Analiza položaja Javnog preduzeća Eletroprivreda Srbije na regionalnom tržištu električne energije do 2030. godine, koju je izradio Elektroenergetski koordinacioni centar 2015. godine, uzima u obzir dva različita scenarija razvoja potrošnje u Srbiji – konzervativni i razvojni scenario.
Konzervativni scenario podrazumeva visok nivo učešća domaćinstava i niži udeo industrije u krajnjoj potrošnji, u skladu sa sadašnjim oblikom dnevne potrošnje, i postojanje kategorije krajnjeg kupca na javnom snabdevanju, koji se snabdeva po regulisanim netržišnim cenama.
S druge strane, razvojni scenario podrazumeva viši nivo industrijske potrošnje, uz veću energetsku efikasnost i niži udeo domaćinstava u krajnjoj potrošnnji, kao i ravnomerniju dnevnu potrošnju. Uz to, svi kupci električne energije se snabdevaju po tržišnim cenama.
Kada su u pitanju scenariji razvoja do 2030. godine i planovi revitalizacije ili stavljanja van pogona postojećih proizvodnih jedinica, postoje tri scenarija – niski, srednji i visoki scenario.
Niski scenario razvoja proizvodnje podrazumeva odsustvo razvojnih planova i baziranje proizvodnje EPS-a na postojećim proizvodnim kapacitetima, uz minimalna ulaganja u produženje radnog veka i održavanje pogonske spremnosti postojećih blokova. U ovom scenariju se, kao novi proizvodni kapacitet pojavljuje samo TE Kostolac B3, čiji ulazak u pogon se očekuje do 2025. godine.
Srednji scenario podrazumeva veći nivo investicija u nove objekte, uz veća ulaganja u revitalizaciju i produženje radnog veka postojećih objekata. U ovom scenariju očekuje se izgradnja TE Kostolac B3, kogeneracione elektrane Novi Sad i TE na lignit 700 MW i njihov ulazak u pogon u periodu do 2020, 2025. odnosno 2030. godine, respektivno. Kao novi proizvodni objekat pojavljuje se i RHE Bistrica, sa očekivanim ulaskom u pogon do 2030. godine.
Visoki scenario razvoja proizvodnje podrazumeva izgradnju iste tri termoelektrane kao i srednji scenario, ali sa nešto bržom dinamikom, po kojoj TE Kostolac B3 i TE Novi Sad ulaze u pogon do 2020. godine, a TE na lignit 700 MW do 2025. godine. On predviđa i značajna ulaganja u revitalizaciju i produženje radnog veka postojećih objekata. Novi proizvodni objekat u ovom scenariju je takođe RHE Bistrica, sada sa očekivanim ulaskom u pogon do 2025. godine.
Tržišne simulacije u analizi sprovedene su korišćenjem GTMAX softverskog paketa – simulacija optimalnog angažovanja proizvodnih jedinica i interakcija na tržištu električne energije u regionu jugoistočne Evrope, u funkciji maksimizacije profita i minimizacije ukupnih operativnih troškova, uzimajući u obzir tehnoekonomska ograničenja proizvodnih jedinica i raspoložive prekogranične prenosne kapacitete.
Tokom simulacija uzet je u obzir princip spajanja tržišta, uz poštovanje komercijalnih ograničenja prenosa (NTC-based Market Coupling principle), uz pretpostavku cenovno neelastične potrošnje i bez primene tržišne moći od strane učesnika na tržištu.
Simulacije za četiri karakteristične sedmice (zimska, prolećna, letnja, jesenja) vršene su za svaku ciljnu godinu u tri varijante hidroloških uslova (prosečna, sušna i vlažna godina) i kombinaciju mogućih razvoja potrošnje u Srbiji (konzervativni, razvojni) i razvoja proizvodnog portfolija EPS-a (visoki, srednji, niski).
Na osnovu analize dobijenih rezultata za period do 2030. godine za region jugoistočne Evrope može se zaključiti:
-Elektroenergetski bilans regiona prema okruženju je u većoj meri izbalansiran do 2030. godine, sa umerenim viškovima i izvoznim potencijalom u granicama od 5% ukupno proizvedene energije;
-Glavni tranziti energije su iz pravca istoka (Rumunije i Bugarske), ka jugu (Turska, Grčka), jugozapadu (Italija – nakon ulaska HVDC kabla između Crne Gore i Italije) i severozapadu (Mađarska, Hrvatska);
-Najveći izvoznici električne energije su Bugarska (između 12-16 TWh godišne) i Rumunija (na godišnjem nivou od oko 6 TWh do 2020. godine, i oko 24 TWh nakon 2020. godine, nakon ulaska novih komparativno jeftinih proizvodnih kapaciteta, kao i novih prenosnih kapaciteta ka zapadu);
-Najveći uvoznici električne energije su Mađarska (između 14-17 TWh godišnje) i Hrvatska (između 5-7 TWh godišnje);
-Uvoznici u regionu su i Albanija, Makedonija i Crna Gora. Za Albaniju i Makedoniju uvoz se povećava od 2015. godine (uvoz Albanije oko 3 TWh, a Makedonije oko 1 TWh) do 2030. godini (uvoz Albanije oko 4.6 TWh, a Makedonije oko 2.5 TWh). Uvoz Crne Gore se kreće u granicama od 0.6 – 1.8 TWh, i raste u periodu od 2015. do 2025. godine, dok nakon 2025. opada;
-Bosna i Hercegovina izvozi električnu energiju, ali nivo izvoza (sa maksimumom do 5 TWh godišnje) je u jakoj korelacija sa različitim scenarijima razvoja proizvodnje u Srbiji (veća izgradnja novih proizvodnih objekata u Srbiji uzrokuje potiskivanje komparativno skupljih termojedinica u Bosni i Hercegovini na regionalnom tržištu);
-Bilansna pozicija Srbije (uključujući Kosovo) se menja poredeći različite scenarije razvoja proizvodnje, i varira od pozicije izvoznika sa maksimalnim izvozom od oko 5 TWh za visoki scenario razvoja proizvodnje, do pozicije uvoznika sa maksimalnim uvozom od oko 6 TWh za niski scenario razvoja proizvodnje EPS;
-Prosečne godišnje veleprodajne tržišne cene su najniže na istoku, u Rumuniji (32-41 evra/MWh) i Bugarskoj (31-44 evra/MWh), čije granice prema zapadu su u većem delu godine zagušene;
-Prosečne godišnje veleprodajne tržišne cene su najviše u Mađarskoj (45-52 evra/MWh) i Hrvatskoj (42-48 evra/MWh), sa najvećim rastom cena od oko 15% u 2030. godini usled malog broja novih kapaciteta u regionu između 2025. godine i 2030. godine;
-Tržišta Srbije, Bosne i Hercegovine, Makedonije i Albanije predstavljaju u većini razmatranih analiza spojena tržišta, sa kretanjem prosečnih godišnjih veleprodajnih cena u rasponu 42-46 evra/MWh;
-Pri analizi veleprodajnih tržišnih cena treba imati u vidu da je počevši od 2020. godine uključena i naknada za emisijE CO2 od 10 evra/toni CO2, što dovodi do porasta troškova proizvodnje, a samim tim i cena na veleprodajnom tržištu električne energije u poređenju sa stanjem iz 2015. godine.
Analizom dobijenih rezultata za period do 2030. godine, za elektroenergetski bilans Srbije (bez Kosova) može se zaključiti da Srbiju karakteriše mešoviti proizvodni miks, sa dominantnom termoproizvodnjom od preko 2/3 udela u ukupnoj proizvedenoj energiji, hidroproizvodnjom čiji udeo varira između jedne četvrtine i jedne trećine, sa rastom proizvodnje iz vetroelektrana koja u 2030. godini dostiže udeo od 5% u ukupnoj proizvodnji u 2030. godini.
Sličan nivo bilansnih pokazatelja se dobija za konzervativni i razvojni scenario potrošnje, dok su značajne razlike prisutne za različite scenarije razvoja proizvodnje.
U visokom scenariju razvoja proizvodnje Srbija je izvoznik električne energije na godišnjem nivou u razmatranom periodu i za očekivane hidrološke uslove, sa nivoom izvoza malo nižim od 1 TWh u 2020. godini, oko 3 TWh u 2025. godini i preko 3.5 TWh u 2030. godini. Srbija izvozi u prolećnim i letnjim mesecima, a uvozi u zimskim i jesenjim mesecima. Posmatrajući različite hidrološke uslove, Srbija je izvoznik na godišnjem nivou u prosečnim i vlažnim hidrološkim uslovima, dok za sušne hidrološke uslove uvozi u 2020. godini, a izvozi električnu energiju u 2025. i 2030. godini.
Prema srednjem scenariju, Srbija je, za očekivane hidrološke uslove u 2020. i 2030. godini, izvoznik električne energije na godišnjem nivou sa nivoom izvoza oko 1 TWh. U 2025. godini, Srbija usled povlačenja pojedinih termoelektrana (TENT A1, Kostolac A1, Kolubara, Morava), kao i kasnijeg plana ulaska u pogon novih objekata u poređenjem sa visokim scenariom proizvodnje (prevashodno TENT B3) postaje uvoznik na godišnjem nivou od oko 2,7 TWh. Takođe, Srbija izvozi u prolećnim i letnjim mesecima, a uvozi u zimskim i jesenjim mesecima.
Posmatrajući različite hidrološke uslove, Srbija pri sušnim hidrološkim uslovima uvozi električnu energiju u svim analiziranim godinama, dok pri prosečnim i vlažnim hidrološkim uslovima izvozi električnu energiju u 2020. i 2030. godini, dok uvozi u 2025. godini .
Niski scenario razvoja proizvodnje podrazumeva da je Srbija uvoznik električne energije na godišnjem nivou, sa nivoom uvoza od oko 1,5 TWh u 2020. godini, 6,8 TWh u 2025 godini i 7,7 TWh u 2030. godini. Srbija značajno uvozi u zimskim i jesenjim mesecima, a i u prolećnim i letnjim mesecima postaje ili izbalansirana ili uvozi u manjoj meri. Posmatrajući različite hidrološke uslove, Srbija je uvoznik električne energije na godišnjem nivou u sušnim, prosečnim i vlažnim hidrološkim uslovima u 2025. i 2030. godini, i jedino izvozi pri vlažnim hidrološkim uslovima u 2020. godini.
Analizom dobijenih rezultata za period do 2030. godine o položaju EPS-a na veleprodajnom tržištu električne energije može za 2025. godinu se zaključiti:
-Proizvedena električna energija iz kapaciteta EPS-a varira, u zavisnosti od scenarija razvoja proizvodnje, od 32,3 TWh do 41,7 TWh;
-Operativni troškovi proizvodnje, u zavisnosti od scenarija razvoja proizvodnje, kreću se između 27 i 30 evra/MWh, sa uključenom naknadom za emisije CO2, i opadaju krećući se od visokog ka niskom scenariju proizvodnje, zbog smanjenja udela termoproizvodnje u ukupnoj proizvodnji;
-U zavisnosti od analiziranog scenarija, EPS će prodati između 29,7 i 38,1 TWh krajnjim kupcima u Srbiji;
-U konzervativnom scenariju, EPS će prodati između 3,8 TWh i 5,8 TWh, i kupiti između 0,8 TWh i 2,4 TWh na regionalnom veleprodajnom tržištu električne energije, u zavisnosti od razmatranog scenarija razvoja proizvodnje;
-U razvojnom scenariju, EPS će prodati između 0,4 TWh i 4,3 TWh na regionalnom veleprodajnom tržištu električne energije, u zavisnosti od razmatranog scenarija razvoja proizvodnje;
-Udeo EPS-a na tržištu Srbije i pokrivanju krajnje potrošnje je najniži u niskom scenariju razvoja proizvodnje i iznosi 76%, dok za visoki scenario dostiže malo iznad 95% (oko 2% potrošnje u Srbiji u razmatranoj godini pokriveno je iz subvencionisanih obnovljivih izvora);
-Prosečna cena po kojoj EPS prodaje krajnjim kupcima u Srbiji iznosi 40,4 evra/MWh u konzervativnom scenariju potrošnje i 42,5 evra/MWh u razvojnom scenariju potrošnje;
-U konzervativnom scenariju, prosečna cena koju EPS postiže prodajom na regionalnom tržištu se kreće, u zavisnosti od scenarija razvoja proizvodnje, između 41,9 i 42,4 evra/MWh, a prosečna cena po kojoj kupuje na regionalnom tržištu između 42,2 i 44,4 evra/MWh. Razlika između cena po kojoj kupuje i cena po kojoj prodaje na regionalnom tržištu je posledica toga što EPS raspolaže viškovima u periodima u kojima je tržišna cena niža i ima manjkove i mora da kupuje u periodima kad je cena viša;
-U razvojnom scenariju, prosečna cena koju EPS postiže prodajući na regionalnom tržištu se kreće u zavisnosti od scenarija razvoja proizvodnje između 41 i 42 evra/MWh;
-Prihodi od prodate energije krajnjim kupcima u Srbiji i kupoprodaje na regionalnom tržištu električne energije su za 78 do 95 miliona evra veći za razvojni scenario potrošnje, što jasno ukazuje na važnost pune liberalizacije tržišta, koja znači da EPS plasira svoju proizvodnju po tržišnim cenama svim kategorijama krajnjih kupaca električne energije u Srbiji;
-Poredeći visoki i niski scenario razvoja proizvodnje, EPS ostvaruje veću tržišnu zaradu za 56 miliona evra;
Poredeći srednji i niski scenario razvoja proizvodnje, EPS ostvaruje veću tržišnu zaradu za 13 miliona evra.
Kada su u pitanju projekcije za 2030. godinu, mogu se postaviti sledeći zaključci:
-Proizvedena električna energija iz kapaciteta EPS-a varira u zavisnosti od scenarija razvoja proizvodnje između 32,5 TWh i 43,8 TWh, u zavisnosti od razmatranog scenarija;
-Operativni troškovi proizvodnje, u zavisnosti od scenarija razvoja proizvodnje, kreću se između 27,4 i 30,3 evra/MWh sa uključenom naknadom za emisiju CO2, i opadaju krećući se od visokog ka niskom scenariju proizvodnje, zbog smanjenja udela termoproizvodnje u ukupnoj proizvodnji;
-U zavisnosti od analiziranog scenarija EPS će prodati između 30,2 i 37,4 TWh krajnjim kupcima u Srbiji;
-U konzervativnom scenariju, EPS će prodati između 4,2 TWh i 8 TWh, i kupiti između 0,7 TWh i 2,1 TWh na regionalnom veleprodajnom tržištu električne energije u zavisnosti od razmatranog razvoja proizvodnje;
-U razvojnom scenariju, EPS će prodati između 0,4 TWh i 5,1 TWh na regionalnom veleprodajnom tržištu električne energije u zavisnosti od razmatranog razvoja proizvodnje;
-Udeo EPS-a na tržištu Srbije i pokrivanju krajnje potrošnje je najniži u niskom scenariju razvoja proizvodnje i iznosi 79%, dok u visokom scenariju dostiže oko 93% (oko 4% potrošnje u Srbiji u razmatranoj godini pokriveno je iz subvencionisanih obnovljivih izvora);
-Prosečna cena koju EPS postiže prodajući krajnjim kupcima u Srbiji je 42 evra/MWh u konzervativnom scenariju potrošnje i 46,5 evra/MWh u razvojnom scenariju potrošnje;
-U konzervativnom scenariju, prosečna cena koju EPS postiže prodajom na regionalnom tržištu kreće se, u zavisnosti od scenarija razvoja proizvodnje, između 43,4 i 44,6 evra/MWh, a prosečna cena po kojoj kupuje na regionalnom tržištu iznosi između 47,4 i 49 evra/MWh. Razlika između cena po kojoj kupuje i cena po kojoj prodaje na regionalnom tržištu je posledica toga što EPS raspolaže viškovima u periodima u kojima je tržišna cena niža i ima manjkove i mora da kupuje u periodima kad je cena viša;
-U razvojnom scenariju, prosečna cena koju EPS postiže prodajom na regionalnom tržištu, u zavisnosti od scenarija razvoja proizvodnje, iznosi između 40,5 i 45,2 evra/MWh;
-Prihodi od prodate energije krajnjim kupcima u Srbiji, i kupoprodaje na regionalnom tržištu električne energije iznose od 164 do 170 miliona evra više za razvojni scenario potrošnje;
-Poredeći visoki i niski scenario razvoja proizvodnje EPS ostvaruje veću tržišnu zaradu na nivou od 97 do 99 miliona evra;
-Poredeći srednji i niski scenario razvoja proizvodnje EPS ostvaruje veću tržišnu zaradu na nivou od 72 miliona evra.
