Odluka o dugoročnom energetskom bilansu Crne Gore za period od 2027. do 2029. godine

1. Ovom odlukom utvrđuje se Dugoročni energetski bilans Crne Gore za period od 2027. do 2029. godine.

2. Dugoročni energetski bilans iz tačke 1 ove odluke dat je u Prilogu 1, koji čini sastavni dio ove odluke.

3. Ova odluka stupa na snagu osmog dana od dana objavljivanja u "Službenom listu Crne Gore".

Članom 17 stav 3 Zakona o energetici ("Službeni list CG", br. 28/25 i 3/26) propisano je da Dugoročni energetski bilans donosi Vlada za period koji odgovara dužini trajanja regulatornog perioda, najkasnije do 1. jula godine u kojoj ističe period primjene energetskog bilansa.

Odbor Regulatorne agencije za energetiku i regulisane komunalne djelatnosti 27. marta 2026. godine, donio Odluku o trajanju regulatornog perioda ("Službeni list Crne Gore", broj 46/26) kojom je utvrđeno da regulatorni period za operatora prenosnog sistema električne energije, operatora distributivnog sistema električne energije i subjekta odgovornog za organizaciju i upravljanje tržištem električne energije, počinje 1. januara 2027. godine i traje do 31. decembra 2029. godine.

Cijeneći navedeno, Dugoročni energetski bilans se priprema i donosi za period 2027-2029. godina.

Članom 14 Zakona o energetici utvrđeno je da se energetski bilans sastoji od:

1) bilansa električne energije;

2) bilansa uglja;

3) bilansa nafte, naftnih derivata i biogoriva;

4) bilansa prirodnog gasa i bilansa toplotne energije za daljinsko grijanje i/ili hlađenje i industrijsku upotrebu i

5) bilansa drvnih goriva.

Energetski subjekti i kupci samosnabdjevači dužni su da pripreme i dostave organu državne uprave nadležnog za poslove energetike (Ministarstvo) odgovarajuće podatke, najkasnije do 1. juna godine u kojoj ističe period primjene dugoročnog energetskog bilansa.

Dugoročni energetski bilans Crne Gore za period od 2027. do 2029. godine pripremljen je na bazi bilansa električne energije, koji je utvrdila Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšić, bilansa prenosa električne energije od strane CGES-a, podataka dobijenih od CEDIS-a za distributivni sistem, bilansa uglja od strane Rudnika uglja AD Pljevlja, dostavljenih planova izgradnje objekata i proizvodnje električne energije od strane energetskih subjekata-privatnih kompanija kao i procijenjenog prometa naftnih derivata od strane naftnih kompanija (Jugopetrol, Montenegro Bonus, INA Crna Gora, Petrol Crna Gora MNE d.o.o. i dr.).

Elementi bilansa električne energije su:

1) plan proizvodnje električne energije;

2) plan potrošnje električne energije;

3) izvoz, uvoz uključujući i tranzit električne energije;

4) mogućnosti obezbjeđenja električne energije za balansiranje sistema, električne energije za pokrivanje gubitaka u prenosnom i distributivnom sistemu i kapaciteta za obezbjeđenje pomoćnih usluga;

5) planirane snage i proizvodnja električne energije u objektima priključenim na distributivni i prenosni sistem;

6) planirane priključne i raspoložive snage kupaca na distributivni i prenosni sistem, kao i planirani broj kupaca na 0,4 kV naponskom nivou kod kojih se snaga ne mjeri, i

7) druga pitanja od značaja za funkcionisanje elektroenergetskog sistema.

Planom proizvodnje električne energije obuhvaćena je:

a) Proizvodnja hidroelektrana,

b) Proizvodnja vjetroelektrana,

c) Proizvodnja solarnih elektrana, i

d) Proizvodnja termoelektrane.

Ukupna proizvodnja električne energije u Crnoj Gori u 2027. godini planirana je u količini od 3.830 GWh, u 2028. godini planirana je proizvodnja od 4.049 GWh, a u 2029. godini 4.264 GWh, što predstavlja rast na kraju 2029. godine od 11,4% u odnosu na 2027. godinu.

Tabela 1: Plan proizvodnje električne energije

Proizvodnja na pragu hidroelektrane „Perućica“ planirana u iznosu od 920 GWh u 2027. godini, dok se za naredne dvije godine planirana proizvodnja nakon ugradnje Agregata 8 povećava i u 2028. godini je planirana u iznosu od 940 GWh, a u 2029. godini u iznosu od 969 GWh. Osnova za planiranje HE „Perućice“ bile su uobičajne hidrološke prilike i standardni godišnji remonti.

Proizvodnja HE „Piva“ na pragu elektrane planirana je u iznosu od 750 GWh a na osnovu uobičajnih hidroloških prilika u sve tri predmetne godine jer planirani radovi neće uticati na mogućnost ostvarenja planirane proizvodnje.

Proizvodnja električne energije malih hidroelektrana uvećana je u odnosu na prethodni period na osnovu planiranog početka proizvodnje u mHE “Bjelojevićka 1” i mHE “Bjelojevićka 2” od 2027. godine i puštanja u rad mHE “Otilovići” u vlasništvu EPCG u zadnjem kvartalu 2027. godine. Na osnovu ovih pretpostavki ukupna proizvodnja mHE planira se u 2027. godini u iznosu od 186 GWh, dok u 2028. i 2029. godini planirana je proizvodnja u iznosu od 194 GWh.

Kod proizvodnje električne energije iz vjetroelektrana u odnosu na prethodni period takođe je došlo do promjena, VE Gvozd je počela sa radom tokom 2026. godine, a za VE Gvozd 2 se planira početak rada u drugom kvartalu 2027. godine. Na osnovu toga planirana proizvodnja VE u 2027. godini iznosi 522 GWh, a u 2028. i 2029. godini je plan u iznosu od 542 GWh.

Najveće promjene u odnosu na prethodni period desile su se kod proizvodnje električne energije koja se dobija korišćenjem energije sunca. U pogonu se nalazi veći broj SE koji su u vlasništvu privatnih kompanija kao i blizu 10.000 kupaca – proizvođača koji su kroz programe EPCG (SE 3000+; 500+; 5000+) ugradili i stavili u pogon fotonaponske panele na svojim objektima. Nastavak realizacije ovih i sličnih programa planira se u narednom periodu a u planu je izgradnja značajnog broja novih kapaciteta u vlasništvu EPCG, privatnih investitora i u prostoru zatvorenog distributivnog sistema (ZDS)-Uniprom-KAP. Na osnovu prikupljenih podataka planirana proizvodnja SE iznosi u 2027. godini 262 GWh, u 2028. godini 377 GWh, a u 2029. godini 563 GWh.

Termoelektrana Pljevlja nakon ekološke rekonstrukcije nastavlja sa radom u običajenom režimu, a na osnovu planova redovnih remonta planirana proizvodnja iznosi u 2027. godini 1.191 GWh, a u 2028. i 2029. godini po 1.246 GWh.

Grafikon 1: Pregled plana proizvodnje električne energije po resursima

Pregled učešća proizvodnje električne energije iz OIE i TE po godinama prikazan je u narednom grafikonu.

Grafikon 2: Pregled odnosa proizvodnje iz OIE i TE Pljevlja

Kao rezultat investicionih aktivnosti i otvaranja novih kapaciteta za proizvodnju električne energije iz obnovljivih izvora energije, na kraju 2029 godine planirana je značajna izmjena u miksu proizvodnje, pri čemu učešće proizvodnje iz TE u ukupnoj proizvodnji ima tendenciju pada sa preko 40% na oko 30% u 2029 godini.

Grafikon 3: Miks proizvodnje električne energije po izvorima 2027.-2029.

Plan potrošnje sastoji se od:

a) Potrebe direktnih potrošača,

b) Potrebe distributivnih potrošača i

c) Planiranih gubitaka

Ukupna potrošnja u planskom periodu 2027-2029. godina biće viša od planirane za prethodni planski period oko 19%. Nastavlja se trend smanjenja potreba direktnih kupaca čija se potrošnja planira na 39 GWh godišnje što predstavlja smanjenje potrošnje ove kategorije kupaca za više od tri puta u odnosu na prethodni bilansni period. Najveće smanjenje je izraženo kod Uniprom-KAP-a, EPCG – Željezare Nikšić i Željezničke infrastrukture Crne Gore, dok je kod Monteputa iskazano povećanje potrošnje, ostali kupci su na sličnom nivou iz prethodnog perioda.

Za period 2027-2029. godina planirano je povećanje potrošnje distributivnih potrošača u odnosu na prethodni bilansni period za oko 28%. U novom bilansnom periodu povećanje je planirano na oko 3% godišnje.

Tabela 3: Planirane količine električne energije potrebne kupcima priključenim na distributivni sistem

Gubici električne energije su pojava koja nastaje prilikom prenosa i distribucije električne energije od proizvodnih objekata do krajnjih potrošača. Gubici se najčešće definišu kao razlika energije koja uđe u sistem i energije koja izađe iz sistema. Gubici električne energije se sastoje od gubitaka u prenosnoj mreži i gubitaka u distributivnoj mreži

Tabela 4: Plan gubitaka

Planirani gubici na distributivnoj mreži imaju trend pada i na kraju bilansnog perioda planira se ukupan pad od oko 4%, što je rezultat unapređenja elektroenergetske mreže CEDIS-a sa jedne strane i projekta unapređenja mjerenja u distributivnom sistemu CEDIS-a sa druge strane.

Gubici u prenosnom sistemu planirani su na osnovu učešća gubitaka u procijenjenoj potrošnji električne energije, kao i planiranog tranzita električne energije kroz podmorski HVDC kabal i gubitaka koji će nastati usljed tranzita.

Tabela 5: Planirani gubici u prenosnom sistemu

Bilans električne energije za period 2027. – 2029. godina prikazan je u narednoj tabeli:

Tabela 6: Bilans električne energije

Na osnovu planiranih vrijednosti u periodu 2027– 2029. godina biće ostvaren ukupan suficit električne energije od 1.129 GWh.

Grafikon 4: Bilans električne energije za 2027. – 2029. god.

Suficit električne energije u 2027. godini iznosi 246 GWh ili 6,5% od planirane proizvodnje, u 2028. godini suficit je 377 GWh ili 9,4% od planirane proizvodnje, dok je u 2029. godini planiran suficit od 506 GWh ili 11,9% od planirane proizvodnje.

Zavisno od potreba kupaca sa jedne strane i hidroloških prilika, remonta opreme na proizvodnim objektima sa druge i uz stalnu optimizaciju trgovine u zavisnosti od situacije na tržištu u određenim periodima EPCG vrši svoje komercijalne aktivnosti u smislu uvoza i izvoza električne energije uz obavezu da obezbijedi stabilno snabdijevanje domaćeg tržišta.

U cilju optimizacije proizvodnje i potrošnje električne energije i kvalitetnijeg upravljanja sistemom, zbog nepredvidivosti vremenskih uslova i izraženog sezonskog uticaja na proizvodnju i potrošnju, EPCG je od 2027. godine planirala izgradnju i korišćenje BESS-baterijskih sistema za skladištenje električne energije BESS I od 60MW (240MWh) – jedan ili više ciklusa/danu. Od 2029. planiran je dodatni BESS II od 50MW (200MWh) – jedan ili više ciklusa/danu

Tabela 7: Plan snaga BESS sistema za skladištenje električne energije (MW)

Puštanjem u rad i eksploataciju prve faze podmorskog kabla između Crne Gore i Italije, Crna Gora je postala značajna karika u tranzitu električne energije u oba pravca. Planirani tranzit električne energije u elektroprenosnom sistemu Crne Gore za period 2027-2029. godina procijenjen je na osnovu prosjeka ostvarenja prethodnih godina, u iznosu od oko 5.000 GWh godišnje, odnosno u bilansnom periodu na ukupnom nivou od oko 15.000 GWh.

Crnogorski elektroprenosni sistem AD, imaoc licence za obavljanje djelatnosti prenosa električne energije je u obavezi da shodno Zakonu o energetici vrši kupovinu i/ili prodaju električne energije za balansiranje sistema, obezbjeđenje pomoćnih usluga i pokrivanje gubitaka u sistemu. Metodologijom za utvrđivanje cijena i uslova za pružanje pomoćnih usluga i usluga balansiranja prenosnog sistema definiše se način utvrđivanja cijena, rokova i uslova za pružanje pomoćnih usluga i usluga balansiranja.

Regulaciju snage i frekvencije u elektroenergetskom sistemu Crne Gore obavlja operator prenosnog sistema i to na nivou kontrolne oblasti Crna Gora, kao dijelu sinhrone zone Kontinentalna Evropa. Ovaj redate obavlja se u skladu sa nacionalnim propisima i odredbama Okvirnog sporazuma o radu sinhrone zone (SAFA), zaključenim između svih operatora prenosnih sistema, koji upravljaju prenosnim mrežama na području kontinentalne Evrope.

Rezerva za održanje frekvencije (primarna regulacija) obezbjeđuje se u skladu sa zahtjevima rada u interkonekciji, od strane Evropske mreže operatora prenosnih sistema električne energije (ENTSO-E), krajem godine za narednu. Procijenjena vrijednost primarne redate crnogorskog EES-a za period 2027.-2029. Godina je 3MW.

Automatska rezerva za oporavak frekvencije (sekundarna regulacija) omogućava regulaciju odstupanja kontrolne oblasti Crna Gora u skladu sa SAFA sporazumom. Opseg redate utvrđuje se na godišnjem nivou, po formuli:

gdje je:

PSR G opseg sekundarne regulacije za godinu G

OLACEL1 G-1 vrijednost greške kontrolne oblasti iz otvorene petlje (Open loop ACE) koja je premašena u 30% vremena tokom pethodne godine (G-1)

OLACEL2 G-1 vrijednost greške kontrolne oblasti iz otvorene petlje (Open loop ACE) koja je premašena u 5% vremena tokom pethodne godine (G-1)

PL1 G vrijednost greške kontrolne oblasti za redate kvaliteta regulacije na nivou 1, propisana od strane koordinatora kontrolnog bloka u skladu sa Ugovorom o radu u interkonekciji (SAFA) I Ugovorom o radu SMM bloka

PL2 G vrijednost greške kontrolne oblasti za redate kvaliteta regulacije na nivou 2, propisana od strane koordinatora kontrolnog bloka u skladu sa Ugovorom o radu u interkonekciji (SAFA) I Ugovorom o radu SMM bloka

k koeficijent sigurnosti koji iznosi 1,2

Za period 2027-2029. godina, opseg sekundarne regulacije potreban za regulaciju rada kontrolne oblasti Crna Gora u skladu sa propisanim kvalitetom procijenjen je na 28MW.

Manuelna rezerva za oporavak frekvencije (tercijarna regulacija) potpomaže kvalitet regulacije odstupanja kontrolne oblasti, a dimenzionisana je nivou kontrolnog bloka Srbija- Sjeverna Makedonija – Crna Gora (SMM Blok). Cilj zajedničkog pokrivanja potreba za rezervom u slučaju referentnog ispada je ekonomska optimizacija procesa.

Uz pretpostavku obezbjeđenja automatske rezerve za oporavak frekvencije u punom opsegu od 28MW, potrebe za manuelnom rezervom za predmetni trogodišnji period 2027.-2029. Godina, u skladu sa preuzetim međunarodnim obavezama vezanim za rad u interkonekciji iznose:

- 84 MW za regulaciju naviše

- 10 MW za regulaciju naniže

Tabela 8: Planirane reserve prenosnog sistema u snazi

Navedene potrebe za rezervom u snazi, operator prenosnog sistema obezbijeđuje od pružaoca usluga koji imaju odgovarajuće tehničko-tehnološke mogućnosti I poslovni interes za pružanje takvih usluga, u Crnoj Gori i van njenih granica u saradnji sa operatorima prenosnih sistema drugih kontrolnih oblasti.