Hrvatske energetska regulatorna agencija otvorila je javnu raspravu o Desetogodišnjem planu razvoja prijenosne mreže 2016. - 2025., s detaljnom razradom za početno trogodišnje i jednogodišnje razdoblje koja će se održati u razdoblju od 11. prosinca do 26. prosinca 2015. godine.
Plan razvoja u najvećoj je mogućoj mjeri usklađen s pretpostavkama prilikom izrade TYNDP iz 2014. godine od strane ENTSO-E čiji je HOPS punopravni član, u kojem su definirana četiri scenarija dugoročnih odnosa na energetskom tržištu EU, prvenstveno kroz cijene pojedinih energenata u budućnosti, udjela OiE, cijene emisija CO2 i ostalih utjecajnih faktora. Prilikom analiza u obzir su uzete i tradicionalne nesigurnosti koje se pojavljuju unutar EES RH kao što su varijabilan angažman HE ovisno o hidrološkim okolnostima, varijabilan angažman VE i ostalih OiE ovisno o trenutnim klimatskim okolnostima, kao i moguće varijacije opterećenja unutar sustava ovisno o godišnjem dobu i dobu dana. Ograničenost regulacijske rezerve unutar hrvatskog EES od strane HOPS-a prepoznata je kao glavna poteškoća integraciji većeg broja vjetroelektrana u sustav, kao i ostalih intermitentnih izvora energije. Ukupna regulacijska rezerva hidroelektrana koje sudjeluju u sekundarnoj regulaciji u hrvatskom EES-u iznosi ±191 MW (ukupno 382 MW). Tolika snaga sekundarne regulacije bi teoretski bila na raspolaganju samo pod pretpostavkom ukoliko bi sve tri hidroelektrane bile u pogonu s radnim točkama na sredini regulacijskog opsega, te s dovoljnim količinama vode, što je u praksi neostvarivo, navodi se u dokumentu.

Pogon razmatranih hidroelektrana ovisi i o dobu dana, pa su HE Zakučac i HE Senj noću uglavnom izvan pogona, što znači da u sekundarnoj regulaciji tada može sudjelovati samo HE Vinodol što ograničava snagu sekundarne regulacije noću samo na teoretski maksimalnih 90 MW, odnosno do ± 45 MW. Dosadašnjim analizama procjenjeno je da se integracijom dodatnih 400 MW vjetroelektrana, u odnosu na postojeću izgrađenost od 400 MW, može očekivati dodatnih oko 100 GWh – 200 GWh potrebne regulacijske energije u sustavu, ovisno o razini pogreške prognoze proizvodnje VE. Povećanje prihvata VE ovisit će prvenstveno o mogućnostima nabave pomoćnih usluga sekundarne i brze tercijarne P/f regulacije u budućnosti. Provedene detaljne analize upućuju da će za povećanje integracije VE na 600 MW biti potrebno povećati brzu tercijarnu rezervu na iznos ±200 MW, odnosno za integraciju VE ukupne snage 800 MW na iznos ±255 MW, sve uz pretpostavku da u svakom trenutku unutar sustava bude dostupna sekundarna rezerva određena temeljem ENTSO-E formule (s obzirom na satni konzum, trenutno u EES RH u rasponu od ±35 MW do ±75 MW). U tom smislu HOPS planira s HEP – Proizvodnjom sklopiti odgovarajuće ugovore o pružanju pojedinačnih pomoćnih usluga, uz reguliranu cijenu koja će kompenzirati trošak u pružanju pojedine pomoćne usluge i plaćanje temeljem realizacije.

Naime, integracijom 400 MW VE u EES može se očekivati dodatni trošak regulacije sustava u iznosu od 1,04 – 2,5 mil.€/godišnje ovisno o kvaliteti prognoze proizvodnje VE (20 – 25 – 30% pogreška dnevne prognoze). Integracijom 600 MW VE u EES Hrvatske može se očekivati dodatni trošak između 2,6 – 5,6 mil.€/god, a integracijom 800 MW VE u sustavu će se pojaviti dodatni troškovi od 4,4 – 9,5 mil.€/god. Ako se navedeni iznosi podijele s očekivanom proizvodnjom VE dobije se dodatni „trošak“ proizvodnje VE u rasponu 1,19 – 5,4 €/MWh. Troškovi za povećanje kvote VE u EE sustavu ne bi smjeli opterećivati poslovanje HOPS-a koji je u obvezi pružati usluge svim korisnicima prijenosne mreže na nediskriminirajući način. "Zaključno se može konstatirati da značajnija integracija VE u EES Hrvatske podrazumijeva značajno povećanje troškova za energiju uravnoteženja, kao i za pomoćne usluge. Bez obzira što navedeni troškovi i investicije dolaze s različitih naslova, potrebno ih je na vrijeme prepoznati i uspostaviti sustav kojim bi se osiguravala dostatna sredstva za njihovo pokrivanje.", stoji u dokumentu.