %
P=472 MWQ=52 Mvar
Odj=36,3 %
Kozjak
Kainachtal
P=364 MWQ=59 Mvar
Odj=27,1 %P=99 MW
Q=47 MvarOdj=8,0 %
P=458 MWQ=30 Mvar
Odj=33,5 %P=18 MW
Q=28 MvarOdj=8,7 %
Obersielach
Ravne
71
prihodnosti moč pričakovati preseţke 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 omreţje Slovenije imele
ugoden vpliv in ga razbremenile. V primeru pojava velikih količin dodatnih izmenjav energije
iz OVE pa bi bil učinek na slovensko prenosno omreţje lahko občasno neugoden.
Preglednica 4.4: Vrednosti pretokov delovne moči na najbolj obremenjenih daljnovodih in
transformatorjih za leto 2022 – osnovno obratovalno stanje (proizvodni
scenarij C)
Analiza 110 kV omreţja za proizvodni scenarij C kaţe na ustreznost omreţja, večjih teţav ob
izpadih pa ni zaznati. Nekoliko več teţav 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.
Nap. nivo
Daljnovod [kV] P [MW] %
DV 110 kV Beričevo-Domţale 110 85 67,1
kbV 110 kV TETOL-Center 110 99 64,7
DV 110 kV TET-Vodenska 110 82 63,6
Transformator Transformacija P [MW] %
Maribor TR 411 in TR 412 400/110 kV 174 61,6
Cirkovce TR 41 400/110 kV 177 61,5
Ravne TR 211 220/110 kV 80 56,5
Obremenitev
Obremenitev
72
4.4 PREOSTALI PARAMETRI PRENOSNEGA OMREŢJA
4.4.1 Analiza napetostnih razmer in jalovih moči v omreţju
Analize napetostnih razmer in obratovalnih stanj za preteklo obdobje kaţejo, 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 omreţju. Občasno so bile napetostne razmere tako neugodne, da jih ELES z
angaţiranjem elektrarn v Sloveniji in drugih moţnih obratovalnih ukrepov ni mogel vedno
odpraviti, zaradi česar je bila ogroţena tudi sigurnost obratovanja omreţja. ELES na drugi
strani napetostne razmere na 110 kV obvladuje brez teţav ter v predpisanih mejah.
Razvoj visokonapetostnega prenosna omreţja in gradnja novih proizvodnih enot v Sloveniji
bosta v prihodnosti močno vplivala tudi na napetostne razmere v prenosnem omreţju
Slovenije. Analize so pokazale, da je na 220 in 400 kV napetostnem nivoju v času nizkih
obremenitev v omreţju (v nočnem stanju) in predvsem zaradi naraščajočih prispevkov jalovih
moči iz sosednje Hrvaške moč pričakovati povečanje količine jalovih moči. Kot posledica
bodo občasno nastopale teţave s previsokimi napetostmi v celotnem omreţju, ki jih brez
angaţiranja 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 omreţju
Slovenije, če bodo skladno s scenarijem C v omreţju 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.
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)
Desna slika (na sliki 4.8) na drugi strani prikazuje moţen 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
73
obratovale večje obstoječe proizvode enote, v EES Slovenije še naprej moč pričakovati
občasen pojav previsokih napetosti, ki jih brez dodatnih ukrepov ne bo mogoče odpraviti. V
izogib opisanim teţavam in za zagotovitev sigurnosti obratovanja je ELES predvidel moţnost
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 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 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 omreţju 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 omreţju 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].
Slika 4.9: Napetostni profil v EES Slovenije za poletno konično stanje za leti 2017 (levo) in
2022 (desno) – 110 kV napetostni nivo
2017
2022
74
Slika 4.10: Napetostni profil v EES Slovenije za poletno nočno stanje za leti 2017 (levo) in
2022 (desno) – 110 kV napetostni nivo
Primerjava slik 4.8 in 4.9 kaţe, da v 110 kV omreţju Slovenije tako v dnevnem kot v nočnem
času ni pričakovati večjih teţav z zagotavljanjem ustreznih napetostnih razmer. ELES bo
predvsem v nočnih stanjih, ko je zaradi niţje obremenjenosti omreţja praviloma pričakovati
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 omreţju 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
omreţju 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 omreţju so elektroobločne peči v vseh treh
slovenskih ţelezarnah. Motnja se preko transformacije prenese na SN in NN omreţja, za
2017 2022
75
katere so s standardoma SIST IEC/TR3 61000-3-7 in SIST EN 50160 predpisane ravni
zdruţljivosti. Z meritvami in simulacijskim modelom je bilo ugotovljeno, da vpliv obratovanja
obločne peči v ţelezarni Jesenice zajema celotno območje Gorenjske z Ljubljansko kotlino in
del Dolenjske, kjer nivoji flikerja občasno presegajo dovoljene vrednosti [37]. Posledica
obratovanja obločne peči v ţelezarni Ravne, ki je priključena v točki z relativno nizko
kratkostično močjo, je pojav flikerja na področju Meţiške, Mislinjske in delno Dravske doline.
Kratkostična moč na celjskem območju je visoka, zato je pojav flikerja vezan le na
neposredno bliţino ţelezarne Štore [38].
Potrebni ukrepi za sanacijo
Za sanacijo nivojev flikerja pod dopustne vrednosti na VN omreţju in posledično na SN
omreţju 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 omreţju nemirnih pogonov. Z novo naloţbo 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 Ţelezarna Ravne. Ob priključitvi
nemirnega odjema na 220 kV bo rešen problem previsokega flikerja na območju
Koroške. Omenjeni RTP se bo vzankal v meddrţavni DV 220 kV Podlog–Obersielach.
Na priključnem mestu jeklarne Štore (RTP Lipa) je kratkostična moč relativno visoka,
zaradi česar je fliker relativno nizek. Za zniţanje 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 omreţju 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 doseţena 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 omreţja, pred izdajo soglasja za priključitev, podrobno razišče njegov
potencialni vpliv na elemente EES Slovenije.
76
4.4.3 Analiza kratkostičnih moči v prenosnem omreţju 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 omreţja 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 omreţja 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 omreţju, 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 preglednica 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 omreţje vključeni le
povezavi DV 2 x 400 kV Beričevo-Krško in Cirkovce-Pince.
Iz preglednica 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 zniţali 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 omreţja ter
uvajanje direktne transformacije 400/110 kV v RTP Kleče in RTP Beričevo. Kratkostične
razmere v omreţju 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 omreţja) 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 zniţati pod mejno vrednost 41 kA.
77
Preglednica 4.5: Kratkostične razmere v slovenskem EES za primer trifaznega kratkega stika
I K (kA) S K (MVA) I K (kA) S K (MVA)
Beričevo 400 28,3 19.607 46,2 32.035
Cirkovce 400 29,2 20.235 37,6 26.036
ČHE Avče 400 - - 24,8 17.166
ČHE Kozjak 400 16,6 11.508 18,1 12.520
Divača 400 29,6 20.499 34,8 24.111
Kleče 400 - - 31,9 22.111
Maribor 400 26,2 18.171 31,2 24.605
NEK 400 33,6 23.255 41,3 28.621
Okroglo 400 19,7 13.631 34,7 24.044
Podlog 400 22,3 15.462 38,7 26.843
Beričevo 220 20,0 7.638 - -
Cirkovce 220 12,4 4.731 7,9 3.009
Divača 220 18,0 6.863 14,7 5.601
Kleče 220 16,7 6.353 - -
Podlog 220 23,3 8.874 11,8 4.498
Ravne 220 13,5 5.168 11,8 4.488
Šoštanj 220 14,5 5.520
Beričevo 110 41,1 7.829 58,0 11.055
Cirkovce 110 34,9 6.651 33,3 6.345
ČHE Avče 110 13,3 2.532 23,7 4.513
Divača 110 38,2 7.271 40,2 7.663
Kleče 110 41,6 7.933 58,4 11.123
Maribor 110 39,1 7.442 39,9 7.610
Krško 110 40,3 7.673 41,4 7.886
Okroglo 110 33,5 6.390 39,1 7.442
Podlog 110 25,8 4.906 28,1 5.357
Objekt
(RTP)U N
(kV)
2022 - scenarij B 2022 - scenarij C
78
4.5 RAZVOJ VN ELEKTROENERGETSKEGA OMREŢJA SLOVENIJE –
leto 2022
Poglavje predstavlja načrtovani razvoj prenosnega omreţja Republike Slovenije v naslednjem
desetletnem obdobju.
4.5.1 400 kV in 220 kV elektroenergetsko omreţje
Z vključitvijo PST 400/400 kV v RTP Divača konec leta 2010 je ELES uspel nivo varnega in
zanesljivega obratovanja prenosnega omreţja Slovenije dvigniti na višjo raven. Nova
pridobitev je namreč omogočila učinkovito obvladovanje visokih pretokov moči, ki so se pred
časom pojavljali v prenosnem omreţju Slovenije in ogroţali zanesljivost obratovanja
celotnega EES Slovenije.
Novi prečni transformator ima zaradi doseţene višje stopnje varnega in sigurnega
obratovanja vpliv na realizacijo nujnih investicij in posledično tudi na dinamiko vlaganj v
prenosno omreţje. 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 omreţja Slovenije.
Navkljub izgradnji prečnega transformatorja pa v prenosnem omreţju Slovenije ostaja ozko
grlo na koridorju Podlog-Beričevo, ki onemogoča, da bi s prečnim transformatorjem v RTP
Divača dosegli višjo izkoriščenost prenosnega omreţja Slovenije. Ob večjih prehodih moči je
občasno ogroţena tudi meja varnega in zanesljivega obratovanja. ELES mora zato v prvem
koraku nujno dokončati DV 2 x 400 kV Beričevo–Krško, ki je trenutno ţe v gradnji in bo
predvidoma začel s poskusnim obratovanjem ţe konec leta 2013. Projekt predstavlja eno
najpomembnejših dolgoročnih investicij v prenosno omreţje, ki bo zagotovil zanesljivejše
obratovanje prenosnega omreţja ter tudi pomembno prispeval k zmanjšanju izgub
prenosnega omreţja.
Naslednja pomembna investicija za EES Slovenije je zgraditev prve povezave s sosednjo
Madţarsko, tj. DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince. Pri tem bo en sistem predvidenega daljnovoda
vključen v RTP Heviz na Madţarskem, drugi pa v RTP Ţerjavinec 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 omreţju Slovenije.
Daljnovod bo omogočil izpolnjevanje glavnega straškega cilja ELES-a in bo povečal čezmejne
uvozne zmogljivosti prenosnega omreţja 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 omreţja
Slovenije odprta moţnost za uvoz cenejše električne energije z vzhoda, hkrati bo s tem
slovenskim odjemalcem zagotovljena niţja cena električne energije in konkurenčnost
79
slovenskega gospodarstva ter slovenskih izdelkov na svetovnih trţiščih 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
omreţja Republike Slovenije in novih proizvodnih enot do leta 2022 (ko je predvidena
zgraditev JEK 2 – v scenariju C) namen zgraditi nove meddrţavne povezave z Italijo. Pri tem
se bo odločal med dvema projektoma, in sicer DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine 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 omreţja 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 omreţja severne Primorske ter
odpraviti teţave, ki jih z zahtevnim obratovanjem povzroča ČHE Avče. V kolikor analiza
stroškov in koristi ne pokaţe 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 teţave severne Primorske, kasneje pa, po letu 2022, tudi dograditi preostanek
povezave na koridorju Avče-Udine, če bi se to pokazalo za potrebno. V primeru teţav z
umeščanjem DV 2 x 400 kV v prostor, bi bila alternativna moţnost vzpostavitve rezervnega
napajanja 110 kV omreţja severne Primorske zgraditev RTP 400/110 kV Avče in vzpostavitev
400 kV povezave od RTP Avče do bliţnjega 400 kV daljnovoda v okolici Logatca (po prehodu
220 kV omreţja na 400 kV napetostni nivo) ali tudi vzpostavitev 110 kV povezav Ţiri-
Logatec oz. Cerkno-Škofja Loka.
Z razvojem in povečevanjem prenosnih izvoznih kapacitet na slovensko-italijanski meji je v
notranjem prenosnem omreţju Slovenije pričakovati povečan obseg pretokov moči, ki bodo
dodatno obremenjevali visokonapetostno prenosno omreţje Slovenije. V ta namen bo hkrati
z zgraditvijo novih meddrţavnih povezav z Republiko Italijo v prenosnem omreţju Slovenije
nujno nadgraditi obstoječe 220 kV omreţje na 400 kV napetostni nivo, saj obstoječe 220 kV
omreţje ob predvidenem odpiranju slovensko-italijanske 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.
80
hibridni nadzemni izvedbi daljnovoda. Po letu 2022 bo prehod 220 kV omreţja 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 dolţini 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 omreţij. Slovenija je poleg enajst drugih drţav (Avstrija, Bolgarija,
Hrvaška, Češka, Ciper, Nemčija, Grčija, Madţarska, 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 omreţja 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 v realizaciji projekta je lahko
investitorju odvzeto financiranje ali se prekine izgradnja posameznega projekta na zahtevo
Evropske komisije.
81
4.5.3 110 kV električno omreţje
Poglavje predstavlja zahtevani razvoj 110 kV omreţja Republike Slovenije, s katerim bo moč
zagotoviti zanesljivo oskrbo z električno energijo vsem odjemalcem. Za namene predstavitve
je razvoj 110 kV omreţja v nadaljevanju razdeljen na 6 območij, kot to prikazuje spodnja
slika.
Slika 4.11: Območja Slovenije in regionalni razvoj 110 kV omreţja Slovenije
82
4.5.3.1 Območje osrednje Slovenije in Zasavja
Mesto Ljubljana je eno pomembnejših območij slovenskega prenosnega omreţja, saj
oskrbuje velik del odjema Slovenije z električno energijo, hkrati pa predstavlja vezni člen
med 110 kV omreţja Zasavja in Gorenjske z Notranjsko.
Analize kaţejo, da v obstoječem stanju sigurnost obratovanja tamkajšnjega omreţja (110 kV
zanka Kleče–Črnuče–Beţigrad–Ţale–Center-TETOL) ni zagotovljena. zato je potrebno leta
2013 RTP Črnuče vključiti v drugi sistem DV 110 kV Kleče-TETOL.
Napovedi kaţejo, da lahko na območju Ljubljane v prihajajočem desetletnem obdobju
pričakujemo pospešen razvoj in vrsto sprememb, kar pa se bo 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:
• Potniški center Ljubljana (PCL) – 2015;
• Vrtača – 2017;
• Toplarna – 2018;
• Trnovo – 2020;
• Brdo – 2022;
• Vevče -2022;
• Viţmarje - 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–Toplarna-PCL–Litostroj;
• do leta 2017 kbV 110 kV TETOL-Center-Vrtača-Šiška;
• do leta 2020 DV 2 x 110 kV Vič–Polje, ki bo med drugim sklenil tudi 110 kV omreţje
okrog Ljubljane in zagotovil dvostransko napajanje RTP Vič;
• za vključitev RTP Viţmarje pa je smiselno zgraditi povezovalni daljnovod, ki bo
povezal nov RTP Viţmarje z obstoječim DV 2 x 110 kV Kleče–Okroglo.
Predvideni razvoj slovenskega prenosnega elektroenergetskega omreţja, predvsem prehod
220 kV omreţja 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 moţnih 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
83
povezavo. Investicija bo omogočila zagotovitev zanesljivega obratovanja tega dela omreţja
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 omreţje
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 ţe 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 omreţje je vključitev v obstoječi DV 110 kV TET–Beričevo I.
Slika 4.12: Predvideni razvoj 110 kV omreţja na območju osrednje Slovenije in Zasavja do
leta 2022
4.5.3.2 Območje Dolenjske, Bele krajine in Posavja
Novo mesto z bliţnjo 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
84
gospodarskih odjemalcev. Vsi RTP na omenjenem območju se v trenutnih razmerah namreč
napajajo radialno iz RP Hudo, enako pa velja tudi za območje Trebnjega in celotne Bele
krajine. Razvojni trendi tega območja kaţejo, 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 omreţja 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
(teţavo 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 omreţje Dolenjske se na drugi strani povezuje tudi z osrednjeslovensko regijo preko
RTP Grosuplje. Trenutno ţe obstaja 110 kV povezava Hudo-Kočevje-Ribnica-Grosuplje, ki pa
ne zadostuje potrebam regije ob kritičnih izpadih. Za zagotovitev zanesljivega obratovanja
110 kV omreţja 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 omreţje, ki se bo vzankal v predvideni
DV 2 x 110 kV Hudo-Trebnje, 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 omreţje v DV 2 x 110 kV Krško-Hudo 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 omreţja. 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 omreţja tega dela
Slovenije.
85
Do leta 2017 bo z zgraditvijo zadnjih dveh HE na spodnji Savi, tj. HE Breţice in HE Mokrice,
zaključena gradnja spodnje savske verige HE. Za vključitev HE Breţice in HE Mokrice v
prenosno omreţje je zato do leta 2017 treba zgraditi priključne 110 kV povezave. Omeniti
velja, da je bila leta 2012 v HE Krško ţe uspešno izvedena tudi sinhronizacija agregatov.
Slika 4.13: Predvideni razvoj 110 kV omreţja na območju Dolenjske, Bele krajine
in Posavja do leta 2022
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 omreţja do
mere, ko sigurnost obratovanja severne Primorske občasno ni več zagotovljena. V omreţju
se zaradi delovanja ČHE Avče in nezadostnega omreţja 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 ţe 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 Gorica-Avče je bila do konca
leta 2010 ţe dokončana, medtem ko je bila rekonstrukcija DV 2 x 110 kV Divača-Nova
Gorica zaradi teţav 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 Divača-Nova Gorica v dvosistemski 110 kV daljnovod, s čimer
86
bo omogočena višja raven sigurnosti obratovanja, hkrati pa bodo izgube v omreţju severne
Primorske niţje. Po zgraditvi omenjene povezave bo občasno lahko še prihajalo do teţav v
obratovanju, in sicer v primeru izpada 110 kV dvosistemskega daljnovoda (Divača-
Ajdovščina, Divača-Seţana, 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, kaţeta na to, da je na obravnavanem območju v
prihodnosti mogoče še naprej pričakovati občasne teţave, 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 bliţini RTP Avče, ki se bo vzankal v predvideni
DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine (predvidena trasa daljnovoda poteka v neposredni bliţini
Tolmina in ČHE Avče). Pretekle izkušnje na drugi strani kaţejo, da je zaradi teţavnosti terena
in teţavnega umeščanja v prostor moţno pričakovati časovno zamudo pri gradnji
omenjenega daljnovoda (in s tem RTP), zato je ELES raziskal tudi druge moţnosti okrepitve
omreţja 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 Ţiri in RTP Idrija ter po obstoječi trasi 110 kV
daljnovoda Idrija-Cerkno-Tolmin-Avče do novega RTP 400/110 kV Avče. Rešitev torej
predvideva izkoriščanje obstoječih koridorjev in uporabo večsistemskih stebrov na isti trasi.
V primeru, da se opisana nadomestna varianta izkaţe za neizvedljivo, bi bilo večjo
zanesljivost obratovanja omreţja moč zagotoviti tudi s povezavama DV 2 x 110 kV Cerkno-
Škofja Loka oz. DV 2 x 110 kV Ţiri–Logatec, ki ju ELES tudi študijsko obravnava. Analize
omreţja 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 vzdrţevalnimi 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 omreţja za naslednje
desetletno obdobje je v primerjavi s prejšnjim načrtom razvoja izpadel nov RTP Ţaga). Za
vključitev RTP Kobarid v 110 kV omreţje bo treba 110 kV povezovalni daljnovod DV 2 x 110
kV Tolmin-Kobarid, 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 Ţaga) priključni DV
2 x 110 kV Kobarid-Ţaga (HE Učja), ki pa finančno ni opredeljen v ELES-ovih razvojnih
načrtih prenosnega omreţja.
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 Koper-
Izola (na posameznih odsekih kabliran), kasneje pa za sklenitev 110 kV zanke Koper-Izola-
Lucija 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 moţne tudi dodatne
zamude pri zgraditvi obeh povezav.
87
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. ţelezniškega tira
(ENP Divača in ENP Črni Kal). Analiza je pokazala, da zaradi pričakovanega porasta odjema
električne energije leta 2022 obstoječe omreţje ne bo več omogočalo popolnoma
zanesljivega obratovanja. Teţavo 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 juţne Primorske in območje
Obale z električno energijo.
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 omreţja prek daljnovoda DV 110 kV Ilirska
Bistrica-Matulji; ob predvideni rasti odjema električne energije pa bo v prihodnjih letih
teţave predstavljal tudi izpad DV 110 kV Ilirska Bistrica-Matulji. Starost in stanje dotrajanega
enosistemskega daljnovoda Divača-Pivka-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 Pivka-
Postojna z 20 kV na 110 kV napetostni nivo in s tem vzpostavitev 110 kV dvosistemske
povezave Pivka-Postojna. Za zagotovitev dvostranskega rezervnega napajanja celotnega
omreţja med RTP Kleče in RTP Divača in povečanje sigurnosti obratovanja
elektroenergetskega omreţja 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.
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 omreţja TERNA ţe pred časom pristopil k izračunu moţnosti dodatnega prenosa
moči na slovensko-italijanski meji in tudi k analizi tehnični izvedljivosti. Glede na do sedaj
narejene analize bi omenjeni novi povezavi doprinesli pribliţno 200 MW dodatne prenosne
kapacitete na slovensko-italijanski 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 rezervno napajanje in nudita pomoč.
88
Slika 4.14: Predvideni razvoj 110 kV omreţja na območju Primorske do leta 2022
89
4.5.3.4 Območje Koroške in Savinjske doline
Analiza območja Savinjske doline za naslednje desetletno obdobje kaţe, da je predvsem
zaradi rastočega odjema tega območja v naslednjih letih nujno zgraditi nove RTP, ki bodo
nase prevzeli pričakovane dodatne obremenitve in okrepitve omreţja, 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 Ţelezarna Ravne.
Z naraščanjem odjema na območju Ţalca bo treba zagotoviti nov RTP Ţalec, ki se bo vključil
v obstoječi DV 110 kV Podlog–Lava. Za vključitev v prenosno omreţje bo treba do leta 2014
zgraditi priključni dvosistemski 110 kV daljnovod od RTP Ţalec do mesta vključitve.
Na območju Nazarij ţe 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 moţnost vključitve
omenjenega RTP v prenosno omreţje 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 Ţelezarna Ravne vgradil novo obločno peč moči do 70 MVA.
Izračuni kaţejo, da bo vgradnja nove peči vplivala na povečanje vrednosti flikerja v
slovenskem prenosnem omreţju in posledično tudi v distribucijskem omreţju, hkrati bo
viden tudi vpliv na povečanje odjema električne energije s prenosnega omreţja. 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 Ţelezarna Ravne v obstoječi
DV 220 kV Podlog-Obersielach, za kar bo nujno zgraditi nov povezovalni DV 2 x 220 kV,
dolţine 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 omreţja.
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 Meţiške
doline in bo v celoti prevzel funkcije RTP 110/20/5 kV Ţelezarne Ravne ter RTP 110/20 kV
Ravne.
90
Pomembna povezava v Koroški regiji je tudi DV 110 kV Dravograd-Ravne, za katerega je
Inštitut za metalne konstrukcije med rednim vzdrţevanjem 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 večjim presekom v dvosistemski izvedbi.
Slika 4.15: Predvideni razvoj 110 kV omreţja na območju Koroške in Savinjske doline do
leta 2022
4.5.3.5 Območje Gorenjske
Leta 2013 se bo na 110 kV omreţje 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 Ţelezniki do RTP
Bohinj, ki bo zgrajen v letu 2016.
Leta 2014 bo zgrajen nov RTP Mengeš, ki bo s priključnim dvosistemskim daljnovodom
vključen v bliţnji dvosistemski daljnovod med RTP Domţale in RTP Kamnik. Trenutno
omreţje in topologija tega dela omreţja onemogočata rezervno napajanje RTP Kamnik in
novega RTP Mengeš, s čimer tudi ni zagotovljena sigurnost obratovanja tega dela omreţja.
Na območju letališča Brnik je v letu 2019 zaradi širitve letališča in gradnje poslovne cone
91
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 zagotovil
dvostransko napajanje RTP Kamnik in RTP Primskovo ter omogočil priključitev RTP Brnik na
110 kV prenosno omreţje 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 Jesenice-
Kranjska 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-Trbiţ,
ki bi med drugim sluţila tudi za dvostransko napajanje tega dela 110 kV omreţja Slovenije,
ostaja dolgoročna strategija, za katero si Elektro Gorenjska prizadeva rezervirati koridor.
Obratovanje RTP Ţelezarna 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 Ţelezarna-Jeklarna izklopljen
in se vklaplja zgolj v izrednih obratovalnih primerih, zaradi česar pa je okrnjena tudi
sigurnost obratovanja RTP Ţelezarna. V primeru izgradnje čezmejnega DV 110 kV Kranjska
Gora-Trbiţ bi bile obratovalne razmere še nekoliko slabše. V ta namen je na tem območju za
zagotovitev sigurnosti obratovanja smotrno zgraditi nov kbV 110 kV Ţelezarna-Jesenice, ki
bo zagotovil dvostransko napajanje RTP Jesenice in RTP Ţelezarna. Priključitev kbV 110 kV
Ţelezarna-Jesenice zahteva dodatno DV polje v RTP Jesenice. Zaradi pomanjkanja prostora v
RTP Jesenice bo en sistem DV 2x110 kV Moste-Jesenice 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
Ţelezarna-Jesenice.
92
Slika 4.16: Predvideni razvoj 110 kV omreţja na območju Gorenjske do leta 2022
4.5.3.6 Območje Štajerske in Pomurja
Mesto Maribor v trenutnih razmerah nima zagotovljenega zanesljivega napajanja odjema z
električno energijo. Glavno teţavo 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
omreţja 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 deleţ
pričakovanega 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 omreţja, tj. pomurska zanka, v današnjem stanju ne
izpolnjuje N-1 sigurnostnega kriterija, slika pa je podobna tudi za naslednje desetletno
93
obdobje. Trenutno je v tem delu omreţja najbolj kritičen izpad DV 2 x 110 kV HE Formin-
Ormoţ, 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 teţave povzročale tudi pričakovana rast odjema električne
energije, postavitve novih RTP in elektrifikacij ţelezniške 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 teţave
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 omreţja 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 Maribor-Sladki Vrh z izvedbo rekonstrukcije na 2 x 110.
Na območju Goričkega je ţe zgrajen nov RTP Mačkovci, ki pa trenutno obratuje na 35/20 kV
napetostnem nivoju. Za zagotovitev nadaljnjega razvoja Goričkega in izboljšanje
zanesljivosti ter oskrbe tega dela Slovenije z električno energijo bo treba RTP Mačkovci
vključiti na 110 kV omreţje. 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 ţe obratuje kogeneracijska naprava na bioplin moči 1,5 MW, ki proizvaja
električno energijo iz bioplina, izdana pa so tudi ţe 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.
94
Slika 4.17: Predvideni razvoj 110 kV omreţja na območju Štajerske in Pomurja do leta 2022
V preglednicah 4.6 in 4.7 so s stališča zagotavljanja sigurnostnega kriterija N-1 prikazana
ţelena leta vključitve posameznih investicij (daljnovodne in kablovodne povezave ter RTP) v
visokonapetostno omreţje RS do leta 2022. Navedene investicije, ki so drţavnega pomena,
bi morale biti za zagotavljanje varnega in zanesljivega obratovanja celotnega
elektroenergetskega omreţja nujno realizirane v navedenem obdobju; zaradi teţav pri
pridobivanju dovoljenj in umeščanju v prostor pa je realno pričakovati zakasnitve pri
realizaciji, kar utegne v prihodnosti privesti do nezanesljivega omreţja in posledično do
nedobavljene električne energije odjemalcem.
95
Preglednica 4.6: Nujne investicije v VN omreţje RS do leta 2022
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
Objekt
400 in 220 kV napetostni 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
Osrednja Slovenija in Zasavje 110 kV
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 Viţmarje
Povezovalni DV za vključitev HE Trbovlje
Povezovalni DV za vključitev HE Renke
Dolenjska, Bela krajina in Posavje 110 kV
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 Breţice
Povezovalni DV za vključitev HE Mokrice
Povezovalni DV za vključitev HE Suhadol
Primorska 110 kV
DV 2 x 110 kV Divača-Seţana-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 Ţiri-Logatec (alternativa RTP 400/110 kV Avče)
Povezovalni DV za vključitev RTP Hrpelje
Povezovalni DV za vključitev HE Učja
Koroška in Savinjska dolina 110 kV
DV 2 x 110 kV Dravograd-Velenje
DV 2 x 110 kV Dravograd-Ravne
kbV 110 kV RTP 220/110 kV Ravne-Ţelezarna Ravne
Povezovalni DV za vključitev RTP Ţalec
Povezovalni DV za vključitev RTP Vojnik
Povezovalni DV za vključitev RTP Nazarje
Gorenjska 110 kV
DV 110 kV Jesenice-Kranjska Gora
DV 2 x 110 kV Moste-Bohinj
DV 2 x 110 kV Ţelezniki-Bohinj
kbV 110 kV Jesenice-Ţelezarna
DV 2 x 110 kV Kamnik-Visoko
Povezovalni DV za vključitev RTP Mengeš
Povezovalni DV za vključitev RTP Brnik
Štajerska in Pomurje 110 kV
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
96
Preglednica 4.7: Nujne investicije v nove RTP do leta 2022
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
Objekt
400 in 220 kV napetostni 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
Osrednja Slovenija in Zasavje 110 kV
RTP Potniški center (PCL)
RTP Vrtača
RTP Vodenska
RTP Toplarna
RTP Trnovo
RTP Brdo
RTP Vevče
RTP Viţmarje
Dolenjska, Bela krajina in Posavje 110 kV
RTP Ločna
RTP Ivančna Gorica
RTP Dobruška vas
RTP Mokronog
Primorska 110 kV
RTP Kobarid
RTP Hrpelje
RTP Izola
Koroška in Savinjska dolina 110 kV
RTP Ţalec
RTP Vojnik
RTP Nazarje
Gorenjska 110 kV
RTP Kranjska Gora
RTP Bohinj
RTP Mengeš
RTP Brnik
Štajerska in Pomurje 110 kV
RTP Podvelka
RTP Brezje
RTP Murska Sobota 2
RTP Dobrovnik
97
4.6 VIZIJA RAZVOJA do leta 2050
ELES kot operater prenosnega omreţja Republike Slovenije in član evropskega zdruţenja
sistemskih operaterjev elektroenergetskega omreţja (ENTSO-E) pomembno prispeva k
razvoju vseevropskega elektroenergetskega omreţja. Eden izmed glavnih ciljev ENTSO-E je
zagotoviti transparentnost glede elektroenergetskega omreţja 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 omreţja (TYNDP), ki
predstavlja celovit pregled in razvoj evropskega elektroenergetskega omreţja. Dokument
kaţe na nujnost določenih investicij v evropskem elektroenergetskem omreţju in zasleduje
cilje evropske energetske politike. ELES aktivno sodeluje pri izdelavi dokumenta in
ustvarjanju evropskih smernic za razvoj prenosnega omreţja. Najnovejši dokument TYNDP
2014, ki vključuje vizijo za leto 2030, pa tako nastaja vzporedno z Načrtom razvoja
prenosnega omreţja Republike Slovenije od 2013 do 2022.
Koncept razvoja visokonapetostnega omreţja Republike Slovenije predstavljen v poglavjih
4.5.1 in 4.5.2, temelji na jasno postavljenih smernicah strategije razvoja podjetja ELES in
elektroenergetskega omreţja Republike Slovenije. V strategiji razvoja visokonapetostnega
omreţja 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 kaţejo, 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 omreţja in
moţnost 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 oţivitev v preteklosti opuščenih načrtov.
V obdobju po letu 2022 ima ELES namen zgraditi dodatni meddrţavni 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 omreţje, zato
bo nujen tudi prehod 220 kV omreţja 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 omreţja bo kljub starosti (dobrih
98
40 let) do prehoda na 400 kV napetostni nivo zagotovljena tudi v prihodnje, saj je ELES z
ustreznim vzdrţevanjem zagotovil pogoje za nemoteno obratovanje za nadaljnjih 20 let.
Po izteku ţivljenjske dobe 220 kV prenosnega omreţja Republike Slovenije ELES načrtuje
popolno opustitev odsluţenega 220 kV omreţja, 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 teţil
k nadomestitvi 220 kV meddrţavnih povezav s 400 kV ter tako v celoti izvedel prehod 220
kV omreţja na 400 kV napetostni nivo.
Rastoči odjem električne energije ter rast razpršenih virov, uvajanje novih tehnologij v EES
Slovenije in pametnih omreţij bodo v prihodnosti 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 – teţavna območja so predvsem
osrednja Slovenija, območje Primorske z RTP Divača in območje Maribora z RTP Maribor.
Slika 4.18: Predvideni razvoj prenosnega omreţja Slovenije do leta 2050
99
5 RAZVOJNI NAČRT
5.1 ANALIZA REALIZACIJE RAZVOJNIH NAČRTOV V PRETEKLEM
OBDOBJU IN OPIS VZROKOV ZA NEREALIZACIJO
Novogradnje in obnove elektroenergetskega prenosnega omreţja Republike Slovenije so se
izvajale v letih 2009, 2010, 2011 in 2012, skladno z aktualnim Načrtom razvoja prenosnega
omreţja 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 ţe v fazi pred pridobitvijo gradbenih dovoljenj zaradi:
pogostega spreminjanja zakonodaje, podzakonskih predpisov ali tolmačenja teh in
uvajanja stroţje zakonodaje po priporočilih EU;
zapletenih in neusklajenih postopkov, ki nam jih je naloţila zakonodaja, ter počasnih
odzivov različnih upravnih in sodnih organov;
premajhne podpore s strani drţavnih 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-Podlog-Cirkovce (prehod z 220 kV na 400 kV, DV +
OPGW + polja + RTP 400/110 kV Kleče)
Opredeljena sta prioritetna odseka Beričevo-Divača in Beričevo-Podlog, za katera je
Vlada RS sprejela sklepa o pripravi DPN, pri obeh pa bo potrebno postopek voditi po
novem zakonu o umeščanju prostorskih ureditev drţavnega pomena v prostor. Za
Beričevo-Divača je bilo potrebnih več dopolnitev pobude. Nosilci urejanja prostora so
100
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 sluţnostnih 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 hidrološko-hidravlične 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 moţnosti poteka trase,
usklajevanje lokacij za nadomestne habitate; opozoriti velja na dejstvo, da je
Ministrstvo za zunanje zadeve predlagalo odloţitev 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 teţko 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 omreţje 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 pritoţbe ponudnikov pri nekaterih javnih naročilih.
101
DV 110 kV Koper-Izola-Lucija (DV + kbV + ZOK + polja)
Daljnovod 110 kV Koper-Izola-Lucija je potreben za zagotovitev dvostranskega
napajanja RTP Lucije, po moţnosti 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 Druţbo za avtoceste v Republiki Sloveniji d.d. ELES naj bi
sredstva sofinanciranja nakazal Druţbi 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 sproţili 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 elektromontaţna 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.
102
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 Druţinska 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
vzdrţevalnih 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 vzdrţevalnih 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
sluţnostnih pogodb. V letu 2014 se bo nadaljevalo s pridobivanjem sluţnostnih
pogodb. V letu 2015 se bo zaključilo s pridobivanjem sluţnostnih pogodb in pričelo
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 zmoţnostmi 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
103
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 pomoţnih zbiralnic 110 kV ter
uporabo dveh montaţnih 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-Pivka-Ilirska
Bistrica.
5.2 NABOR NAČRTOVANIH OBJEKTOV V PRENOSNEM OMREŢJU
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 omreţja in
elektroenergetskih elementov, načrta obnove (rekonstrukcij) in tehnološke prenove
elektroenergetskih elementov v objektih prenosnega omreţja, potreb proizvajalcev ter
odjemalcev električne energije, kriterijev za zanesljivo in varno obratovanje prenosnega
omreţja, mednarodnih sporazumov in mednarodnih pogodb.
Predmet raziskav je bilo odkrivanje morebitnih preobremenitev v prenosnem omreţju kot
posledica odpiranja in delovanja elektroenergetskega trga. V tem sklopu je bil z
upoštevanjem mogočega uvoza, izvoza in pričakovanih smeri tranzita električne energije
raziskana zmoţnost prenosnega omreţja za tranzit električne energije večjih moči.
Na podlagi omenjenega so bile pri izdelavi nabora obnovitvenih in novih investicij za
obdobje 2011-2020, poleg ţe naštetih izhodišč in kriterijev, upoštevane še naslednje ocene
oz. smernice:
zgraditev notranje 400 kV zanke omreţja 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 omreţju Slovenije;
obvladovanje nevarnih pretokov moči z vgradnjo prečnih transformatorjev;
pregled in ocena obstoječega stanja omreţja (med drugim tudi starost
elektroenergetskih elementov) ter tranzitov;
usmeritev razvoja prenosnega omreţja za najvišje napetosti (znotraj Slovenije,
mednarodne povezave);
zagotovitev ustreznih napetostnih razmer v celotnem EES Slovenije;
104
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 omreţja 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-Seţana-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;
105
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 omreţje 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 68-69 (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 ţivljenjska doba sistemov vodenja, zaščite in meritev se
izteka oz. je oprema tehnološko toliko zastarela, da pomeni oviro za načrtovane razširitve,
nerazpoloţljivost naprednejših funkcij pa ţe zelo vpliva na zanesljivost obratovanja sistema,
bomo opravili obnovitvene rekonstrukcije naprav sekundarnih sistemov. Rekonstrukcije
106
nekaterih objektov so ţe uvrščene v razvojni načrt kot celota (primarna in sekundarna
oprema), drugi objekti pa so bili v primarnem delu ţe obnovljeni, obnove pa je zaradi krajše
ţivljenjske 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 sistema ter dokončali izgradnjo sistema registracije
kakovosti električne energije, vse zaščitne naprave v funkciji prenosnega omreţja pa bomo
vključili v ELES-ov nadzorni center zaščite po modernih mreţnih 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 premoţenjem 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 vzdrţevanja za področje osrednje Slovenije;
pridobil dodatne površine, ki predstavljajo moţnost 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.
107
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
sluţbe 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 drţavah izbrani različno, odvisno
pač od kriterijev, ki so jih izbrale posamezne drţave. V glavnem se razmišlja o novem,
močnejšem 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 moţnosti električno-mehanskih
lastnosti novih materialov za vodnike.
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 omreţja 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 omreţje, nato preveriti vse vplive na okolje in prostor ter nato še
zagotoviti ustrezne finančne vire. Pri zagotavljanju finančnih virov iz omreţnine je nujno
zagotavljati izpolnjevanje enakih standardov na celotnem ozemlju Slovenije ali pa pridobiti
dodatna sredstva s strani pobudnikov kabliranja.
108
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 ţe 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 vzdolţnih diferenčnih zaščit v preostale 400 kV
daljnovode ter vgradnjo redundantnih naprav za prenos kriterija distančne zaščite.
Pri omreţju 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 omreţja (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 razpoloţljivosti teh povezav.
Povezave bodo v končni različici v celoti potekale po IP protokolu verzije v6 in lastnem
IP/MPLS omreţju ELES-a ter njegovih partnerjev.
Od rezultata dogovarjanj o obsegu in odgovornosti za prenosno omreţje 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 ţivljenjsko 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
109
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 omreţje ELES-a
Osnovni namen dejavnosti telekomunikacije in kratek pregled obstoječega stanja
telekomunikacijskega omreţja
Naloga telekomunikacijskega omreţja je zagotavljanje kakovostnih in zanesljivih TK storitev
za lastne potrebe, zaščite prenosnega omreţja 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 omreţja
ter poslovnih informacijskih storitev, med katere sodijo LAN in WAN omreţja, varni
podatkovni centri, poslovne aplikacije (PIS, Maximo itd.), sistemi elektronske pošte,
INTRANET, PABX.
Telekomunikacijsko omreţje je sestavljeno iz različnih podomreţij in podpornih sistemov, ki
se povezujejo predvsem prek optičnega omreţja:
podomreţja na transportni in pristopni ravni: SDH, xWDM, IP/MPLS, DCN z
vmesniki Ethernet;
podporni sistemi omreţja so nadzorno-upravljavski sistemi, napajalni sistemi,
sinhronizacija med napravami in drugi sistemi.
Glede na uporabljeno tehnologijo vsako podomreţje zagotavlja specifične funkcionalnosti, ki
v skladu z arhitekturo komunikacijskega sistema in topološkimi značilnostmi predstavlja
zaključeno celoto, s preostalimi podomreţji in podpornimi sistemi pa se funkcionalno
dopolnjuje in povezuje v celovito telekomunikacijsko omreţje.
Obrazloţitev razvojnega načrta za telekomunikacijsko omreţje
Upravljanje EES Slovenije se izvaja prek območnih centrov vodenja in RCV, ki poleg skupnih
nalog vključuje še sekundarno regulacijo, analize omreţja, sodelovanje s sosednjimi sistemi
in drugo. Za potrebe zajema podatkov vplivnega dela omreţja 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 omreţij. To neposredno
pogojuje zmogljivost komunikacij in izpolnjevanje zakonskih obveznosti prevzema opreme
sekundarnih sistemov 110 kV objektov v omreţje 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)
110
v sistemu vodenja EES za komunikacijo med centri vodenja in oddaljenimi objekti (RTU).
Izvaja se nadgradnja komunikacij s preostalimi partnerji 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 omreţje 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 ţe obstoječih optičnih relacijah ter
povezav do EE vozlišč, ki še nimajo optične povezave v omreţje z:
o izgradnjo dodatnih optičnih povezav (optičnih kablov) in
o izgradnjo transportnega omreţja xWDM (izraba obstoječih optičnih vodnikov
z multipleksiranjem svetlobe);
zmanjšanje kompleksnosti omreţja 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 omreţju;
centraliziran storitveni center za podporo uporabnikom;
izgradnja redundantnih podatkovnih centrov za zagotavljanje neprekinjenega
poslovanja;
smotrna izraba viškov prenosnih zmogljivosti.
Konkretni cilji:
zgraditev optičnega transportnega omreţja (OTN) ali dograditev obstoječih optik z
novimi kot optimalne izbire za izpolnjevanje zastavljenih ciljev ter konvergence IP in
optičnega sloja; s tem v TK omreţju dobimo eno nosilno transportno omreţje, kar
poveča preglednost sistema;
postavitev sistema za podporo obratovanju (OSS/BSS);
prehod vseh uporabnikov na paketno omreţje;
povezovanje IKT centra Kleče z drugimi TK centri v drţavi 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 brezţičnih 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 omreţja in stroške
vzdrţevanja, kar pa je pogoj za zvezen in nemoten prehod do končne ukinitve starih
111
tehnologij. Po zaključitvi prehoda na IP tehnologije se bodo zmanjšali stroški obratovanja,
hkrati pa bo mogoče uvajanje novih IKT storitev.
e) Razvoj pametnih omreţij
V elektroenergetsko omreţje se vključuje vse več novih virov energije, predvsem obnovljivih.
Sistem pametnih omreţij 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 omreţne 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 omreţij 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 omreţja 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 moţnih 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 preseţkov shranijo in v času primanjkljajev oddajo; njihova uporabnost se kaţe
predvsem v luči sistemskih storitev; kompenzacijske naprave so predvsem koristne
za optimizacijo napetostnega profila, kar se posledično odraţa tudi v niţjih izgubah
slovenskega EES;
VRTE - virtualne elektrarne pomenijo povezavo razpršenih virov, ki so vsak zase
premajhni, da bi predstavljali relevantne deleţnike 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 omreţij 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
112
vlogo koordinacije potrebnih aktivnosti za realizacijo konceptov pametnih omreţij in
storitev.
Pametna omreţja bodo bazirala na IPv4 in predvsem na IPv6 protokolu. Zdruţevala 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 razpoloţljivosti v prenosnem ter distribucijskem omreţju.
V kontekstu izgradnje pametnih omreţij je izredno pomembno poudariti vrsto omreţja,
optičnega omreţja, 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 omreţja 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 omreţja 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 omreţij.
Koncept pametnih omreţij bo omogočal nadaljnjo agregacijo dodatnih obnovljivih
energetskih virov v t. i. virtualne elektrarne, ki jih bo ELES lahko nadzoroval in z njihovo
močjo upravljal učinkoviteje ter bolj transparentno do ostalih udeleţencev v energetiki.
f) Razvojna usmeritev v informacijskih tehnologijah
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
teţave pri nemotenem delovanju, nadaljnjem razvoju, vzdrţevanju 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 sluţil 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;
113
- 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 omreţje. Z ţe 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.
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 doseţemo:
upravljanje s sredstvi po metodi PASS 55;
vodenje vzdrţevanja EE sistema in prenosnega omreţja;
vedenje procesa varstva pri delu;
evidenco tehničnih sredstev in prenosnega omreţja 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 vzdrţevanje 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.
114
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 ţe 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, sluţnostne pogodbe, poloţaji in trase daljnovodov ter
preostali objekti, uveljavil geografski informacijski sistem (GIS1). V ta namen smo vpeljali več
rešitev, ki so pokrivale vsaka svoje oţje 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
vzdrţevanju objektov.
g) Usmeritve uvajanja novih tehnologij
Z uvajanjem vedno novih naprav in postrojev je osebje, ki s temi napravami dela, upravlja in
jih vzdrţuje, postavljeno pred zahtevno nalogo obvladovanja teh naprav. Prav tako pa
razmere v elektroenergetiki narekujejo natančno in skrbno upravljanje z napravami
prenosnega omreţja. Zato je treba ljudi, ki s temi napravami delajo, nenehno usposabljati in
uvajati nove tehnologije obratovanja, vzdrţevanja in predvsem nadzora ter diagnostike teh
naprav. Vlaganja v znanje so zato nujen in zelo pomemben element obvladovanja naprav ter
postrojev prenosnega omreţja, kot so:
nadgradnja funkcionalnosti IS MAXIMO 7 bo obsegala modul Varstvo pri delu,
uporabo modula Preventivno vzdrţevanje po spremenjenem Pravilniku o
vzdrţevanju EEN; dodatna modula Linear in Spatial bosta omogočala naprednejšo
obravnavo linearnih elementov in povezavo z geografskim informacijskim
115
sistemom, kar omogoča postavitev elementov EES v prostor ter pridobitev
ustreznih podatkov za izvajanje prostorskih analiz;
sitem 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 omreţja, kar je osnova za učinkovito upravljanje z EE
sistema v prihodnosti ter za regulacijo zahtevanih moči v prenosu; pametna
omreţja 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 vzdrţevanja podatkov o napravah prenosnega
omreţja 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 vzdrţevanju in upravljanju z napravami
prenosnega omreţja - omogočeno bo poenostavljeno, sistematično in novim
zahtevam trga prilagojeno izvajanje statistike in analiz;
razvoj diagnostike naprav prenosnega omreţja 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 omreţje, ki ni v lasti ELES-a
Skladno s tretjim energetskim sveţnjem zakonodaje [10] in skladno s 23. b členom EZ [7]
mora SOPO razpolagati z vsemi človeškimi, tehničnimi, fizičnimi in finančnimi viri,
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 omreţja, vendar bo zaradi omejenih finančnih sredstev prevzel le tiste
investicije, za katere se s poslovnimi partnerji ţe usklajuje in je tik pred podpisom
sporazuma. Vse ostale investicije bo glede na finančne zmoţnosti in prioritete postopoma
uvrščal v svoje razvojne načrte.
5.5 FINANČNO VREDNOTENJE RAZVOJNEGA NAČRTA
116
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 omreţnine 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 druţbe, ki jih v večini sestavljajo prihodki iz uporabe omreţja, torej
regulirani prihodki iz uporabe prenosnega omreţja, omreţnina za prenosno omreţje,
omreţnina 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 druţbe, ki jih v večini sestavljajo odhodki iz uporabe omreţja, 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 vzdrţevanja - 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 zadolţevanja.
117
Preglednica 5.1: Predračun izkaza poslovnega izida
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 zadolţevanja. Poslovni
izid zunaj rednega delovanja je načrtovan pozitivno.
Slika 5.1: Čisti poslovni izid obračunskega obdobja v tisoč EUR
v 1.000 EUR
Ocena LN LN LN LN LN LN LN LN LN LN
Postavka 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. Poslovni izid iz poslovanja (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. Finančni 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
9. Poslovni izid zunaj rednega delovanja (7-8) 80,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0
10. Poslovni izid pred obdavčitv ijo (3+6+9) 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
11. Davek iz dobička 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
12. Odloženi davki
13.Čisti pos lovni izid obračunskega obdobja
(10-11+12)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
4.878
11.444
13.118 13.86314.350 14.296
16.36517.236
19.95720.656
18.221
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
x 1.000 EUR
Čas [leto]
118
Preglednica 5.2: Predračun bilance stanja
Sredstva:
dolgoročna sredstva - načrtovano je povečanje dolgoročnih sredstev za načrtovane
investicije, namenjene izgradnji in obnovi elektroenergetskih objektov;
kratkoročna sredstva - stanje denarnih sredstev se bo predvidoma zniţalo, sredstva
bodo namenjena financiranju investicij;
kratkoročne aktivne časovne razmejitve - načrtovane spremembe so v povezavi s
povečevanjem in zniţevanjem zadolţenosti.
Obveznosti do virov sredstev:
kapital - stanje kapitala se povečuje za zakonske rezerve iz dobička, bilančni dobiček
leta se lastniku izplača v letih 2013-2015, od leta 2016 dalje pa izplačilo dobička ni
načrtovano;
rezervacije in dolgoročne pasivne časovne razmejitve se povišajo za dolgoročno
odloţene 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 zniţajo zaradi odplačila
kredita; v letih 2014-2016 je načrtovano dodatno zadolţevanje 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.
v 1.000 EUR
Ocena LN LN LN LN LN LN LN LN LN LN
Postavka 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
A. DOLGOROČNA SREDSTVA 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
B. KRATKOROČNA SREDSTVA 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
C. KRATKOROČNE AČR 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
SREDSTVA SKUPAJ (A+B+C) 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
Zunajbilančna evidenca 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
A. KAPITAL 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
B. REZERVACIJE IN DOLGOROČNE PČR 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
D. KRATKOROČNE PČR 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
OBVEZNOSTI DO VIROV SREDSTEV
SKUPAJ (A+B+C+Č+D)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
Zunajbilančna evidenca 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
119
Preglednica 5.3: Predračun izkaza denarnih tokov
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 naloţbenju - načrtovani pribitek izdatkov pri naloţbenju izhaja iz
investicijskih vlaganj.
Denarni tokovi pri financiranju - zaradi povečanega zadolţevanja je v letih 2014–
2016 načrtovan pribitek prejemkov, naslednjih letih pa pribitek izdatkov.
Viri financiranja
Za financiranje investicij je dodatna zadolţitev načrtovana v letih 2014, 2015 in 2016, skupaj
138 mio EUR.
Slika 5.2: Dodatno zadolţevanje od leta 2014 do leta 2016 v tisoč EUR
v 1.000 EUR
Postavka/leto Ocena LN LN LN LN LN LN LN LN LN LN
1. 1. - 31. 12. 2012 1. 1- 31. 12. 2013 1. 1- 31. 12. 2014 1. 1. - 31. 12. 2015 1. 1. - 31. 12. 2016 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. DENARNI TOKOVI PRI POSLOVANJU
a) Postavke iz izkaza poslovnega izida 34.354,2 37.870,3 38.739,8 41.318,7 40.128,0 46.498,1 48.067,6 47.803,3 50.636,5 52.737,6 49.779,8
b) Spremembe čistih obratnih sredstev (in PČR, rezervacij ter
odloţenih terjatev in obv. za davek) poslovnih postak
bilance stanja 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
c) Prebitek prejemkov pr i pos lovanju ali prebitek
izdatkov pr i pos lovanju (a+b) 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 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
B. DENARNI TOKOVI PRI NALOŢBENJU 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 naloţbenju 6.341,6 165,0 5.150,0 150,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0
b) Izdatki pri naloţbenju -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
c) Prebitek prejemkov pr i naložbenju ali prebitek
izdatkov pr i naložbenju (a+b) -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 0,0 0,0
C. DENARNI TOKOVI PRI FINANCIRANJU 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
b) Izdatki pri financiranju -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
c) Prebitek prejemkov pr i financiranju ali prebitek
izdatkov pr i financiranju (a+b) -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
D. KONČNO STANJE DENARNIH SREDSTEV 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 1.263,8
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
25.000
55.000 58.000
0
20.000
40.000
60.000
80.000
2014 2015 2016
x 1.000 EUR
Čas [leto]
120
5.5.1 Tveganja glede izpolnitve investicijskih vlaganj
Eden izmed bistvenih pogojev za izvedbo desetletnega načrta razvoja prenosnega omreţja je
vsekakor zagotovitev virov financiranja.
ELES ustvarja 95 % prihodkov iz poslovanja iz naslova omreţninskih prihodkov, zaračunanih
slovenskim odjemalcem električne energije iz prenosnega omreţja (veliki uporabniki,
priključeni na prenosno omreţje, in gospodarske druţbe, 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 povprečju kar 40 mio EUR prihodkov
od avkcij za čezmejne kapacitete porabil za kritje stroškov delovanja prenosnega omreţja.
To pomeni, da omreţninski prihodki, realizirani v Republiki Sloveniji, niti pribliţno ne
zadoščajo za kritje stroškov delovanja sistemskega operaterja.
ELES vsako leto iz naslova obračunane amortizacije in dobička po obdavčenju ustvari
pribliţno 40 miov EUR kot letni lastni vir, namenjen financiranju investicijskih vlaganj. V tem
desetletnem načrtu smo predvideli dodatno zadolţevanje v višini do maksimalno 140 mio
EUR.
5. 12. 2012 je Računsko sodišče Republike Slovenije izdalo poročilo, Smotrnost reguliranja
in izvajanja gospodarske javne sluţbe sistemskega operaterja prenosnega omreţja 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 pribliţno 45 mio EUR
omreţninskih preseţkov v revidiranem obdobju, namesto da bi ustrezno zniţala tarife za
omreţninske dajatve.
Računsko sodišče kljub pojasnilom Agencije za energijo RS zahteva v odzivnem poročilu
ustrezno ukrepanje v smislu zniţanja omreţninskih tarif, verjetno v regulatornem obdobju
2013–2015. Za ELES bi to pomenilo, da bo ţe drugič ob preseţke iz istega naslova. Odločeni
smo, da bomo v takšnem primeru uporabili vsa pravna sredstva.
121
Omeniti je treba, da je Agencija za energijo RS pri določanju tarif za regulatorno obdobje
2013–2015 ţe zniţala tarife za omreţnino glede na veljavne tarife v letu 2012. Po naši oceni
bi dodatno zniţanje tarif za isto regulatorno obdobje na osnovi zahtevka Računskega
sodišča pomenilo:
- nenadomestljivo dolgoročno škodo razvoju prenosnega omreţja v Republiki Sloveniji
z zelo malo verjetno moţnostjo izjemnega zvišanje tarif po letu 2015;
- izredno poslabšanje bonitete, draţje in teţje zadolţevanje, dodatno zadolţenost
ELES-a;
- nezmoţnost plačevanja deleţa iz dobička lastniku, Republiki Sloveniji;
- obvezno uvedbo t. i. G tarife vsaj v višini, ki bi nadomestila izpad prihodkov zaradi
zniţanih 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:
o brezplačno prevzemati objektov 110 kV (povečani odlivi za rekonstrukcije,
višji stroški delovanja in vzdrţevanja),
o vstopati v skupna partnerstva z distribucijskimi druţbami pri rekonstrukcijah
in novogradnjah RTP,
o urejevati sluţnosti na obstoječih daljnovodnih trasah.
Zaradi vsega navedenega smo se odločili, da v ta razvojni načrt vključimo tudi scenarije
bodočih rezultatov, njihov vpliv na višino zadolţevanja za primer izvedbe celotnega
investicijskega obsega, določenega v tem razvojnem načrtu, ter oceno potrebnega zvišanja
omreţninskih tarif v obdobju 2016–2022. Odločili smo se za tri dodatne scenarije (poleg
osnovnega):
- osnovni scenarij - upoštevamo projekcije iz ţe sprejetega srednjeročnega načrta
2013-2015, projekcijo dviga omreţninskih 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
omreţninskih prihodkov;
- ostali trije scenariji imajo enaka izhodišča kot osnovni scenariju, razen:
o omreţninski prihodki, realizirani v Republiki Sloveniji, so enaki kot v
srednjeročnem načrtu in dodatno zniţani po letih v višini 1/3 vrednosti po
zahtevku Računskega sodišča,
o odjem iz prenosnega omreţja 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:
o enakomerno po letih, stanje AČR 2022 je nič,
o dvig v letih 2016-2018, stanje AČR 2022 je nič,
o dvig v letih 2016-2022 po 2 % (ocenjena povprečna letna inflacija).
122
Slika 5.3: Scenariji dviga tarif
ELES bo do vključno leta 2015 izkazoval t. i. omreţninske preseţke, knjigovodsko
evidentirane na pasivnih časovnih razmejitvah. Situacija je obrnjena na glavo po letu 2015,
kjer bo beleţeno manko omreţninskih 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 omreţnino po letu 2015.
Iz slike 5.4 je razvidna projekcija bodočih preseţkov/primanjkljajev omreţninskih
prihodkov.
-2,3%-1,8%
-2,5%
9,1%10,3% 10,6%
2,9%2,8% 2,8% 2,6%
-17,3%
-2,9%
13,7%
12,1% 12,1% 12,1% 12,1% 12,1% 12,1%
-17,3%
22,0%
20,2% 20,2%
0,0% 0,0% 0,0% 0,0%-2,1%
3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%
-20%
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Dvig
tari
f
Čas [leto]
Osnovni scenarij Scenarij povprečni dvig 12,05 % letno
Scenarij dvig 20,17 % letno v letih 2016-2018 Scenarij dvig 2 % letno (inflacija)
123
5.4: Gibanje časovnih razmejitev po letih glede na scenarij dviga tarif
Glede na dani okvir bodočega desetletnega poslovanja je ob upoštevanju predvidene višine
investicijskih vlaganj razumljivo, da pomeni manko omreţninskih prihodkov povečevanje
zadolţenosti:
- zadolţenost po osnovnem scenariju je obvladljiva, povečanje zadolţenosti se
načrtuje v letu 2014 in doseţe svoj vrh v letu 2016, nato se zniţuje;
- zadolţenost po ostalih treh scenarijih je do leta 2016 moţna, vendar bo potrebno
premakniti dinamiko investicijskih vlaganj predvsem iz leta 2013 v 2014 in iz leta
2014 naprej;
- scenarij zadolţitve pri 2 % letni rasti tarif od vključno 2016 dalje je nerealen;
- dodatno zniţanje tarif v letih 2013-2015 zaradi stališča RS bo zelo poslabšalo
boniteto ELES-a in s tem oteţilo najemanje dolgoročnih kreditov pod ugodnimi
pogoji.
-300.000.000
-250.000.000
-200.000.000
-150.000.000
-100.000.000
-50.000.000
0
50.000.000
100.000.000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Časo
vne r
azm
ejitv
e [EU
R]
Čas [leto]
Osnovni scenarij Scenarij povprečni dvig 12,05 % letno
Scenarij dvig 20,17 % letno v letih 2016-2018 Scenarij dvig 2 % letno (inflacija)
124
Slika 5.5: Nominalna zadolţenost po letih v odvisnosti od scenarija višine tarif omreţnine
0
50.000.000
100.000.000
150.000.000
200.000.000
250.000.000
300.000.000
350.000.000
400.000.000
450.000.000
500.000.000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
No
min
aln
a z
adolţ
enost [E
UR]
Čas [leto]
Osnovni scenarij Scenarij povprečni dvig 12,05 % letno
Scenarij dvig 20,17 % letno v letih 2016-2018 Scenarij dvig 2 % letno (inflacija)
125
5.6 PRIČAKOVANI UČINKI INVESTICIJSKIH VLAGANJ
Izgradnja daljnovodov in RTP prispeva k večji energetski neodvisnosti in nemoteni oskrbi z
električno energijo. Kot je ţe bilo poudarjeno, v procesu vrednotenja stroškov in koristi
investicij v prenosno omreţje obstajajo številni elementi tveganja in negotovosti. Tvegane so
napovedi rasti porabe električne energije, omreţnina 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 vzdrţevanja 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 omreţja 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 zniţevanja cen elektrike.
Predvideva se, da so z vlaganji v razširitev elektroenergetskega prenosnega sistema tudi
drugi agregatni vplivi pozitivni. Zaradi vlaganj bi se povečala poslovni preseţek in
zaposlenost, večji bi bili učinki v okviru povečanja pobranih in plačanih različnih vrst davkov,
kar posledično pomeni večji priliv v drţavno 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 naloţbe, saj jih je zaradi dolge ţivljenjske dobe namreč treba večkrat
obnavljati. Investicije v prenosno omreţje 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.
126
127
5.7 NAČRT NOVIH IN OBNOVITVENIH INVESTICIJ SISTEMSKEGA
OPERATERJA PRENOSNEGA OMREŢJA ZA OBDOBJE 2011-2020
Preglednica 5.4: Načrt razvoja omreţja 2013-2022; ocenjena investicijska sredstva (1. del)
OBJEKTI/LETO Obdobje
gradnje
Investicijska
vrednost
Porabljeno do
31. 10. 2012
(podatek Oracle
28. 11. 2012)
2013 nov
(podatek 6. 11.
2012)
2014 nov
(podatek 6. 11.
2012)
2015 nov
(podatek 6. 11.
2012)
Daljnovodi
1Nivo
napetostiSkupaj daljnovodi 400 kV, 220kV, 110 kV 846.946.734 97.072.288 22.501.000 29.675.000 23.500.000
1.1. Novogradnje 766.831.200 60.109.783 17.830.000 9.960.000 18.100.000
1.1.1. 400 kV I 50 DV 2 x 400 kV Beričevo-Krško; DV + OPGW 1998-2014 48.600.000 34.106.796 11.150.000 2.050.000 0
1.1.2. I 121 DV 2 x 400 kV Podlog-Cirkovce (prehod z 220 kV na 400 kV); DV + OPGW + polja 2004-2025 60.000.000 128.605 0 0 0
1.1.3. I-121 DV 2 x 400 kV Beričevo-Podlog; DV + OPGW + polja 2011-2025 40.000.000 0 0 0 0
1.1.4. I-121 DV 2 x 400 kV Beričevo-Divača; DV + OPGW + polja (opcijsko prehod obstoječega DV z 400kV na 2 x 400 kV) 2011-2020 70.000.000 0 300.000 300.000 550.000
1.1.5. I 365 DV 2 x 400 kV Podlog-Šoštanj (prehod z 220 kV na 400 kV) 2007-2016 8.137.000 2.556.010 350.000 200.000 1.000.000
1.1.6. I 39 DV 2 x 400 kV Cirkovce-Pince; DV + OPGW 2000-2016 65.000.000 2.214.115 3.950.000 6.000.000 15.000.000
1.1.7. I 69 DV 2 x 400 kV Okroglo (Slovenija)-Udine (Italija); DV + OPGW + polja 2000-2022 65.000.000 565.677 75.000 50.000 50.000
1.1.8. 110 kV I 116 DV 2 x 110 kV Beričevo-Trbovlje; DV + OPGW 2003-2013 16.000.000 15.214.735 130.000 0 0
1.1.9. I 125 DV 110 kV Koper-Izola-Lucija; DV + kbV + ZOK + polja 2005-2018 7.594.200 34.464 1.650.000 200.000 200.000
1.1.10. I 330 Priključni vodi (HE Krško + HE Breţice) 2006-2018 7.500.000 5.059.562 5.000 1.120.000 1.000.000
1.1.11. I 436 DV 2 x 110 kV Škofja Loka-Cerkno (opcijsko DV 2 x 400 kV Okroglo-Udine) 2010-2018 12.000.000 0 0 0 0
1.1.12. I 456 DV 110 kV Divača-Koper, prehod na 2 x 110 kV + DV polja 2019-2022 12.000.000 0 0 0 0
1.1.13. I 472 HVDC povezava Slovenija-Italija >2022 350.000.000 227.061 100.000 0 0
1.1.14. I 474 Priključni DV 220 kV in priključna polja v RTP Metal Ravne 2012-2016 5.000.000 2.758 120.000 40.000 300.000
1.2. Rekonstrukcije 80.115.534 36.962.505 4.671.000 19.715.000 5.400.000
1.2.1 220 kV R 481 DV 220 kV Beričevo-Podlog; sanacija varnostnih višin 2012-2013 542.000 56.153 330.000 0 0
1.2.2. 110 kV R 187 DV 2 x 110 kV Gorica-Divača; DV + OPGW 2001-2014 12.000.000 10.825.404 60.000 630.000 0
1.2.3. R 267 DV 2 x 110 kV Divača-Pivka-Ilirska Bistrica; DV + DV polja 2007-2016 16.000.000 36.487 100.000 3.900.000 3.900.000
1.2.4. R 258 DV 2 x 110 kV Dravograd-Velenje; obešanje drugega sistema + OPGW 2006-2013 5.200.000 4.977.927 10.000 0 0
1.2.5. R 199 DV 2 x 110 kV Dravograd-Ravne (I in II) + OPGW 2003-2014 4.800.000 676.631 700.000 3.500.000 0
1.2.6. R 427 DV 2 x 110 kV Maribor-Cirkovce 2010-2014 5.800.000 851.844 300.000 5.050.000 0
1.2.7. R 256 DV 2 x 110 kV Brestanica-Hudo; DV + OPGW 2007-2016 12.700.000 3.245.974 550.000 5.100.000 1.500.000
1.2.8. R-432 DV 110 kV Trbovlje-Brestanica, zamenjava faznega vodnika z OPPC 2010-2013 267.000 543.238 392.500 0 0
1.2.9. DV 110 kV Kidričevo-Ptuj-Formin 2016-2018 1.168.300 0 0 0 0
1.2.10. R 347 Vzpenjalni sistemi za DV 2007-2014 18.578.034 15.176.589 500.000 1.500.000 0
1.2.11. R 399 DV 2 x 110 kV Gorica-Divača; zaščita pred atm. prenap. z odvodniki prenapetosti 2008-2013 780.000 283.889 190.000 0 0
1.2.12. R-466 DV 2 x 110 kV Črnuče-Kleče, prevezava RTP Črnuče v drugi sistem na SM 25 2011-2013 270.000 119.700 241.500 0 0
1.2.13. R 471 DV 2 x 110 kV Gorica - Ajdovščina, dvig dveh SM 2011-2013 142.000 70.482 39.000 0 0
1.2.14. R 484 DV 2 x 110 kV Doblar-Gorica, KB odsek SM 72-RTP-Gorica 2012-2013 650.000 40.542 40.000 0 0
1.2.15. R 485 DV 2 x 110 kV TE TOL-Črnuče 2012-2013 162.000 51.053 155.000 0 0
1.2.16. R 509 DV 110 kV Kleče-Okroglo II in DV 110 kV Medvode-Mavčiče (prestavitev SM 40) 2012-2013 301.200 6.592 348.000 0 0
1.2.17. R 511 DV 2 x 110 kv Krško-Hudo, nadvišanje SM8-SM11 2012-2014 455.000 0 415.000 35.000 0
1.2.18. R 519 DV 2 x 110kV Kleče-Domţale (Kleče-Mozirje), levi sistem 2013-2013 300.000 0 300.000 0 0
RTP in RP postaje
2Nivo
napetostiSkupaj RTP in RP postaje 260.538.900 26.909.263 15.333.850 29.698.000 30.792.000
2.1. Novogradnje 197.300.000 16.055.691 5.774.850 20.510.000 19.350.000
2.1.1. 400 kV I 110 RTP 400/110 kV Krško, drugi TR + DV polja 400 kV; prim.+ sek. oprema 2003-2013 14.300.000 8.259.592 80.000 0 0
2.1.2. I 339 RTP 400/110 kV Cirkovce; prim. + sek. oprema 2007-2016 37.500.000 1.459 190.000 660.000 11.000.000
2.1.3. I 491 RTP 400/110 kV Divača, drugi TR 300 MVA; prim. + sek. oprema 2019-2022 4.600.000 0 0 0 0
2.1.4. RTP 400/110 kV Okroglo, prečni TR 2020-2025 45.000.000 0 0 0 0
2.1.5. I-476 RTP 400/110 kV Beričevo, 300 MVA 2017-2020 4.600.000 0 0 0 0
2.1.6. I-477 RTP 400/110 kV Podlog, 300 MVA 2022-2025 4.600.000 0 0 0 0
2.1.7. I 313 RTP Beričevo - izgradnja dveh DV polj 400 kV Krško I in II 2006-2013 1.700.000 1.691.624 47.000 0 0
2.1.8. RTP 400/110 kV Avče (Tolmin) 2018-2022 15.000.000 0 0 0 0
2.1.9. I-121 RTP 400/110 kV Kleče 2016-2020 20.000.000 0 0 0 0
2.1.10. I 332 NEK 400 kV stikališče (prim. + sek.) 2007-2015 5.500.000 5.421.431 2.800.000 80.000 50.000
2.1.11. I 442 RTP 110/20 kV Slovenska Bistrica 2010-2015 2.500.000 69.560 750.000 3.700.000 2.100.000
2.1.12. I 405 RTP Plave v HE Plave 2009-2015 6.000.000 74.292 190.000 4.710.000 1.100.000
2.1.13. I 406 RTP Kleče, izgradnja 110 kV polj Litostroj I in II 2009-2013 1.500.000 461.551 7.000 0 0
2.1.14. I 340 RP 110 kV Hudo 2011-2017 11.600.000 0 352.850 2.000.000 1.000.000
2.1.15. I 458 RTP TE Trbovlje 2011-2016 19.400.000 0 100.000 8.500.000 4.000.000
2.1.16. I 460 RTP Podvelka 2011-2013 2.200.000 73.113 1.118.000 0 0
2.1.17. I 475 RTP Beričevo - izgradnja transformacije 110/20 kV za potrebe LR 2012-2015 1.300.000 3.069 140.000 860.000 100.000
2.1.18. Rekonstrukcije 63.238.900 10.853.572 9.559.000 9.188.000 11.442.000
2.2. 400 kV R 213 RTP 400/110 kV Okroglo - obnova stikališča + TR 2005-2014 8.795.000 1.681.034 3.500.000 420.000 0
2.2.1. R 522 RTP 400/110 kV Maribor, zamenjava TR 42 2013-2015 4.700.000 0 50.000 1.100.000 3.350.000
2.2.2. R 214 Neposredni nadzor energetskih TR 2003-2015 2.211.200 483.731 80.000 50.000 100.000
2.2.3. R 464 RTP Kleče - obnova lastne rabe 2011-2014 200.000 14.565 42.000 35.000 0
2.2.4. R 465 RTP 400/110 kV Maribor - obnova lastne rabe 2011-2013 1.500.000 1.102.621 20.000 0 0
2.2.5. R 315 RTP 110/20 kV Ilirska Bistrica 2006-2014 7.500.000 1.885.215 1.710.000 90.000 0
2.2.6. R 326 RTP 110/20 kV Gorica, zbiralke 110 kV + Avče + sek. oprema 2005-2013 5.753.400 2.391.209 200.000 0 0
2.2.7. R 211 Gradbene rekonstrukcije RTP 2003-2018 4.169.300 2.998.210 370.000 0 0
2.2.8. R 388 RTP 110/20 (35) kV Pekre 2008-2015 18.000.000 199.615 3.000.000 7.303.000 7.547.000
2.2.9. R 444 RTP 110/35/20 kV Tolmin - zamenjava VN + sek. opreme 2013-2015 520.000 0 20.000 100.000 400.000
2.2.10. R 401 RTP Beričevo, 400 kV Okroglo I in II - projekt (zamenjava odklopnika) 2009-2013 435.000 54.479 322.000 0 0
2.2.11. R 448 TP 110 kV Karbid - obnova 2011-2014 255.000 42.893 145.000 45.000 0
2.2.12. RTP 110/20 kV Velenje 2016-2020 9.000.000 0 0 0 0
2.2.13. R-489 Prenova stikališč - uredba o svetlobnem onesnaţevanju 2012-2015 200.000 0 100.000 45.000 45.000
128
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022Skupaj
2013-2022
60.740.000 19.450.000 33.300.000 35.000.000 35.000.000 29.400.000 17.600.000 306.166.000
52.650.000 19.350.000 32.400.000 35.000.000 35.000.000 29.400.000 17.600.000 267.290.000
13.200.000
100.000 250.000 500.000 500.000 800.000 1.000.000 3.000.000 6.150.000
100.000 250.000 500.000 500.000 800.000 1.000.000 3.000.000 6.150.000
5.000.000 13.000.000 20.000.000 20.000.000 10.800.000 0 0 69.950.000
4.150.000 5.700.000
38.000.000 0 62.950.000
200.000 250.000 2.000.000 12.000.000 20.000.000 20.000.000 10.000.000 64.625.000
130.000
200.000 3.000.000 2.000.000 7.250.000
2.125.000
400.000 2.600.000 7.400.000 1.600.000 0 0 0 12.000.000
0 400.000 2.600.000 7.400.000 1.600.000 12.000.000
100.000
4.500.000 4.960.000
8.090.000 100.000 900.000 0 0 0 0 38.876.000
330.000
690.000
8.000.000 15.900.000
10.000
4.200.000
5.350.000
20.000 7.170.000
392.500
70.000 100.000 900.000 1.070.000
2.000.000
190.000
241.500
39.000
40.000
155.000
348.000
450.000
300.000
37.200.000 4.500.000 1.500.000 19.500.000 11.700.000 10.400.000 8.900.000 169.523.850
36.900.000 3.500.000 500.000 15.500.000 9.000.000 10.400.000 8.900.000 130.334.850
80.000
25.000.000 36.850.000
100.000 200.000 200.000 4.100.000 4.600.000
200.000 200.000 400.000
100.000 200.000 200.000 4.100.000 4.600.000
100.000 100.000
47.000
100.000 200.000 200.000 10.000.000 4.500.000 15.000.000
100.000 200.000 200.000 15.000.000 4.500.000 20.000.000
2.930.000
6.550.000
6.000.000
7.000
5.000.000 3.200.000 11.552.850
6.800.000 19.400.000
1.118.000
1.100.000
300.000 1.000.000 1.000.000 4.000.000 2.700.000 0 0 39.189.000
3.920.000
4.500.000
230.000
77.000
20.000
1.800.000
200.000
370.000
17.850.000
520.000
322.000
190.000
300.000 1.000.000 1.000.000 4.000.000 2.700.000 9.000.000
190.000
129
Preglednica 5.5: Načrt razvoja omreţja 2013-2022; ocenjena investicijska sredstva (2. del)
OBJEKTI/LETO Obdobje
gradnje
Investicijska
vrednost
Porabljeno do
31. 10. 2012
(podatek Oracle
28. 11. 2012)
2013 nov
(podatek 6. 11.
2012)
2014 nov
(podatek 6. 11.
2012)
2015 nov
(podatek 6. 11.
2012)
Sekundarna oprema (zaščita, vodenje, meritve)
3 Skupaj sekundarna oprema 24.618.977 11.521.517 6.880.000 2.380.000 1.270.000
3.2. Rekonstrukcije
3.2.1. R 279 RTP Beričevo - obnova sekundarne opreme 2001-2013 3.400.000 3.073.634 200.000 0 0
3.2.2. R 285 RTP Kleče - obnova sekundarne opreme 2006-2014 5.000.000 3.815.669 1.000.000 200.000
3.2.3. R 291 RTP Okroglo - obnova sekundarne opreme 2006-2014 2.667.700 1.340.929 350.000 200.000 0
3.2.4. R 294 RTP Podlog - obnova sekundarne opreme v 110 kV in 220 kV poljih, vgradnja zaščite zbiralnic 400 kV 2010-2015 4.500.000 352.351 3.300.000 500.000 200.000
3.2.5. R 282 RP Hudo - obnova sekundarne opreme 2005-2015 2.170.000 43.749 80.000 800.000 80.000
3.2.6. R 455 RTP Ajdovščina - obnova sekundarne opreme 2010-2016 460.000 0 0 50.000 400.000
3.2.7. R 360 Števčni merilni sistem 2006-2015 2.524.700 1.331.608 300.000 250.000 300.000
3.2.8. R 302 Nadzorni center sluţbe za sekundarne sisteme 2006-2013 1.056.577 1.022.230 50.000 0 0
3.2.9. R-470 WAMPS - obnova in razširitev 2011-2015 620.000 476.679 150.000 40.000 0
3.2.10. R-493 RTP Beričevo (prestavitev lokacije sekundarnih sistemov iz komandne zgradbe v stikališče) 2011-2014 700.000 64.668 630.000 30.000 0
3.2.11. R-495 Rezervni center vodenja na lokaciji RTP Maribor 2013-2014 200.000 0 180.000 20.000 0
3.2.12. R 515 RTP Mozirje (obnova sekundarne opreme) 2012-2014 270.000 0 210.000 20.000 0
3.2.13. R 516 RTP Krško DES (obnova sekundarne opreme) 2012-2014 450.000 0 400.000 50.000 0
3.2.14. R 514 RTP Slovenj Gradec (obnova sekundarne opreme) 2013-2015 250.000 0 30.000 200.000 20.000
3.2.15. R 518 RTP Trnovlje (obnova sekundarne opreme) 2014-2016 350.000 0 0 20.000 270.000
Telekomunikacije in informatika
4 Skupaj telekomunikacijski vodi in oprema 27.360.000 6.741.315 7.495.000 3.660.000 1.540.000
4.1. Novogradnje
4.1.1. I 451 Uvedba standardnega ERP informacijskega sistema 2011-2014 2.500.000 28.242 1.500.000 450.000 0
I 439 Preselitev TK opreme v novo poslovno stavbo Beričevo 2012-2020 2.600.000 4.408.679 0 0 0
4.1.2 I 517 Informacijska podpora procesom v ELES-u (BPM) 2013-2016 1.100.000 0 500.000 300.000 300.000
4.2. Rekonstrukcije in nadomestitve
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 7.410.000 792.360 160.000 160.000 160.000
4.2.2. R 453 TK omreţje za EMS 2011-2020 2.130.000 1.475.981 500.000 300.000 200.000
4.2.3.
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 35.323 660.000 400.000 380.000
4.2.4. R 500 Ureditev TK infrastrukture 2 2012-2014 100.000 730 25.000 50.000 0
4.2.5. R 501 Zdruţene komunikacije (Unified communications) v ELES-u 2012-2015 660.000 0 300.000 300.000 0
4.2.6.
R 502
Nadgradnja IP MPLS omreţja
Zamenjava usmerjevalnikov MPLS
Zamenjava ethernet stikal
2012-2015 4.000.000 0 2.000.000 1.500.000 500.000
4.2.7. R 505 DWDM 2012-2014 2.050.000 0 850.000 200.000 0
4.2.8. R 513 Prenova TK prostorov v Klečah 2012-2013 1.150.000 0 1.000.000 0 0
4.2.9. R 513 TK Infrastruktura prenova OPGW optičnega omreţja in omreţje nove generacije 2016-2020 1.250.000 0 0 0 0
Velike investicije na področju obratovanja
5 Skupaj 40.725.900 3.512.595 5.328.500 5.405.000 10.345.000
5.1. I 109 Sistem za vodenje in nadzor EES - EMS 2006-2026 9.675.900 3.136.457 3.836.000 205.000 45.000
5.2. I 467 Pametna omreţja 2011-2022 30.000.000 349.526 1.192.500 5.000.000 10.000.000
5.3. I 498 Kompletno protivlomno varovanje objektov in video nadzor v ELES-u 2013-2016 900.000 0 200.000 200.000 300.000
5.4. I 512 Izdelava desetletnega razvojnega načrta 2013-2022 2012-2013 150.000 26.612 100.000 0 0
Druge načrtovane investicije
6 Skupaj - druge načrtovane investicije 76.283.700 18.542.146 3.976.582 3.592.782 3.782.272
6.1. I 506 Informacijska podpora vzdrţevanju 2012-2020 2.240.000 0 198.000 90.000 90.000
6.2. I 507 Postopki IS in priprava podatkov 2012-2020 1.620.000 212 200.000 160.000 160.000
6.3. I 508 Monitoring temperature na DV 2012-2020 1.120.000 0 125.000 125.000 125.000
6.4. RTP Beričevo - obnova upravne stavbe 2013-2014 190.000 0 130.000 60.000 0
6.5. Male investicije - skupaj 2013-2025 71.113.700 18.541.934 3.323.582 3.157.782 3.407.272
6.6. M 1 Informacijski sistem (računalniki, tiskalniki in druga oprema) 2011-2025 24.000.000 5.674.042 1.111.000 1.154.800 1.200.790
6.7. M 2 Avtopark 2011-2025 16.500.000 3.758.364 1.050.000 1.000.000 950.000
6.8. M 3 Oprema poslovnih prostorov 2011-2025 5.992.000 787.735 198.500 89.500 91.000
6.9. M 4 Orodje, instrumenti, naprave 2011-2025 15.421.700 4.054.707 478.082 576.482 814.482
6.10. M 5 Rezervni deli, komponente 2011-2025 9.200.000 4.267.086 486.000 337.000 351.000
7 SKUPAJ - vse investicije 1.276.474.211 164.299.124 61.514.932 74.410.782 71.229.272
130
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022Skupaj
2013-2022
60.000 0 0 0 0 0 0 10.590.000
200.000
1.200.000
550.000
4.000.000
960.000
450.000
850.000
50.000
190.000
660.000
200.000
230.000
450.000
250.000
60.000 350.000
950.000 1.100.000 1.100.000 930.000 270.000 0 0 17.045.000
1.950.000
500.000 750.000 750.000 580.000 20.000 2.600.000
1.100.000
0
0 0 0 0 0 480.000
200.000 100.000 100.000 100.000 1.500.000
1.440.000
75.000
600.000
4.000.000
1.050.000
1.000.000
250.000 250.000 250.000 250.000 250.000 1.250.000
1.280.000 2.120.000 2.080.000 2.120.000 2.080.000 2.120.000 2.880.000 35.758.500
80.000 120.000 80.000 120.000 80.000 120.000 80.000 4.766.000
1.000.000 2.000.000 2.000.000 2.000.000 2.000.000 2.000.000 2.800.000 29.992.500
200.000 900.000
100.000
4.204.482 4.253.982 4.304.982 4.407.082 4.320.482 3.720.782 3.780.482 40.343.910
400.000 400.000 400.000 400.000 262.000 2.240.000
200.000 200.000 200.000 250.000 250.000 1.620.000
150.000 150.000 150.000 150.000 145.000 1.120.000
190.000
3.454.482 3.503.982 3.554.982 3.607.082 3.663.482 3.720.782 3.780.482 35.173.910
1.248.000 1.297.500 1.348.500 1.400.600 1.457.000 1.514.300 1.574.000 13.306.490
950.000 950.000 950.000 950.000 950.000 950.000 950.000 9.650.000
91.000 91.000 91.000 91.000 91.000 91.000 91.000 1.016.000
814.482 814.482 814.482 814.482 814.482 814.482 814.482 7.570.420
351.000 351.000 351.000 351.000 351.000 351.000 351.000 3.631.000
104.434.482 31.423.982 42.284.982 61.957.082 53.370.482 45.640.782 33.160.482 579.427.260
131
6 SKLEP
Načrt razvoja prenosnega omreţja za obdobje 2013–2022 predstavlja potrebne posege v
prenosno omreţje RS, ki bodo glede na napovedano izgradnjo proizvodnih enot, rast potreb
po električni energiji, širitev distribucijskega omreţja 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
omreţja 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 omreţnine za prenosno omreţje in sistemske storitve.
Povečanje omreţnine bo potrebno v višini pričakovanih stroškov za sistemske storitve in
stroškov delovanja ter vzdrţevanja, stroškov izgub električne energije, predvidenega
povečanja amortizacije iz investiranja ter reguliranega donosa.
Osnova za investicije v prenosno omreţje so tehnično-razvojno-ekonomske analize EES, ki
nedvoumno kaţejo na potrebne ojačitve prenosnega omreţja 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 stroţjih zahtev umeščanja v prostor in
zaradi zahtev lokalnih skupnosti se ta čas stalno podaljšuje.
Pričakovano povečanje potreb po prenosnih zmogljivostih in vedno teţje 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 največji moţni 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
moţnostmi in omejitvami. Pri tem sedaj še ni predvidena uporaba kablovodov na
132
napetostnih nivojih 220 ali 400 kV, uporaba na 110 kV napetostnem nivoju pa je moţna le
pod določenimi pogoji.
Slika 6.1: Razvoj gospodarske infrastrukture iz utemeljitve Strategije prostorskega razvoja
RS
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 teţav pri umeščanju objektov v prostor je realno pričakovati zamik pri
realizaciji večine projektov, ki zahtevajo gradbeno dovoljenje.
133
7 LITERATURA
[1] Resolucija o Nacionalnem energetskem programu (Ur. l. RS, št. 57/2004).
[2] Sluţba vlade RS za razvoj, Resolucija o nacionalnih razvojnih projektih za obdobje
2007–2023, oktober 2006.
[3] 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.
[4] Predlog uredbe Evropskega parlamenta in Sveta o smernicah za vseevropsko
energetsko infrastrukturo.
[5] ENTSO-E, Operation Handbook, 2010.
[6] ENTSO-E, Ten-Year Network Development Plan 2012, 2012.
[7] Energetski zakon (Ur. l. RS št. 27/2007, EZ-UPB2, 70/2008 in 22/2010).
[8] Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne sluţbe dejavnost sistemskega operaterja
prenosnega omreţja električne energije (Ur. l. RS št. 114/2004, 52/2006 in 31/2007).
[9] Direktiva 2009/28/ES Evropskega parlamenta in Sveta z dne 23. aprila 2009 o
spodbujanju uporabe energije iz obnovljivih virov.
[10] Uredba (ES) št. 714/2009 Evropskega parlamenta in Sveta z dne 13. julija 2009 o
pogojih za dostop do omreţja za čezmejne izmenjave električne energije in
razveljavitvi Uredbe (ES) št. 1228/2003.
[11] EIMV, Napoved porabe električne energije do leta 2040, študija št. 2059, Ljubljana,
2010.
[12] EIMV, Aţuriranje napovedi porabe električne energije do leta 2040, Ljubljana, 2012.
[13] UMAR, Pomladanska napoved gospodarskih gibanj 2012, Ljubljana, maj 2012.
[14] UMAR, Jesenska napoved gospodarskih gibanj 2012, Ljubljana, september 2012.
[15] SURS, Bruto domači proizvod, temeljni agregati nacionalnih računov in zaposlenost,
Slovenija, 1995–2011, Ljubljana, 2012.
[16] UMAR, Makroekonomski scenariji gospodarskega razvoja Slovenije do leta 2030,
Ljubljana, avgust 2007.
[17] SURS, Prebivalstvo Slovenije danes in jutri, 2008–2060, Ljubljana, julij 2009.
[18] 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).
134
[22] Fakulteta za elektrotehniko Univerze v Ljubljani, LEST, Vales, IJS CEU, Vpliv vodenja
rabe električne energije (DSM) na porabo na prenosnem omreţju, Ljubljana, april 2009.
[23] Nacionalni energetski program Slovenije: »Aktivno ravnanje z energijo«, Osnutek,
Ljubljana, 2010.
[24] 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] SODO, Načrt razvoja distribucijskega omreţja električne energije v Republiki Sloveniji
za desetletno obdobje od leta 2013 do 2022 – Osnutek.
[28] ENTSO-E, Transmission Grid Planning, 2010.
[29] ENTSO-E, Scenario Outlook & Adequacy Forecast 2012-2030, 2012.
[30] EIMV, Grafični prikaz napetostnih kotov za evropsko prenosno omreţje, študija št.
1793, Ljubljana, avgust 2006.
[31] EURELECTRIC, EURPROG 2007, 2008.
[32] EIMV, Potrebni ukrepi v prenosnem omreţju Slovenije po izgradnji 400 kV DV
Kainachtal-Südburgenland, študija št. 1887, Ljubljana, 2008.
[33] EIMV, Grafični prikaz napetostnih profilov in obremenjenosti daljnovodov prenosnega
omreţja, 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] EIMV, UL FE, Analiza moţnosti omejevanja kratkostičnih tokov v prenosnem omreţju
RS, študija št. 2101, Ljubljana, 2012.
[36] EIMV, Obvladovanje napetostnih razmer v prenosnem omreţju 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] ELES, Strategija razvoja elektroenergetskega sistema Republike Slovenije, Načrt razvoja
prenosnega omreţja v Republiki Sloveniji od leta 2009 do 2018, Ljubljana, 2009.
[40] ELES, Strategija razvoja elektroenergetskega sistema Republike Slovenije od leta 2011
do 2020, Ljubljana, 2011.
[41] ETSO, Procedures for cross-border transmission capacity assessments,
https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/ntc/entsoe_proceduresCapacit
yAssessments.pdf, november 2010.
[42] ELES, Analiza starosti elementov prenosnega EE omreţja, Ljubljana, 2008.
135
[43] 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 dotika, študija št. 1841, Ljubljana, 2007.
[45] EIMV, Razvoj prenosnega omreţja EES Slovenije do leta 2025 – 400 in 220 kV nivo,
študija št. 1817, Ljubljana, 2007.
[46] EIMV, Vključitev II. transformatorja 400/110 kV, 300 MVA v RTP Krško, študija št.
1572, Ljubljana, 2002.
[47] EIMV, Strategija razvoja prenosnega omreţja Slovenije do leta 2030: Razvoj 110 kV
napajalnega omreţja osrednje Slovenije, študija št. 1963 – delovna verzija, Ljubljana,
2009.
[48] ELES, Razvoj 110 kV omreţja osrednje Slovenije – interna analiza, Ljubljana, 2010.
[49] EIMV, Strategija razvoja prenosnega omreţja Slovenije do leta 2030: Razvoj 110 kV
napajalnega omreţja Dolenjske in Posavja, študija št. 1908, Ljubljana, 2008.
[50] ELES, Razvoj 110 kV omreţja Dolenjske in Posavja – interna analiza, Ljubljana, 2010.
[51] EIMV, Strategija razvoja prenosnega omreţja Slovenije do leta 2025: Razvoj 110 kV
napajalnega omreţja Primorske, študija št. 1820, Ljubljana, 2007.
[52] EIMV, Razvoj prenosnega omreţja 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.
[53] ELES, Tehnično-ekonomsko optimalni dolgoročni razvoj omreţja severne Primorske,
Ljubljana, 2010.
[54] ELES, Razvoj 110 kV omreţja Primorske – interna analiza, Ljubljana, 2010.
[55] EIMV, Strategija razvoja prenosnega omreţja Slovenije do leta 2030: Razvoj 110 kV
napajalnega omreţja Gorenjske, študija št. 1970 – delovna verzija, Ljubljana, 2009.
[56] ELES, Razvoj 110 kV omreţja Gorenjske – interna analiza, Ljubljana, 2010.
[57] EIMV, Strategija razvoja prenosnega omreţja Slovenije do leta 2025: Razvoj 110 kV
napajalnega omreţja Štajerske, Koroške in Pomurja, študija št. 1918, Ljubljana, 2007.
[58] ELES, Razvoj 110 kV omreţja Štajerske, Koroške in Pomurja – interna analiza, Ljubljana,
2010.
[59] EIMV, Eco Consulting, Načrtovanje naloţb v prenosno elektroenergetsko omreţje,
Ljubljana, december 2008.
[60] EIMV, Razvoj prenosnega omreţja EES Slovenije do leta 2025: 400 in 220 kV nivo,
študija št. 1817, Ljubljana, 2007.
[61] ENTSO-E, Guidelines for Cost Benefit analyses of Grid Development Projects, 2012.
[62] AGEN-RS, Poročilo o stanju na področju energetike v Sloveniji v letu 2011, Ljubljana,
2011.
[63] EIMV, UL FE, Analiza moţnosti omejevanja kratkostičnih tokov v prenosnem omreţju
EES Slovenije, študija št. 2101, Ljubljana, 2012.
136