RAZVOJ PRIJENOSNE MREŽE JUGOISTOČNE EUROPE U KRATKOROČNOM I SREDNJOROČNOM RAZDOBLJU

Davor Bajs, dipl. ing Goran Majstrović, dipl. ing Matislav Majstrović, dipl. ing Nijaz Dizdarević, dipl. ing. Energetski institut Hrvoje Požar, Zagreb (www.eihp.hr/~dbajs) (www.eihp.hr/~gmajstro) (www.eihp.hr/~mmajstro) (www.eihp.hr/~ndizdar) RAZVOJ PRIJENOSNE MREŽE JUGOISTOČNE EUROPE U KRATKOROČNOM I SREDNJOROČNOM RAZDOBLJU SAŽETAK U referatu se prikazuju spoznaje o razvoju prijenosne mreže na području jugoistočne Europe u razdoblju od 2005. do 2015. godine, te se daju osnovni podaci o planiranom porastu opterećenja pojedinih zemalja, te planiranoj izgradnji novih elektrana i interkonektivnih vodova. Promatraju se elektroenergetski sustavi Hrvatske, Bosne i Hercegovine, Srbije i Crne Gore, Makedonije, Albanije, Rumunjske i Bugarske. Nadalje se opisuju rezultati analiza rada prijenosne mreže za različite scenarije angažmana elektrana i transakcija na tržištu električne energije i identificiraju mjesta potencijalnih zagušenja u mreži pri raspoloživosti svih grana mreže i raspoloživosti (n-1) grana. Sažeto je prikazana uloga Hrvatske u regionalnom tržištu električne energije. Ključne riječi: razvoj prijenosne mreže, interkonektivni vodovi, regionalno tržište električne energije, zagušenja SOUTHEAST EUROPE TRANSMISSION NETWORK SHORT-TERM AND MID- TERM DEVELOPMENT ABSTRACT Information about Southeast Europe transmission network development in time period from 2005 to 2015 is described in this paper. Basic demand data, new power plants and interconnection lines construction data are also given. Electric power systems of Croatia, Bosnia and Herzegovina, Serbia and Montenegro, Macedonia, Albania, Romania and Bulgaria are observed. Analysis of transmission network operation under different production and market transactions scenarios are described and possible congestion points are identified under full branches availability and under (n-1) branches availability. Croatian position in regional electricity market environment is shortly described. Key words: market, congestions transmission network development, interconnection lines, regional electricity 1. UVOD Rekonekcijom dviju sinkronih zona UCTE stvorili su se tehnički preduvjeti za stvaranje tržišta električne energije na području jugoistočne Europe (službeni naziv SEEREM, eng. Southeast Europe Regional Energy Market). Ne ulazeći u političke, organizacione i ekonomske aspekte organizacije tržišta, u referatu se daje sažeti tehnički prikaz elektroenergetskih sustava zemalja u regiji, s naglaskom na prijenosne mreže. Razmatraju se slijedeće zemlje na području jugoistočne Europe: Hrvatska, Bosna i Hercegovina, Srbija i Crna Gora (uključujući UNMIK), Makedonija, Albanija, Rumunjska i Bugarska. Polazeći od postojećeg stanja opisuju se službeni planovi kratkoročnog i srednjoročnog (2005.-2015.) razvoja prijenosnih mreža promatranih zemalja, te se prikazuju rezultati prvih proračuna tokova snaga i sigurnosti rada prijenosne mreže u očekivanim tržišnim uvjetima. 1

Prikazi planova razvoja elektroenergetskih sustava jugoistočne Europe u najvećem se dijelu temelje na projektu regionalnog razvoja prijenosne mreže [1] koji se odvija posljednjih pet godina u sklopu SECI inicijative (eng. Southeast Europe Cooperation Initiative). U sklopu spomenutog projekta izrađeni su službeni statički i dinamički modeli koji detaljno opisuju prijenosne sustave jugoistočne Europe, te na njih priključene elektrane i terete za 2005. i 2010. godinu, pogodni za proračune tokova snaga, kratkog spoja te stabilnosti. U referatu prikazani rezultati tokova snaga i sigurnosti pogona prijenosne mreže jugoistočne Europe temelje se na proračunima izvršenim u sklopu GIS projekta [2] (eng. Generation Investment Study), gdje je simuliran tržišni angažman postojećih i novih elektrana u regiji, te ispitan pogon i sigurnost pogona prijenosnih sustava pri tako određenom angažmanu elektrana. 2. EES I PRIJENOSNE MREŽE NA PODRUČJU JUGOISTOČNE EUROPE Prijenosne mreže promatranih zemalja jugoistočne Europe sastoje se od vodova, transformatorskih stanica i ostale opreme na 750 kv, 400 kv, 220 kv i 110 kv naponskim razinama. 400 kv i 220 kv mreže promatranih zemalja međusobno su snažno upetljane zahvaljujući velikom broju interkonektivnih vodova prikazanih slikom 1. Trenutno promatrane zemlje, te njima okolne zemlje (Grčka, Turska, Ukrajina, Mađarska, Slovenija), povezuju dva 750 kv voda, dvadeset i jedan 400 kv vod te šesnaest 220 kv vodova. UCTE Austria Slovenia CENTREL HEVIZ Hungary Slovakia SANDORFALVA ZERJAVINEC KRSKO MRACLIN MEDJURIC ERNESTINOVO SUBOTICA MELINE TUMBRI DJAKOVO S.MITROVICA TUZLA DJERDAP PRIJEDOR GRADACAC UGLJEVIK Croatia (Jajce) Bosnia VISEGRAD VARDISTE Hercegovina RAMA SARAJEVO ZAKUCAC MOSTAR 220 KONJSKO TREBINJE Serbia - PLAT PIVA ARAD PORTILE de FIER PODGORICA MONTENEGRO PRIZREN KOSOVO B PERUCICA SOFIA FIERZE VAU Macedonia BLAGOEVGRAD DEJES SKOPJE DUBROVO Albania TIRANA ELBASAN LAGAD NIS Mukachevo West - Ukraina Rosiori Romania TANTARENI ISALNITA KOZLODUY Bulgaria PIVDENNOUKRAINSKA AES ISACCEA VARNA DOBRUJA MARITSA 3 BABAESKI Moldavia Turkey VULKANESTI HAMITABAT ZEMLAK KARDIA 750 kv line (3) 400 kv line (33) 220 kv line (22) Italy THESSALONIKI Greece Interconnected network of SE countries only border lines - status 2005 year Slika 1 Interkonektivni vodovi na području jugoistočne Europe Zemlje na području bivše Jugoslavije izrazito su snažno upetljane, dok je povezanost okolnih zemalja u regiji (Albanija, Bugarska, Rumunjska) nešto slabija budući da su iste razvijane u drugom sinkronom bloku izvan UCTE (s izuzetkom Albanije). Danas su sve zemlje regije članice UCTE s izuzetkom Albanije koja radi u sinkronom pogonu s UCTE. U regiji se nalaze mješoviti termoenergetski i hidroenergetski proizvodni kapaciteti (slika 2), pri čemu neke zemlje proizvode električnu energiju dominantno iz hidroizvora (Albanija, Crna Gora), dok neke električnu energiju proizvode dominantno ili pretežno iz termoizvora (Bosna i Hercegovina, Bugarska, Makedonija, Rumunjska, Srbija). Jedini nuklearni kapaciteti nalaze se na području Bugarske i Rumunjske, pri čemu Bugarska planira postepeno smanjenje ili zamjenu istih (Kozloduy), dok Rumunjska planira njihovo proširenje (Černavoda). Pojedine zemlje uglavnom uvoze električnu energiju (Albanija, Crna Gora, Srbija, Makedonija), dok ostale zemlje uglavnom istu izvoze (Bosna i Hercegovina, Bugarska, Rumunjska). Godišnja potrošnja električne energije se kreće između 5,5 TWh (Albanija), do 50 TWh (Rumunjska). Vršna opterećenja sustava događaju se zimi, a kreću se u rasponu od oko 1250 MW (Albanija), do 7500 MW (Rumunjska). 2

3% 40% 7% 60% 97% 93% Albanija Bosna i Hercegovina Bugarska 30% 36% 28% 70% 64% 72% Makedonija Srbija i Crna Gora Rumunjska Slika 2 Struktura proizvodnje el. energije promatranih zemalja za 2001. godinu (crveno ili svjetlije - TE i NE, plavo ili tamnije - HE) 2.1. Albanija Prijenosnu mrežu Albanije (slika 3) karakterizira nedovoljno izgrađena 400 kv mreža (trenutno u pogonu samo jedna 400 kv veza prema Grčkoj), upetljana 220 kv mreža u središnjem i sjevernom dijelu zemlje, te pretežno radijalni 110 kv vodovi. U pogonu je po jedna 220 kv interkonektivna veza s Crnom Gorom i Kosovom. Albanija kao zemlja s dominantnom hidroproizvodnjom u stanjima loših hidroloških prilika mora uvoziti električnu energiju i provoditi redukcije potrošnje. Instalirana snaga termoelektrana iznosi svega 13.2 % [3] u ukupnoj instaliranoj snazi elektrana u Albaniji (1660 MW krajem 95.). 2.2. Bosna i Hercegovina Slika 3 Prijenosna mreža Albanije (2005. godina) Prijenosnu mrežu Bosne i Hercegovine (slika 4) čini radijalna 400 kv mreža povezana s Hrvatskom (Ernestinovo, Mostar), Srbijom (S. Mitrovica, vod u izgradnji) i Crnom Gorom (Podgorica), s radijalnim krakovima prema Banja Luci, Višegradu i Pivi (400 kv vod u pogonu pod 220 kv). Većina 3

termoelektrana (Kakanj, Tuzla) i hidroelektrana priključena je na 220 kv naponsku razinu. TE Ugljevik, TE Gacko i HE Višegrad priključeni su na 400 kv mrežu. BiH raspolaže znatnim termoenergetskim i hidroenergetskim proizvodnim kapacitetima te ostvaruje izvoz električne energije u okolne sustave. Slika 4 Prijenosna mreža Bosne i Hercegovine (2005. godina) 2.3. Bugarska Osnovu prijenosne mreže Bugarske (slika 5) čine 400 kv i 220 kv prstenovi na koje su priključene velike termoelektrane (većinom na ugljen) i NE Kozloduy. 400 kv mreža povezana je s Rumunjskom (dva 400 kv voda), Turskom (jedan 400 kv vod), Grčkom i Srbijom (po jedan 400 kv vod), a planira se izgradnja i novih interkonekcija (Turska, Grčka, Makedonija). Zahvaljujući velikim termoenergetskim proizvodnim kapacitetima Bugarska je najveći izvoznik električne energije u jugoistočnoj Europi. Slika 5 Prijenosna mreža Bugarske (2005. godina) 4

2.4. Makedonija Osnovu prijenosne mreže Makedonije čini upetljana 400 kv mreža na području od Skopja do Bitole i 110 kv mreža, dok je 220 kv mreža izgrađena samo u dijelu između Skopja, HE Vrutok i granice s Kosovom (slika 6). Od oko 1500 MW ukupnih instaliranih proizvodnih kapaciteta najzastupljenije su TE na ugljen (~800 MW), HE (~500 MW), pa TE na mazut (~200 MW) [3]. Slika 6 Prijenosna mreža Makedonije (2005. godina) 2.5. Rumunjska Prijenosna mreža Rumunjske sastoji se od 750 kv, 400 kv i 220 kv vodova. Osnovu mreže čini 400 kv prsten u središnjem i južnom dijelu zemlje, s radijalnim krakovima prema zapadu i sjeveru. Rumunjska je na 750 kv naponskoj razini povezana s Bugarskom i Ukrajinom, dok su 400 kv interkonekcije uspostavljene s Mađarskom (Sandorfalva), Ukrajinom (Mukacevo) i Bugarskom (Kozloduy). Najveći broj proizvodnih postrojenja priključen je na 220 kv mrežu. Slika 7 Prijenosna mreža Rumunjske (2005. godina) 2.6. Srbija i Crna Gora Osnovu prijenosne mreže Srbije čini 400 kv prsten između Beograda, Đerdapa i Niša, s 400 kv krakovima prema Kosovu, Makedoniji, Bugarskoj, Rumunjskoj, Hrvatskoj i Mađarskoj. Na istu su priključene velike HE Đerdap, TE Nikola Tesla i TE na Kosovu. 400 kv krak s Kosova se produžava 5

do Crne Gore i dalje do Bosne i Hercegovine (Trebinje). Dok Srbija raspolaže velikim termoizvorima na ugljen, Crna Gora pretežno zadovoljava svoju potrošnju hidroenergijom. Slika 8 Prijenosna mreža Srbije i Crne Gore (2005. godina) 3. PLANOVI RAZVOJA PRIJENOSNIH MREŽA NA PODRUČJU JUGOISTOČNE EUROPE 3.1. Planirani porast opterećenja Ostvarena i planirana vršna opterećenja razmatranih zemalja prikazana su slijedećom tablicom. Za 2003. godinu prikazana su ostvarena neistodobna vršna opterećenja sustava, za 2005. godinu prikazana su planirana neistodobna vršna opterećenja, dok su za 2010. i 2015. godinu prikazana istodobna opterećenja zemalja u trenutku nastanka planiranog vršnog opterećenja regije. Prema [2] vršno opterećenje regije 2010. godine, u referentnom scenariju porasta potrošnje električne energije, iznositi će 29649 MW, dok će 2015. godine istodobno vršno opterećenje promatranih zemalja jugoistočne Europe iznositi 33151 MW. Tablica 1 Planirana vršna opterećenja (MW) zemalja jugoistočne Europe 2005. - 2015. godine Zemlja P max (MW) 2003.** 2005.** 2010.*** 2015.*** Albanija 1254 1350 1338 1614 Bosna i Hercegovina 1854 2117 2077 2410 Bugarska 6717 8090 6193 6688 Hrvatska 2673 3171 3217 3752 Makedonija 1317 1489 1229 1438 Rumunjska 7542 8900 7797 9056 Srbija i Crna Gora* 6564 (Sr) + 732 (CG) 6343 (Sr) +749 (CG) 7799 8193 * uključujući UNMIK ** planirana neistodobna vršna opterećenja prema [1] *** planirana opterećenja u trenutku nastanka vršnog opterećenja regije prema [2] 6

3.2. Planirana izgradnja novih proizvodnih postrojenja Tablica 2 prikazuje nove elektrane planirane za izgradnju u promatranim zemljama jugoistočne Europe u razdoblju do i iza 2010. godine [2]. Najveći dio aktivnosti u Bugarskoj i Rumunjskoj provoditi će se na revitalizaciji postojećih termoelektrana, a od novih značajnijih proizvodnih postrojenja u planu je gradnja nuklearnih blokova u Černavoda (Rum) i Belene (Bug). U Srbiji i na Kosovu planira se izgradnja velikih termoelektrana na ugljen, dok se u Crnoj Gori i Bosni i Hercegovini planira isključivo gradnja hidroelektrana. Jedno termoenergetsko proizvodno postrojenje planirano je za izgradnju i u Albaniji. Kombinirana plinsko-parna proizvodna postrojenja (KTE), prema postojećim dostupnim planovima, gradit će se samo u Hrvatskoj. Tablica 2 Planirana izgradnja novih elektrana u zemljama jugoistočne Europe Elektrane Zemlja <2010. 2010.> Albanija TE Vlore 100 MW - HE Mostarsko Blato 62 MW Bosna i Hercegovina HE Glavatičevo HE Dabar HE Srbinje HE Buk Bijela Bugarska - NE Belene (2x1000 MW) Hrvatska KTE Sisak 250 MW KTE Osijek 250 MW TETO Zagreb 100 MW HE Lešće HE Podsused TE Plomin 3 500 MW HE Drenje HE Ombla Makedonija HE Vrben HE Raven Rumunjska NE Černavoda 2 690 MW NE Černavoda 3 690 MW Srbija i Crna Gora TE Kolubara 700 MW TE Kosovo 500 MW HE Komarnica HE Kostanica HE Andrijevo HE Zlatica TE Kolubara 2 700 MW TE Kosovo 2 500 MW TE Kosovo 3 500 MW TE Kosovo 4 300 MW 3.3. Izgradnja novih interkonektivnih vodova Novi 400 kv interkonektivni vodovi na području jugoistočne Europe, planirani za izgradnju u kratkoročnom i srednjoročnom razdoblju i sa različitim statusom izgradnje (u izgradnji, obavljene pripremne aktivnosti, ideja), prikazani su slikom 9 i tablicom 3. Tablica 3 Planirana izgradnja novih elektrana u zemljama jugoistočne Europe Interkonektivni vod Zemlje Duljina (km) - Investicija (mil. ) Status Očekivana godina izgradnje Ugljevik-S. Mitrovica BiH-Srbija 79 17 u izgradnji 2005/06 V.Dejes-Podgorica Albanija-C.Gora 145 35.4 priprema 2006/07 M.Istok-Filipi Bugarska-Grčka 243 58.4 priprema 2007/08 C.Mogila-Štip Bugarska-Makedonija 150 34.3 priprema 2006/07 Ernestinovo-Pecs Hrvatska-Mađarska 85 21.7 priprema 2007/08 Bekescaba-Nadab Mađarska-Rumunjska 118 30.8 priprema 2008 Florina-Bitola Grčka-Makedonija 38 10.2 priprema 2006/07 Filipi-Babaeski Grčka-Turska 100 25.3 priprema 2007/08 Zemlak-Bitola Albanija-Makedonija 85 18.3 ideja 2010/15 V.Dejes-Kosovo B Albanija-UNMIK 215 48.6 ideja 2010/15 Leskovac-Skopje Srbija-Makedonija 192* 47.4 ideja 2010/15 Tumbri-B.Luka Hrvatska-BiH ~200 - ideja 2010/15 Sombor-Pecs Srbija-Mađarska ~80 - ideja 2010/15 Višegrad-Pljevlja BiH-C.Gora ~60 - ideja 2010/15 * ukupna duljina voda Niš-Vranje-Leskovac-Skopje 7

UCTE CENTREL Slovenia Croatia Bosnia Hercegovina Hungary PECS TUMBRI SOMBOR ERNESTINOVO S.MITROVICA BANJA LUKA UGLJEVIK VISEGRAD Serbia NADAB Romania PLJEVLJA MONTENEGRO PODGORICA VRANJE KOSOVO B C.MOGILA Bulgaria MARITSA 3 VAU DEJES Albania KASHAR Macedonia SKOPJE STIP BITOLA FILIPI KERHOS BABAESKI Turkey 2010 2015 candidates 750 kv line 400 kv line 220 kv line ZEMLAK FLORINA Greece Interconnected network of SE countries planned border lines only (status 2010 and 2015 year) Slika 9 Planirani interkonektivni vodovi na području jugoistočne Europe Slika 10 prikazuje očekivanu konfiguraciju prijenosne mreže jugoistočne Europe iza 2010. godine. Osim novih interkonekcija planiraju se razna pojačanja i revitalizacije internih mreža pojedinih zemalja, poput izgradnje 400 kv mreže u Albaniji (V. Dejes-Tirana-Elbassan-Zemlak), pojačanja 220 kv mreže u okolini Beograda i zatvaranja 400 kv petlje u zapadnoj Rumunjskoj (Rosiori-Oradea-Arad). Slika 10 Prijenosna mreža jugoistočne Europe 2010. godine 8

3.4. Izgradnja novih transformatorskih stanica Nove transformatorske stanice u zemljama jugoistočne Europe, planirane za izgradnju do 2010. i 2015. godine, prikazuje tablica 4. Tablica 4 Planirana izgradnja novih transformatorskih stanica u zemljama jugoistočne Europe Zemlja TS Prijenosni omjer (kv/kv) Snaga (MVA) Napomena Izgradnja do Investicija (mil. ) Albanija Kashar 400/220 2x400-2010. 4.1 V.Dejes 400/220 1x400-2015. 3.15 Sofia South 220/110 1x250 novi trafo 2010. 1.83 Bugarska Maritsa East 1 400/220 1x630 phase shifter 2010. 3.6 Pleven 220/110 1x200 novi trafo 2010. 1.73 Makedonija Štip 400/110 1x300-2010. 3.43 Nadab 400 - raskl. postr. 2010. 1.4 Rumunjska Oradea 400/110 1x300 novi traf 2010. 2.73 Brasov 400/110 1x300 novi trafo 2015. 2.73 Suceava 220/110 1x200 novi trafo 2015. 1.73 S.Mitrovica 400/220 1x400-2010. 3.15 Beograd 20 400/110 1x300 novi trafo 2010. 2.73 Srbija Kolubara B 400/110 2x300-2010. 5.93 Niš 400/110 1x300 novi trafo 2015. 2.73 Vranje 400/110 1x300-2015. 4.13 UNMIK Peć 400/110 1x300-2010. 4.13 Proračuni opisani u idućem poglavlju pokazuju da će trebati pojačati instaliranu snagu transformacije u još nekim postojećim transformatorskim stanicama, prvenstveno u Albaniji i Rumunjskoj. 4. PRORAČUNI TOKOVA SNAGA I ANALIZE SIGURNOSTI U okviru projekta [2] izvršeni su proračuni tokova snaga i analize (n-1) sigurnosti pri angažmanu elektrana u okvirima tržišta električne energije jugoistočne Europe (SEEREM), za različite vremenske presjeke (2010., 2015.), hidrološke prilike (normalna, suha i vlažna hidrologija), scenarije porasta opterećenja (referentni porast, visoki porast potrošnje) i bilancu sustava jugoistočne Europe (uravnotežen, uvoz iz UCTE i Ukrajine). Tržišni angažman elektrana određen je simulacijama programom GTMax (Argonne NL), a proračuni tokova snaga i analize sigurnosti provedeni su programskim paketom PSS/E (Siemens PTI). 4.1. Tokovi snaga pri punoj raspoloživosti grana Proračuni tokova snaga na očekivanoj konfiguraciji prijenosne mreže jugoistočne Europe (slika 10), u koju su uključeni interkonektivni vodovi iz tablice 3 u statusu izgradnje i pripreme za izgradnju (nisu uključeni vodovi koji su na razini ideje), pokazuju da će opterećenja interkonektivnih vodova te 400 kv i 220 kv internih grana (vodovi, transformatori) pri punoj raspoloživosti grana biti unutar dozvoljenih granica za razmatrani vremenski presjek 2010. godine, dok će u 2015. godini dolaziti do preopterećenja pojedinih TS 400/220 kv (Urechesti/Rumunjska), TS 220/110 kv (Fier 2/Albanija, Fundeni/Rumunjska), te 220 kv vodova (više vodova u Rumunjskoj, Beograd 3 Obrenovac u Srbiji). Za oba razmatrana vremenska presjeka dolaziti će do preopterećenja više vodova 110 kv u većini razmatranih zemalja, a najviše u Srbiji. Većina interkonektivnih vodova i internih 400 kv i 220 kv grana biti će opterećena ispod 50% termičke granice vodova ili prividne snage transformatora. Naponske prilike u trenutku nastupa vršnog opterećenja sustava biti će zadovoljavajuće. 4.2. Analiza (n-1) sigunosti Analize (n-1) sigurnosti pokazuju da su za sva analizirana hidrološka stanja 2010. godine moguće nesigurne situacije prouzrokovane ispadom pojedinih grana i preopterećenjima u mreži. Sva nesigurna stanja događaju se u internim mrežama Rumunjske, Albanije i Srbije, a vezana su uz ispade pojedinih transformatora 400/220 kv (Mintia, Bucuresti Sud u Rumunjskoj) i 400/110 kv 9

(Brasov, Dirste u Rumunjskoj, Niš u Srbiji), te ispade vodova 400 kv u Rumunjskoj i 220 kv vodova u Albaniji i Srbiji (šire područje Beograda). Većinu kritičnih ispada moguće je izbjeći dispečerskim mjerama (preraspodjela proizvodnje, sekcioniranje mreže). Ispad bilo kojeg interkonektivnog voda na području jugoistočne Europe ne dovodi do nesigurnog pogona. Analize (n-1) sigurnosti pokazuju da je u svim analiziranim hidroloskim stanjima 2015. godine moguć veći broj nesigurnih stanja prouzrokovanih ispadom pojedinih grana i preopterećenjima u mreži nego što je to slučaj u 2010. godini. Većina nesigurnih stanja događa se u internim mrežama Rumunjske, Albanije i Srbije. Većinu kritičnih ispada moguće je izbjeći dispečerskim mjerama (preraspodjela proizvodnje, sekcioniranje mreže). Ispad bilo kojeg interkonektivnog voda na području jugoistočne Europe ne dovodi do nesigurnog pogona. 4.3. Mjesta zagušenja u mreži Zagušenja prijenosne mreže jugoistočne Europe u tržišnim okolnostima mogu se očekivati u dijelovima Albanije, Srbije i Rumunjske. Radi se o internim 400 kv i 220 kv vodovima, te 400/220 kv i 220/110 kv transformatorskim stanicama, pa će biti nužno dodatno pojačati mrežu kako bi se otklonila detektirana preopterećenja. 5. ULOGA I POLOŽAJ HRVATSKE U REGIONALNOM TRŽIŠTU ELEKTRIČNE ENERGIJE Na temelju dosadašnjih proračuna provedenih unutar projekata [1] i [2], a vezano za EES u cjelini odnosno prijenosnu mrežu Republike Hrvatske, možemo zaključiti slijedeće: Unutar regionalnog tržišta električne energije Hrvatska će biti najveći uvoznik električne energije (deficit će se kretati do 1450 MW). Termoenergetska postrojenja Hrvatske elektroprivrede (izuzev TE Plomin 2 i NE Krško, te TE Plomin 1 do 2015. godine) neće biti konkurentna na tržištu električne energije. Značajno mjesto na tržištu električne energije pronaći će nove kombi elektrane (Sisak, Osijek). U pogonu prijenosne mreže (opterećenja grana, naponske prilike pri vršnom opterećenju) na području Hrvatske, uz tržišni angažman elektrana, neće biti zagušenja promatrajući moguće ispade 400 kv i 220 kv grana (ispadi vodova 110 kv izuzeti iz razmatranja). 6. ZAKLJUČNO Elektroenergetski sustav Republike Hrvatske uskoro će funkcionirati bitno drugačije nego u prošlosti, kao dio zajedničkog regionalnog tržišta električne energije na području jugoistočne Europe. Zemlje koje će biti uključene u zajedničko tržište karakteriziraju različita struktura i karakteristike proizvodnih postrojenja i prijenosne mreže. U referatu su opisane osnovne tehničke značajke prijenosnih mreža razmatranih zemalja jugoistočne Europe, te su prikazani planovi izgradnje novih vodova i transformatorskih stanica, s naglaskom na nove interkonektivne vodove. Proračuni tokova snaga i analize sigurnosti prema (n-1) kriteriju pri tržišno određenom angažmanu postojećih i novih elektrana u regiji pokazuju da zagušenja prijenosne mreže treba očekivati na internim 400 kv i 220 kv granama unutar Albanije, Rumunjske i Srbije. Prijenosna 400 kv i 220 kv mreža na području Republike Hrvatske neće biti ugrožena u tržišnim okolnostima ukoliko se ostvari njen planirani kratkoročni i dugoročni razvoj, te ukoliko se redovnim održavanjem i revitalizacijama zadrži njena visoka raspoloživost. Položaj većine postojećih termoenergetskih postrojenja Hrvatske elektroprivrede, unutar tržišta električne energije na području jugoistočne Europe, vrlo je nesiguran zbog nekonkurentnosti istih u odnosu na termoelektrane u Bugarskoj, Rumunjskoj, Srbiji i Bosni i Hercegovini. LITERATURA [1] PROJECT: REGIONAL TRANSMISSION SYSTEM PLANNING, USAID, SECI ISTG, 2003 [2] PROJECT: REBIS, GIS (draft version), PWC, MWH, ATKINS, March 2005 [3] SIZE AND TYPE OF EXISTING ELECTRICITY-GENERATING CAPACITY USING SOLID FUELS WITHIN AN ENLARGED EU, VOLUME III-NON EU COUNTRIES, EC, DGTREN, 2000 10