usporedba troškova proizvodnje električne energije prof.dr.s
TRANSCRIPT
P
USP
PROIZ
ORED
ZVOD
EN
Akad
PREDMET
DBA T
DNJE E
NERG
d. god. 201
T: Tržišt
TROŠK
ELEKT
GIJE
10/2011
Prof
e elektri
KOVA
TRIČN
f. dr. sc. A
ične ener
A
NE
Alfredo V
rgije
Višković
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
4
Sadržaj
Sadržaj............................................................................................................................................. 4
Skraćenice ....................................................................................................................................... 6
1. Uvod ........................................................................................................................................ 7
2. Metodologija izračunavanja proizvodnih troškova ................................................................. 9
3. Konvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije .............................................. 15
3.1. Troškovi proizvodnje u postojećim termoelektranama .................................................. 17
3.2. Troškovi proizvodnje u novim termoelektranama ......................................................... 18
3.2.1. Kombinirani ciklus s plinom ................................................................................... 20
3.2.2. Povećanje snage u postojećim postrojenjima (repowering) ................................... 22
3.2.3. Parni ciklus parogeneratora u okviru postrojenja na ugljen.................................... 24
3.3. Proizvodni troškovi u kogenerativnim postrojenjima .................................................... 26
3.3.1. Cijena električne energije na osnovi izbjegnutog troška proizvodnje topline (pristup
proizvodnih troškova) ........................................................................................................... 27
3.3.2. Cijena električne energije na osnovi komercijalne vrijednosti topline (pristup
komercijalne vrijednosti) ...................................................................................................... 30
3.3.3. Vrijednosti proračuna .............................................................................................. 32
3.4. Rekapitulacijska usporedba ............................................................................................ 33
4. Nekonvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije ........................................... 36
4.1. Negorivni obnovljivi izvori ............................................................................................ 37
4.1.1. Proizvodnja električne energije u vjetroelektranama .............................................. 38
4.1.2. Proizvodnja električne energije u malim hidroelektranama ................................... 39
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
5
4.1.3. Mogućnost proizvodnje u velikim hidroelektranama ............................................. 40
4.1.4. Proizvodnja električne energije u solarnim kolektorima ........................................ 40
4.1.5. Proizvodnja električne energije u geotermalnim elektranama ................................ 41
4.2. Proizvodnja električne energije uporabom gorivnih izvora ........................................... 43
4.2.1. Proizvodnja električne energije iz biomase ............................................................ 43
5. Vanjski troškovi proizvodnje električne energije i naknade za emisije ................................ 45
5.1. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije .......................................... 45
5.1.1. Metodologija ExternE ............................................................................................. 46
5.1.2. Emisije CO2 ............................................................................................................ 47
5.2. Naknade za emisije ......................................................................................................... 51
6. Rekapitulacijska usporedba troškova .................................................................................... 53
7. Zaključak............................................................................................................................... 56
Popis tablica i slika ....................................................................................................................... 57
Literatura ....................................................................................................................................... 59
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
6
Skraćenice
UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change
Okvirna konvencija UN-a o promjeni klime
CLRTAP Convention on Long-Range Transboundary Air Pollution
Konvencija o dalekosežnom prekograničnom onečišćenju zraka
OECD Organisation for Economic Co-operation and Development
Organizacija za ekonomsku suradnju i razvoj
CC combined cycle kombinirani ciklus
LNG liquefied natural gas ukapljeni plin
ESPO Konvencija o procjeni utjecaja na okoliš preko državnih granica
EES elektroenergetski sustav
NAP Nacionalni alokacijski plan
PT parna turbina
LU loživo ulje
PP prirodni plin
ELLU ekstralako loživo ulje
UO2 uran-dioksid
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
7
1. Uvod
Podaci vezani za Republiku Hrvatsku, u razdoblju od 2000. do 2006. godine
govore o godišnjoj stopi porasta neposredne potrošnje električne energije od 4,1%.1
Preko 23% električne energije namiruje se iz uvoza (bilo zbog niže cijene kWh nego iz
vlastitog konzuma ili zbog manjka kapaciteta).
Ako se ovim podacima doda i činjenica da se do 2020. zbog zastarjelosti
proizvodnih jedinica iz sustava predviđa izlazak 28% današnjih kapaciteta (ukupne
nominalne snage 1180 MW) razvidno je da je jedini odgovor na rast potrošnje električne
energije i rast ovisnosti o uvozu investiranje u izgradnju novih kapaciteta
elektroenergetskog sustava.
Dostupnost energije, sigurna opskrba, konkurentnost i održivost energetskog
razvoja temeljni su preduvjet gospodarskog razvoja uopće, posebice danas u uvjetima
sve nestabilnijeg i dinamičnijeg tržišta. Racionalno investiranje u sustav trebalo bi stoga
dati i jamstvo za prijeko potreban održivi elektroenergetski razvoj. U formuliranju
osnovnih smjernica energetske politike na području proizvodnje električne energije
trebalo bi nastojati zajamčiti minimalni ukupni trošak koji proizlazi iz zbroja troškova
proizvodnje, ekologije, osiguranja opskrbe i razvoja.
Kao stranka UNFCCC konvencije, potpisnik Konvencije o dalekosežnom
prekograničnom onečišćenju zraka (CLRTAP) i Protokola iz Kyota (oba ratificirana)
Hrvatska svoje gospodarstvo nužno mora usmjeravati prema ekološki prihvatljivoj
strukturi. Starost postojećih termoenergetskih postrojenja i tehničkih ograničenja za
provedbu većih zahvata utjecat će na odluke o životnom vijeku pojedinih
termoenergetskih postrojenja , kao i na planiranje izgradnje novih.
Procjena troškova proizvodnje električne energije nije lagana. Uz nju se veže stanovita
nesigurnost zbog samog tržišnog karaktera elemenata koji trošak formiraju.
Nesigurnost i težina procjene se povećava prijeđe li se s procjene proizvodnih 1 SWOT analiza EES-a
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
8
(industrijskih) troškova na vanjske troškove koji u obzir uzimaju utjecaj
elektroenergetskog sustava na okoliš i ljudsko zdravlje na regionalnoj i globalnoj razini.
S privatnog stajališta jedini troškovi koji se uzimaju u obzir su oni koje je stvarno snosio
proizvođač, dok su sa javnog stajališta oni dodatno opterećeni vanjskim troškovima.
U daljnjem tekstu ukratko će biti objašnjena metodologija proračuna unutarnjih i
vanjskih troškova proizvodnje za one tehnologije koje se prema Strategiji energetskog
razvitka Republike Hrvatske mogu primijeniti u proizvodnji električne energije
iskorištavajući tako maksimalno postojeće potencijale i kapacitete, uvažavajući temeljne
vrijednosti na području energetike i gradeći tako elastičan elektroenergetski sustav
prema načelima održivog i za okoliš prihvatljivog razvoja.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
9
2. Metodologija izračunavanja proizvodnih troškova
Proizvodni trošak je s privatnog stajališta jedini trošak koji stvarno snosi proizvođač,
dok s javnog stajališta tom trošku treba dodati i onaj vanjski kao posljedicu utjecaja
proizvodnje na okoliš i ljudsko zdravlje.
Svaka tehnologija proizvodnje ima svoje specifične elemente troškova. Bez obzira
na specifičnosti, elementi troškova svake od njih mogu se razvrstati u nekoliko skupina
zajedničkih za sve tehnologije. Proizvodni trošak, definiran kao trošak energije unesene
u mrežu od strane jednog postrojenja ili parka postrojenja, na koncu će definirati
dominantna skupina troškova.
Analizu proizvodnih troškova moguće je provesti kao bilancu ili kao predračun, kako
s privatnog tako i s javnog stajališta.
Glavni potrebni elementi za izradu konstrukcije prognoze troškova proizvodnje
sažeti su u tablici Tablica 2.1.
Bilančni troškovi se temelje na podacima prikupljenim za određeno vremensko
razdoblje (najčešće godinu dana) i mogu poslužiti kao dobar izvor informacija o
gubicima proizvodnog poduzeća ili za utvrđivanje onih područja unutar kojih je
učinkovitost još uvijek moguće poboljšati te za definiranje cjenovnih politika.
Za razliku od bilančnih, informacije dobivene temeljem predračuna služe i kao polazna
osnova za utvrđivanje budućih troškova proizvodnje.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
10
Tablica 2.1 Elementi potrebni za procjenu različitih vrsta troškova proizvodnje električne energije
Bilančni ili računovodstveni
troškovi (godina n)
Predviđeni troškovi
Privatno stajalište Javno stajalište
Investicije Amortizacija + izdvajanja za
neškodljivo zbrinjavanje
Terminski plan ulaganja sve do
neškodljivog zbrinjavanja
Terminski plan ulaganja sve do
neškodljivog zbrinjavanja
Pogon Pogonski troškovi (bez goriva) Pogonski troškovi Pogonski troškovi
Gorivo Nabava + izdvajanja (za
nuklearno gorivo)
Terminski plan troškova za gorivo
(uključujući zbrinjavanje otpada)
Terminski plan troškova za gorivo
(uključujući zbrinjavanje otpada)
Financijski troškovi Ako se mogu iskazati (vlastita
sredstva ili bankovna sredstva)
Financiranje i osiguranje Stopa aktualizacije
Porezi Takse, porez na dobit Takse Takse
Istraživanje i razvoj
(I&R)
Specifično iskazani I&R Vlastiti I&R iskazan u projektu Globalni I&R (uključujući i javni I&R)
Nezgode Premija osiguranja Premija osiguranja Očekivani trošak nezgode
Vanjski čimbenici Ako ima davanja (takse na
emisije) ili dobit (poticaji)
Terminski plan davanja ili dobiti Terminski plan vanjskih
troškova/dobiti
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
11
Procjena isplativosti odabira proizvodnog pogona koji će se izgraditi obično se
temelji na aktualiziranoj cijeni kWh. Ovdje svakako moramo uzeti u obzir stanovitu
nesigurnost procjene proizvodnih troškova zbog promjenjivosti i nestalnosti elemenata
koji formiraju trošak. Stoga su prilikom odluke o izgradnji postrojenja veoma važni
predvidivi troškovi - operativni troškovi (trošak osoblja, vanjskih dobava, usluge trećih,
izuzev troška goriva) prilično su dobro poznati i samim time ne predstavljaju veliki
problem u obračunu, za razliku od prikazanih troškova (poglavito troškovi amortizacije i
izdvajanja) koji ovise o računovodstvenim propisima i pravilima. Nadalje procjenu
otežavaju i pojedini elementi (stopa aktualizacije) koji različitim pristupima daju i različite
rezultate, međusobno neusporedive ukoliko se prije temeljito ne verificiraju usvojene
hipoteze ili konvencije.
Rečeno je da se procjena isplativosti odabira proizvodnog pogona koji će se izgraditi
temelji na aktualiziranoj cijeni kWh. Već sama nesigurnost procjene elemenata o kojima
ovisi odražava se na procjenu očekivanih troškova i potvrđuje da je uz odabir mogućih
tehnologija prisutan stanovit rizik.
Aktualizirana cijena kWh izračunava se prema sljedećoj formuli2:
( ) ( ) ( )
( )∑
∑ ∑∑
=
−
= =
−−
−=
−
+⋅
+⋅++⋅++⋅= n
t
tt
n
t
n
t
tt
tt
n
jt
tt
aq
aCCaCOaCIc
1
1 1
1
111 ( 2.1 )
gdje je
c – srednja aktualizirana cijena proizvedenog kWh (€)
CIt – investicija izvršena u t-toj godini (€)
a – stopa aktualizacije (konst.)
COt – troškovi pogona bez troškova za gorivo (O&M troškovi), u t-toj godini (a)
qt – energija proizvedena u t-toj godini (kWh)
2 Proračuni su preuzeti iz «Ekonomija i politika proizvodnje električne energije – Razlozi i kriteriji javne potpore obnovljivim izvorima energije i Protokol iz Kyota», Luigi de PAoli, Alfredo Višković (Kigen 2007.)
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
12
CCt – nabavni troškovi za gorivo u t-toj godini (€)
j – godine protekle između početka davanja i puštanja postrojenja u pogon
n – životni vijek postrojenja
Formula (2.1) se može pojednostavniti određenim supstitucijama i hipotezama.
Vrijede sljedeći odnosi:
( )∑−=
⋅=+⋅n
jtsp
tt PIaCI 1 ( 2.2 )
PcoCO tt ⋅= ( 2.3 )
ttt qccksCC ⋅⋅= ( 2.4 )
tt HPq ⋅= ( 2.5 )
Isp – investicijski trošak po jedinici snage (primjer €/kW)
P – neto električna snaga postrojenja (kW)
cot – trošak O&M po jedinici snage u t-toj godini (€/kWh)
ks – specifična potrošnja goriva po proizvedenom kWh
cct – jedinični trošak goriva u t-toj godini
Ht – broj ekvivalentnih sati rada punom snagom u t-toj godini.
Nadalje:
( ) ( )( ) ann
nn
t
t
aaaa /
1 1111/1 α=
−+⋅+
=+∑=
( 2.6 )
faktor amortizacije u n godina po stopi a jednog eura ili postponiranom anuitetu
potrebnom da se u n godina likvidira dug od jednog eura.
U cilju pojednostavljenja, dalje se pretpostavlja da su cot, cct, Ht konstantni (u realnim
okvirima) kroz čitav životni vijek postrojenja ili da se mogu zamijeniti s njihovom
ekvivalentnom srednjom vrijednošću co, cc, H.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
13
Uz ove pretpostavke i konvencije, srednji aktualizirani trošak proizvedenog kWh,
odnosno (2.1) postaje:
bH
ccksHco
HI
c ansp +=⋅++⋅
=βα / ( 2.7 )
gdje
coI ansp +⋅= /αβ - godišnji troškovi kapitala i O&M po jedinici električne snage (€/kW)
ccksb ⋅= - srednji aktualizirani trošak za gorivo po (€/kWh) jedinici proizvodnje
Uzme li se nadalje umjesto aktualiziranog srednjeg troška kWh godišnji trošak po
jedinici proizvodnog kapaciteta Ca (€/kW/a), iz (2.7) se može pisati:
HbCa ⋅+= β ( 2.8 )
Iz (2.7) i (2.8) proizlazi kako aktualizirani trošak proizvodnje ovisi o vrijednostima sedam
čimbenika:
- specifičnom trošku investicije (trošak postrojenja),
- jediničnom godišnjem trošku O&M (operation and maintence),
- jediničnom trošku goriva,
- specifičnom trošku goriva (ovisi o učinku postrojenja),
- stopi aktualizacije,
- korisnom životnom vijeku postrojenja,
- godišnjem broju ekvivalentnih sati rada postrojenja (što ovisi o faktoru raspoloživosti).
Korištenjem ove metode moguće je provjeriti utjecaj svakog od elementa na cijenu
kWh, što s je obzirom na nesigurnost u procijeni njihovih vrijednosti nužno. Stoga će u
proračunima koji slijede biti provedena analiza osjetljivosti za najdominantnije elemente
koji formiranju cijenu kWh za pojedinu tehnologiju.
Izgradnju novih postrojenja može opravdati bilo porast potražnje, bilo isplativost
zamjene postojećih postrojenja čiji su troškovi eksploatacije postali previsoki. Pri
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
14
donošenju odluke o isplativosti izgradnje novih postrojenja (nasuprot revitalizaciji
postojećih) treba imati u vidu jedino troškove koji se ubuduće mogu izbjeći kod
postrojenja u eksploataciji, a to su troškovi goriva i troškovi pogona i održavanja (O&M).
Srednji očekivani trošak proizvodnje električne energije na postojećim postrojenjima,
ako ta ne zahtijevaju dodatna ulaganja radi prilagodbe iz ekoloških odnosno tehničkih
razloga, dobiva se pomoću sljedeće formule:
ccksHcoccks
HPCOc ⋅+=⋅+⋅
= ( 2.9 )
Logično slijedi da je prije zamjene postojećih postrojenja novima potrebno provesti
analizu isplativosti. Nadalje, kako trošak proizvodnje ovisi o trajanju rada postrojenja,
red isplativosti može doživjeti bitne promjene tijekom vremena.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
15
3. Konvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije
Instalirani kapaciteti za proizvodnju električne energije u Republici Hrvatskoj
obuhvaćaju hidroelektrane (16 pogona), termoelektrane (7 pogona) i polovinu
instaliranih kapaciteta u NE Krško3 te određeni broj industrijskih termoelektrana i
nekoliko elektrana na obnovljive izvore energije u privatnom vlasništvu. Konvencionalne
termoelektrane čine 44,47% proizvodnih kapaciteta.
Svakako, jedan od dominantnih elemenata za procjenu troškova proizvodnje
električne energije je fco. jedinična cijena goriva termoelektrana (vidi izraz (2.1)). Danas
u hrvatskoj bilanci potrošnje primarne energije nafta i naftni derivati sudjeluju s 50%, a
prirodni plin s 25,6%. Potrošnja tih energijskih oblika će u budućnosti rasti, a domaća
proizvodnja nafte i prirodnog plina zbog iscrpljenja ležišta opadati (nakon 2010. godine).
Uzimajući u obzir da već sad Hrvatska uvozi oko 50% svojih energetskih potreba (nafta
čini 80%), pred Hrvatskom su mnogi izazovi sigurnosti opskrbe energijom. Nužno je
računati sa daljnjim povećanjem uvoza pa se stoga i sve daljnje analize sagledavaju sa
svjetskim cijenama energije, a upravo je nafta i dalje ekonomski temelj svjetske
energetike. Na njenu cijenu, danas posebice, utječe previše divergentnih čimbenika da
bi se mogle donijeti pouzdane prognoze o kretanju cijene nafte pa su stoga i greške u
procjenama troškova za gorivo neizbježne. Od 2002. do sredine 2008. cijena nafte
kretala se između 20 i 150$/barrel. Početkom 2009. taj se iznos kreće oko 45$/barrel.
Ovim podacima treba dodati i tržišnu nestabilnost i nestabilnost glavnih svjetskih valuta.
Iako izravan ulazni podatak u proračunima koji slijede nije cijena nafte već cijena
gorivog ulja, zemnog plina i ugljena, cijena nafte će i nadalje određivati cijene svih
ostalih fosilnih oblika energije. Referentne vrijednosti cijena energenata koje će biti
korištene u proračunima dane su u tablici Tablica 3.1. Iz svega navedenoga, vrijednosti
dane u tablici nužno je popratiti komentarom.
3 Kapaciteti u sastavu HEP grupe (oko 95% ukupnih kapaciteta)
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
16
Tablica 3.1 Referentne vrijednosti energenata za procjenu troškova proizvodnje električne energije
Gorivo ulje Plin Ugljen
Cijena goriva 1,15 €/kg 13 c€/m3 5 c€/kg
Što se tiče cijene gorivog ulja, za potrebe proračuna usvojena je vrijednost 1,15
€/kg. Cijena ATZ gorivog ulja je oko 80% od cijene nafte. BTZ stoji 20-25% više od
ATZ-a, a STZ i do 40-45% više od ATZ-ulja. Srednja predviđena cijena goriva prati
cijenu tijekom posljednjeg petogodišnjeg razdoblja koja se kretala od 1 do 1,1 cif. cijene
uvezene nafte i veže pretpostavku da će tečaj dolara u odnosu na euro ostati negdje
oko 0,90. Za cif. cijenu uvozne nafte uzet je raspon od 16-19 $ po barelu.
Za zemni plin, kao referentna vrijednost za procjenu troškova proizvodnje električne
energije uzeta je cijena od oko 3 €/MBtu i cijena unutrašnjeg transporta od 1 €/MBtu.
Cif. cijena od 3 €/MBtu odgovara cijeni od 16,2 $ po barelu, što je unutar gore
navedenih granica koje se smatraju prihvatljivima tijekom sljedećih godina. Pošlo se od
konstatacije da se cijena 1998. kretala oko 13 c€/m3.
Što se tiče ugljena, u promjeni cijena prema kolebanjima cijena nafte, inertniji je
od ostalih energenata. Kod viših cijena nafte, taj odnos je veći (u korist ugljena).
Prosječna godišnja cijena ugljena se tijekom devedesetih godina kretala između 45 i
47,5 €/t. U posljednjih 30 godina ugljen je stožerno gorivo svjetske elektroenergetike.
Glavne prednosti su sigurnost dobave koja proizlazi iz ogromnih zaliha koje su
raspodijeljene ravnomjernije nego zalihe nafte i plina (a nalaze se u politički stabilnim
zemljama, pretežno u OECD-u) i konkurentnost koju osigurava relativna stabilnosti
cijene.
Zastupljenost energenata u proizvodnji električne energije za Republiku Hrvatsku
dana je prema slici Slika 3.1.
3.1.
Kod
-
-
cijenu g
Trošak
onog k
rezultir
mazut
Procjen
Tablica
S
Troško
d postrojen
kao najvaž
O&M (troš
Za procjen
goriva kori
k pogona i
koji ima cije
rali su proc
i plin te 25
na izravnih
a 3.2.
Alfredo Višk
Slika 3.1. Zas
vi proiz
nja u ekspl
žniji pojedi
škovi pogon
nu proizvo
išteni su po
održavanj
ena goriva
cjenom go
5 €/kWh za
h troškova
ović: Uspored
stupljenost en
zvodnje
oataciji gla
načni elem
na i održav
odnih trošk
odaci iz tab
ja (O&M s
. Dostupni
odišnjeg tro
a termoelek
a proizvod
20%
17
dba troškova p
nergenata u p
u posto
avni eleme
ment svaka
vanja).
kova u po
blice Tablic
stavka) ima
pokazatel
oška od 2
ktrane na u
dnje u pos
15%1
32%
%
proizvodnje el
proizvodnji e
ojećim
nti za pror
ako je franc
stojećim te
ca 3.1.
a mnogo m
lji glede eu
20 €/kWh z
ugljen.
stojećim p
16%
lektrične ener
električne ene
termoe
račun proiz
co jediničn
ermoelektr
manji utjec
uropskih el
za klasične
ostrojenjim
Kameni ug
LU
LU/PP
PP/ELLU
UO2
rgije
ergije
lektrana
zvodnih tro
a cijena go
ranama za
caj na cijen
lektroprivre
e termoele
ma dana je
gljen
ama
škova su:
oriva i
a jediničnu
nu kWh od
ednih tvrtk
ektrane na
e u tablic
17
u
d
i
a
i
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
18
Tablica 3.2 Osnovna pretpostavka i izravni troškovi proizvodnje postrojenja u eksploataciji (u €/MWh)
Gorivo ulje Plin Ugljen
Cijena goriva 11,5 c€/kg 13 c€/m3 5 c€/kg
Specifična potrošnja 0,217 kg/kWh 0,254 m3/kWh 0,360 kg/kWh
Cijena O&M 20 €/kW/a 20 €/kW/a 25 €/kW/a
Broj radnih sati na godinu 6000 6000 6000
Troškovi proizvodnje:
-gorivo 50,0 66,1 36,00
-O&M 6,7 6,7 8,3
Ukupno 56,7 72,8 44,3
Znatno smanjenje troškova postrojenja u eksploataciji moguće je postići
repowering-om, odnosno povećanjem snage dodavanjem jedne plinske turbine uz
rekuperaciju ispušnih plinova čime se sadašnja visoka cijena kWh može približiti cijeni
kWh dobivenoj u novim postrojenjima koja koriste kombinirani ciklus proizvodnje
(poglavlje 3.2.1).
3.2. Troškovi proizvodnje u novim termoelektranama
Danas je izgradnja novih proizvodnih kapaciteta i zamjena postojećih dotrajalih
postrojenja novima nužna za daljnji održivi razvoj. Do 2020. predviđeno je da će iz
sustava izaći proizvodne jedinice ukupne nominalne snage na generatoru 1179,5 MW,
odnosno do 2030. ukupno 1440,7 MW4. Potreba za novim proizvodnim kapacitetima5
za elektroenergetski sustav Republike Hrvatske do 2030. dana je na slici Slika 3.2.
4 Nacrt Zelene knjige, 2008. 5 Preuzeto iz nacrta Zelene knjige, stručna podloga dana je u «Scenariji razvoja hrvatskog elektroenergetskog sustava»
njihovo
izvorim
dotraja
unesen
tako da
oko ov
EPC-tr
troškov
poduze
pogon,
manje
projekt
TE na
ugljen, 6 CERA,
Neupitna j
om korišten
ma za zado
ala postojeć
Vrijedi sp
nog u Euro
a bi se i p
og iznosa.
U procjen
roškove (en
vima za po
etnika, pro
, financira
su specif
ta.
Imajući u
ugljen), S
1 NUKL) 1998.
Alfredo Višk
Slika 3.2
je potreba
nju u što v
ovoljavanje
ća postroje
omenuti d
opsku mrež
proizvodna
i troškova
ngineering
ostrojenja
micatelja)
nja i osigu
fični za to
vidu scena
2 (2 TE na
Strategije
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
ović: Uspored
. Predviđeni
a okretanju
većoj mjeri
e rastuće p
enja.
da bi se
žu tijekom
a cijena el
a proizvodn
g, procurem
po sistem
koji obuhv
uranja. EP
očno određ
arije razvit
a prirodni
energetsk
2006
2008
2010
2012
dba troškova p
potrebni dod
u ka čistim
i, no termo
potražnje i
prema pro
sljedećeg
ektrične e
nje, ukupn
ment and c
mu “ključ u
vaćaju cijen
PC-troškov
đeni pogo
tka S1 (pre
plin, 1 NU
kog razvitk
2012
2014
2016
2018
proizvodnje el
datni proizvod
m tehnolog
oelektrane
ona su je
ocjenama
g razdoblja
nergije no
ne troškov
construction
u ruke” i tr
nu zemljišt
vi pokazuju
on (ili proj
edviđa izg
UKL) i S3 (
ka Republik
2018
2020
2022
2024
lektrične ener
dni kapacitet
gijama i ob
ostaju (i o
edina zamj
nekih eks
trebala kr
ovog postro
e je mogu
n), što je p
roškovima
ta, razvoja
u popriličn
ekt) od tr
radnju 2 T
(1 TE na p
ke Hrvatsk
2026
2028
2030
rgije
ti
bnovljivim
ostat će) re
enska alte
sperata c
retati oko 3
ojenja treb
uće podije
približno ek
promotera
projekta,
nu promjen
roškova pr
TE na priro
prirodni plin
ke, u nasta
izvorima
eferentnim
ernativa za
ijena kWh
3 c€/kWh6
bala kretat
eliti na tzv
kvivalentno
a (troškov
puštanja u
njivost, no
romicatelja
odni plin, 2
n, 1 TE na
avku će se
19
i
m
a
h
,
i
.
o
vi
u
o
a
2
a
e
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
20
dati procjena termoelektrana na ugljen i prirodni plin. Radi odnosa javnosti prema
nuklearnim elektranama kojim se ne daje prostor njihovoj izgradnji one neće biti
obrađene.
3.2.1. Kombinirani ciklus s plinom
Tehnologija postrojenja s kombiniranim ciklusom (CC) danas se u svijetu
afirmirala kao dominantna opcija.
Kombiniranim plinsko-parnim procesom povećava se iskoristivost (danas se
kreće oko 50-55%) smanjenjem nepovratnih gubitaka parnog i plinskog procesa u
odnosu na njihov odvojeni rad. Elementi koji naviše utječu na formiranje proizvodne
cijene kWh (prema (2.1)) kod ove tehnologije su sljedeći: cijena samog postrojenja,
specifična potrošnja goriva, cijena plina i stopu aktualizacije.
Za procjenu EPC troškova za postrojenja čija izgradnja započinje danas, uzeti su
podaci Gas Turbine Handbook-a objavljeni 1997., a odnose se na američko tržište.
Prema analizi tih podataka, jedinični trošak se kreće između 100 i 320 $/kW, a u jakoj
korelaciji sa veličinom pogona7.
Troškovi promicatelja uglavnom pokrivaju 30-35% EPC-troška, što je dosta
podložno promjenama, posebice ukoliko se radi o specifičnim zahtjevima kupca
(kogeneracija).
Najbolja korelacija između specifičnog troška postrojenja (Isp izraženo u $/kW) i
veličine postrojenja (P izraženo u MW) daje odnos 874,02 =R 8:
PI sp log1,1565,1326 ⋅−= ( 3.1)
Ista baza podataka korištena je i za proračun kretanja elektroenergetske učinkovitosti
postrojenja s kombiniranim ciklusom, čija izgradnja započinje danas, a ovisno o veličini.
Rezultati su u ovom slučaju nešto disperzivniji, no elektroenergetski učinak pokazuje
7 U analizu je ušlo pedesetak postrojenja snage 3-760 MW 8 Prema bazi podataka Gas Turbine Handbook-a (vidi 7)
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
21
jasnu tendenciju rasta sa porastom postrojenja. Najbolja jednadžba za procjenu je
576,02 =R :
Pe log20,386,34 ⋅+=η ( 3.2)
Kako u procjeni vrijednosti elemenata o kojima ovisi aktualizirani trošak
proizvodnje postoji stanovita nesigurnost, za potrebe proračuna provest će se analiza
osjetljivosti prema tri scenarija: pesimističkom, referentnom i optimističkom. Za cijenu
plina usvojena je kao referentna vrijednost 13,0 c€/m3 (prema tablici Tablica 3.1), a radi
potrebe osjetljivosti za donju i gornju granicu cijene metana fco. termoelektrana uzete
su vrijednosti od 10 c€/m3 i 16,5 c€/m3.
Vrijednosti parametara korištenih za proračun cijene kWh dane su u tablici Tablica 3.3,
dok su u tablici Tablica 3.4 dane vrijednosti proračuna proizvodnih troškova.
Tablica 3.3 Parametri korišteni u proračunu očekivane cijene kWh u CC-postrojenjima
Parametar Referentni slučaj Optimističke pretpostavke
Pesimističke pretpostavke
EPC-trošak postrojenja jednadžba (3.1) kao u ref. slučaju ref. slučaj plus 50%
Trošak promicatelja 30% EPC-troška 30% EPC-troška 30% EPC-troška
Učinak jednadžba (3.2) kao u ref. slučaju ref. slučaj × 0,9
Cijena metana c€/m3 13 10 16
Stopa aktualizacije 10% 8% 12%
Godišnji broj sati rada 6500 7000 6000
Životni vijek 20 25 18
Pogonski troškovi* ≈ 3% od troška postrojenja kao u ref. slučaju kao u ref. slučaju
Tečaj €/$ 1998. 1 kao u ref. slučaju kao u ref. slučaju
* Utjecaj pogonskog troška varira ovisno o veličini postrojenja, vidi tablicu Tablica 3.6
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
22
Tablica 3.4 Proizvodni troškovi CC-postrojenja ovisno o veličini (izraženo u €/MWh)
Veličina (MW)
Donja granica Referentni trošak Gornja granica
Optimističke pretpostavke
Referentna pretpostavka
Pesimističke pretpostavke
10 50,65 64,85 92,50
50 35,90 47,25 68,40
100 32,55 42,90 61,55
150 30,70 45,50 57,80
200 29,45 38,85 55,15
250 28,45 37,60 53,15
300 27,70 36,60 51,50
400 26,45 35,00 48,90
500 25,55 33,80 46,95
600 24,80 32,80 45,35
Vidljivo je da bi u velikim postrojenjima s kombiniranim ciklusom proizvodnja
električne energije mogla koštati nešto više od 32,5 €/MWh (u dva ekstremna slučaja od
oko 24 do 45 €/MWh), što je u skladu sa spomenutom procjenom unesenog kWh u
mrežu od oko 3 c€/kWh (30 €/MWh).
3.2.2. Povećanje snage u postojećim postrojenjima (repowering)
Povećanje potencijala u postojećim postrojenjima (repowering) sastoji se u
dodavanju jedne plinske turbine uz rekuperaciju ispušnih plinova. Cilj rekuperacije je
sakupiti i vratiti u proces maksimalnu količinu kondenzata i rekuperirati i iskoristiti
maksimalnu količinu sadržane toplinske energije u kondenzatu. Moguća su razna
tehnološka rješenja. Rezultat je povećanje učinkovitosti proizvodnih pogona, povećanje
snage i smanjenje troškova.
U praksi se u najvećem broju slučajeva repowering vrši na parogeneratorima od
300-320 MW koji se prerađuju u kombinirani ciklus od 400 MW dodavanjem jedne
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
23
plinske turbine od 260 MW s rekuperacijom ispušnih plinova za proizvodnju pare (oko
140 MW) koja se šalje u staru parnu turbinu, čime se rabi samo dio njene snage. Cijena
takvog rješenja kreće se od 250 do 300 €/kW i učinkovitost od 53-54%. Očekivane
vrijednosti i potrebni parametri za izračunavanjem kWh dani su u tablici Tablica 3.5. Za
vrijednost ostalih parametara pretpostavljene su vrijednosti dane tablicom Tablica 3.3.
Tablica 3.5 Korišteni parametri i očekivana cijena kWh provedbom postupka repowering s TG na postojećim
TV-postrojenjima
Parametar Optimističke pretpostavke Referentni slučaj Pesimističke
pretpostavke
Cijena postrojenja (€/kW) 250 275 300
Učinak kao u ref. slučaju 54% 53%
Cijena metana (c€/m3) 10 13 16
Stopa aktualizacije 8% 10% 12%
Godišnji broj sati rada 7000 6500 6000
Radni vijek 25 20 18
Pogonski troškovi kao u ref. slučaju ≈ 4,5% troška postrojenja kao u ref. slučaju
Veličina postrojenja 400 MW 400 MW 400 MW
Cijena proizvodnje (c€/kWh):
- postrojenje 0,335 0,495 0,65
- gorivo 1,93 2,51 3,105
- pogon 0,305 0,195 0,215
Ukupna cijena 2,395 3,2 2,00
Dobivena cijena kWh slična je očekivanoj cijeni kWh dobivenog iz novog CC-postrojenja
snage 600 MW (Tablica 3.4). Ako se u vidu ima stupanj složenosti izgradnje novog
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
24
postrojenja (od ishodovanja lokacijske dozvole do same proizvodnje) i veličina
investicije, uspoređujući ove rezultate sa očekivanom cijenom kWh u postrojenjima u
eksploataciji koji su dani u tablici Tablica 3.2, može se zaključiti kako repowering i s
ekonomskog i s ekološkog stajališta nudi prihvatljivu perspektivu povećanja i obnove
elektroenergetskog proizvodnog parka i najatraktivnije rješenje za učiniti termoelektranu
konkurentnom u današnjim uvjetima tržišta.
3.2.3. Parni ciklus parogeneratora u okviru postrojenja na ugljen
Cijene ugljena su manje podložne kolebanjima cijena nafte (za razliku od
plina) pa je i nesigurnost unesena u proračun proizvodnog troška manja. S druge
strane, veličina postrojenja i ovisnost o ekološkim izdvajanjima koji su uvjetovani
specifičnim prostornim zahtjevima značajno utječu na specifični investicijski trošak.
Za razliku od CC-postrojenja gdje je najbolja korelacija između investicije i
instalirane snage dana izrazom (3.1) rezultat interpolacije velikog broja podataka, za
ovaj tip proizvodnje podaci korišteni u proračunima utvrđeni su na temelju priopćenja
proizvođača i ishoda nekih međunarodnih natječaja provedenih tijekom prošlih nekoliko
godina (prema General Electric-u). Razlog je nepostojanje slične baze podataka.
Usporedba je dana u tablici Tablica 3.6.
Tablica 3.6 Jedinična referentna cijena termoelektrana na ugljen i s kombiniranim ciklusom
Veličina (MW)
Postrojenje na ugljen ($/kW)
Postrojenje s CC-ciklusom ($/kW) Ugljen/plin
80 1174 642 1,83
150 959 544 1,76
300 782 436 1,79
600 688 328 2,10
Promotorski troškovi su viši od onih u CC-postrojenja i čine 40-45% EPC
troškova koji su procijenjeni na oko 700 $/kW za agregate velikih dimenzija.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
25
Za referentnu cif. cijenu ugljena uzeta je vrijednost od 5 c€/kg (Tablica 3.1) dok su za
analizu osjetljivosti uzete 20% niža i 25% viša cif. cijena u odnosu na referentnu. Za
troškove postrojenja uzet je raspon od ±50%.
Parametri korišteni u proračunu i dobiveni troškovi dani su u tablicama Tablica 3.7 i
Tablica 3.8.
Tablica 3.7 Parametri korišteni za proračun očekivane cijene kWh u termoelektranama na ugljen
Parametar Referentni slučaj Optimističke pretpostavke
Pesimističke pretpostavke
Cijena postrojenja Tablica 3.6 kao u ref. slučaju ref. slučaj × 1,5
Promotorski troškovi 50% pred. troška 50% pred. troška 50% pred. troška
Cijena ugljena fco.termoelektrana (€/t) 50 40 62,5
Stopa aktualizacije 10% 8% 12%
Broj sati rada 6500 7000 6000
Korisni radni vijek 20 25 18
Troškovi eksploatacije ∼ 3% pred. troška ∼ 3% pred. troška ∼ 3% pred. troška
Tablica 3.8 Troškovi proizvodnje u termoelektranama na ugljen (c€/kWh)
Veličina
(MW)
Donja granica Referentni trošak Gornja granica
Optimističke pretpostavke
Referentna pretpostavka
Pesimističke pretpostavke
80 4,175 5,41 8,46
150 3,58 4,63 7,18
300 3,08 3,98 6,115
600 2,785 3,60 5,51
Kod većih proizvodnih jedinica očekivane cijene kWh također se kreću oko 3,5 c€ što je
u skladu sa prije spomenutim procjenama cijene unesene u Europsku mrežu tijekom
sljedećih godina.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
26
3.3. Proizvodni troškovi u kogenerativnim postrojenjima
S obzirom na stalnu potrebu za izgradnju novih elektroenergetskih i termo-
tehničkih postrojenja, uz sve strože zahtjeve na gospodarenje energijom i zaštitu
okoliša, danas se za proizvodnju toplinske i električne energije vrlo često koriste
kogeneracijski sustavi koji uz svoje energetske i ekonomske prednosti imaju značajnu
ekološku prednost pred ostalim konvencionalnim načinima proizvodnje.
Centralizirani toplinski sustavi su u 2006. korisnicima isporučili 11,872 PJ
toplinske energije od kojih je oko 75% isporučeno iz javnih toplana. Tehnološki razvoj
plinskih turbina (kao i razvoj opskrbe plinom) bitno je utjecao na smanjenje specifičnih
investicija i podizanje energetske učinkovitosti jedinica za suproizvodnju toplinske i
električne energije. Postignutim energijskim uštedama izgradnjom kogeneracija zbog
višeg stupnja djelovanja takvih rješenja u odnosu na odvojenu proizvodnju toplinske
energije u parnim kotlovima i električne u kondenzacijskim elektranama smanjuje se
energijska ovisnost, doprinosi ublažavanju klimatskih promjena i podiže sigurnost
opskrbe. Hrvatska industrija ima dobre uvjete za primjenu ovakvih rješenja, no unatoč
tome nema interesa za izgradnju malih kogeneracijskih industrijskih postrojenja. U
ovom poglavlju dat će se kratka analiza proračuna cijene električne energije za
postrojenja koja iz nekogenerativnog ustroja prelaze na kogenerativni i analiza
proračuna za kogeneraciju velikih dimenzija.
S obzirom da toplinska i električna energija eksergetski nisu jednako vrijedne i da se
zbog formiranja odvojenih cijena električne i toplinske energije ukupni troškovi
zajedničke proizvodnje moraju raspodijeliti na svaki proizvod posebno, razvijen je niz
metoda koje različito vrednuju dobivene proizvode, a ovisno o veličini i vrsti postrojenja,
imaju svoje prednosti i nedostatke. Tržište topline u pravom smislu riječi ne postoji.
Kako bi se utvrdila jedinična cijena proizvodnje električne energije, toplinskoj energiji će
se atribuirati određena vrijednost koja će biti oduzeta od ukupnih troškova proizvodnje, i
to prema sljedećim pristupima:
- za mala i srednja kogeneriranja pogodan je pristup proizvodnih troškova,
odnosno vrednovanje proizvedene topline se provodi na osnovu izbjegnutog troška
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
27
proizvodnje izdvojeno od toplinske energije. Ovom metodom dobiva se vrijednost
topline od oko 1,1 c€/kWh, što odgovara izbjegnutom trošku pri proizvodnji s jednim
jednostavnim kotlom učinka od 90% na BTZ-gorivo;
- za kogeneracije velikih dimenzija pogodan je pristup komercijalne vrijednosti,
odnosno vrednovanje topline se provodi na osnovi izostale proizvodnje električne
energije. Ovom metodom se dobiva vrijednost od oko 0,65 c€/kWh uz pretpostavljenu
cijenu električne energije od 3,5 c€/kWh.
3.3.1. Cijena električne energije na osnovi izbjegnutog troška proizvodnje topline (pristup proizvodnih troškova)
Ovaj pristup valoriziranja toplinske energije pogodan je za ona postrojenja ili poduzeća
s velikim udjelom troškova toplinske energije. Pogodan je za analizu isplativosti
prelaska postrojenja iz nekogenerativnog ustroja (toplinske i električne potrebe su se
podmirivale odvojeno - pogonom klasične kotlovnice i kupnjom iz vanjske
elektrodistribucijske mreže) u kogenerativni, odnosno za industrijske elektrane.
Godišnji troškovi izvorne konfiguracije (odvojena proizvodnja toplinske i električne
energije) dani su izrazom:
eaeabbttb EcEcPC ⋅+⋅+⋅= β ( 3.3 )
gdje su:
bE - potrošnja primarne energije,
eac - srednja jedinična nabavna cijena električne energije,
eaE - unutarnje potrebe za električnom energijom,
βt - anuitet kapitala i troškova osoblja te održavanja po korisnoj jedinici toplinske snage,
tP - tražena korisna toplinska snaga.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
28
Zbog jednostavnosti proračuna pretpostavit će se da je toplinsko postrojenje već
potpuno amortizirano i da su troškovi osoblja i održavanja zanemarivi (βt = 0).
Jednadžba (3.3) može se pisati:
eaeabbb EcEcC ⋅+⋅= ( 3.4 )
Razmatra li se prelazak sa nekogenerativnog ustroja na kogenerativni, u proračun je
potrebno unijeti vrijeme izgradnje kogenerativnog postrojenja od T godina i tehničko-
gospodarski životni vijek od n godina. Dok postrojenje nije pušteno u pogon, uz redovne
troškove za toplinsku i električnu energiju imamo i investicijske troškove novog
postrojenja. Prema formuli (2.1) slijedi:
- investicijski troškovi:
( )∑=
+⋅=T
t
ttt aCC
01 ( 3.5 )
gdje je Ct investicija u godini t uz pretpostavku da je βt=0;
- investicijski troškovi i održavanje (bez troškova za gorivo):
( )∑= +
⋅=n
tt
IO a
CC1 1
γ sa ( )06,004,0 ÷=γ ( 3.6 )
- troškovi dobave električne energije:
( ) ( )∑∑== +
⋅+⋅−
+
⋅=
n
tt
btbeatean
ttctcu
cu aEcEc
aEc
c11 11
( 3.7 )
gdje su:
Ebt - primarna energija potrošena u godini t, u slučaju kad bi u pogonu ostalo staro postrojenje,
Eeat - energija nabavljena u godini t, u slučaju kad bi u pogonu ostalo staro postrojenje,
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
29
cc - srednja jedinična nabavna cijena goriva korištenog u novom postrojenju
Ect - primarna električna energija potrošena u godini t s novim postrojenjem u pogonu.
Zbroj aktualiziranih godišnjih neto tijekova (VAN) dan je slijedećim izrazom:
( ))(
11cuOt
n
tt
evtev CCCaEp
VAN ++−+
⋅= ∑
=
( 3.8 )
gdje je:
pev - srednja jedinična cijena ustupanja električne energije vanjskim mrežama
Eevt - električna energija ustupljena u godini t
Pretpostavi li se:
Eevt = Eev = konst.
Eeat = Eea = konst.
Ect = Ec = konst.
Ebt = Eb = konst.
izraz (3.8) postaje:
( )( ) ( ) ( )∑ ∑∑
= == +−+
+−−
+++=
n
t
n
ttcctII
n
ttbbeaeaevev a
Eca
CCa
EcEcEpVAN1 11 1
11
11
1 γ ( 3.9 )
Uzme li se kao stopa aktualizacije stopa isplativosti referentne investicije i za izraz (3.9)
da je jednak nuli, dobit će se jedinična cijena ustupanja koja se može poistovjetiti s
troškovima proizvodnje prema kojoj nema razlike ako je električna energija proizvedena
neovisno ili kombinirano:
( )( )
( )δ
δηδδδ
γδ
−⋅−+
⋅⋅⋅
−⋅⋅
+⋅
⋅+
−++⋅
⋅⋅
=1/
111/ ea
e
tb
e
ccIn
nI
ec
EEc
EEc
HPC
aaa
HPCp ( 3.10 )
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
30
gdje je
Ee = Eea + Eev - ukupno proizvedena električna energija u novom postrojenju u svakoj od godina t
pe = ce - cijena ustupanja električne energije koja izjednačuje trošak proizvodnje
P - električna snaga novog postrojenja
H - broj sati rada novog postrojenja
eev EE /=δ - kvota prodane električne energije u odnosu na količinu proizvedene
η - učinak klasične kotlovnice
Et - korisna toplinska energija
3.3.2. Cijena električne energije na osnovi komercijalne vrijednosti topline (pristup komercijalne vrijednosti)
Pristup je pogodan za određivanje troškova kod velikih postrojenja gdje je
proizvodnja usmjerena prema van s električnom energijom kao glavnim proizvodom.
Vrednovanje topline provodi se na osnovi izostale proizvodnje električne energije zbog
proizvodnje toplinske.
Parametri koji sudjeluju u formiranju cijene dani su u tablici Tablica 3.9.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
31
Tablica 3.9 Vrijednosti parametara koji sudjeluju u formiranju cijene
Parametar Opis Korištena vrijednost
PCI / specifični investicijski troškovi (c€/MW) jednadžba (3.13)
P električna snaga (MW) promjenjiva
H broj sati rada godišnje (sati) 6500
n vijek trajanja postrojenja u godinama 20
γ utjecaj godišnjih pogonskih troškova na investicijske troškove 0.04÷0.06
Ee prodana električna energija (GWh)
Et prodana toplinska energija (GWh)
Ec primarna energija (GWh)
a stopa aktualizacije (posto) 10
cc cijena korištenog goriva u kogeneracijskom postrojenju (€/kWh)
1,35 (13,15 €/m3)
η učinak nekombinirane kotlovnice (posto) 90
ηe karakteristični električni učinak (posto) jednadžba (3.12)
cb
trošak nabave primarne energije (€/kWh):
- prema pristupu proizvodnih troškova 22
- prema komercijalnom pristupu 13
Funkcija cijene je slijedeća:
( )( ) e
tb
e
ccIn
nI
e EEc
EEc
HPC
aaa
HPC
pη
γ−
⋅+
⋅+
−++⋅
⋅=/
111/
( 3.11 )
Karakteristični električni učinak9:
Pe log2,39,34 ⋅+=η ( 3.12 )
9 Usporedi (3.2)
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
32
Specifični investicijski troškovi10:
)log(7,1193,1170/ ccI PPC ⋅−= ( 3.13 )
Specifični investicijski troškovi funkcija su od instalirane primarne toplinske snage (MW),
ne električne (kako je slučaj u nekogenerativnih postrojenja). Ovim se vodi računa o
većim investicijskim troškovima kogenerativnih postrojenja ako se postrojenje iste
električne snage usporedi sa nekogenerativnim. Veći troškovi opravdano slijede iz
termodinamičkih zakona, proizvodnja korisne topline determinira pad električne snage
tako da postrojenje u kogeneraciji ima veće dimenzije od postrojenja iste električne
snage koje se bavi isključivo proizvodnjom iste.
Po samoj strukturi proizvodnje logično slijedi da bi trebalo pronaći najadekvatniji omjer u
proizvodnji toplinske i električne energije Et/Ec koji će postojeće postrojenje učiniti
konkurentnim prema klasičnim CC-postrojenjima.
Prema analizi provedenih proračuna za kogeneraciju velikih dimenzija cijene
postaju konkurentne za vrijednosti Et/Ec od 0,15 do 0,20 smjeste li se u taj interval.
3.3.3. Vrijednosti proračuna
Reprezentativne vrijednosti dobivene proračunima dane su u tablici Tablica 3.10.
Tablica 3.10. Cijene proizvodnje kWh u kogenerativnim postrojenjima s kombiniranim ciklusom
Et = 200 GWh Et = 600 GWh Et = 1000 GWh
Et/Ec 0,10 0,20 0,35 0,10 0,20 0,35 0,10 0,20 0,35
Ien 0,542 0,570 0,640 0,609 0,637 0,708 0,640 0,668 0,739
P (MWe) 150 68 34 485 220 112 835 413 194
pe (c€/kWh) 3,845 4,285 4,64 3,215 3,565 3,79 3,01 3,265 3,445
10 Usporedi (3.1)
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
33
3.4. Rekapitulacijska usporedba
Konflikt energije, prostora i okoliša događa se na više nivoa. Uz sve strože
prateće kriterije razvitka elektroenergetskog sustava jedna od teških zadaća je i odabir
lokacije za izgradnju novih postrojenja. Neovisno o smjernicama struke dodatne
poteškoće pri izboru novih lokacija stvara i tzv. NIMBY11 sindrom. U cilju je stoga
zadržati sve postojeće lokacije energetskih objekata kao podlogu za širenje i razvitak
energetskog sustava, zadržati do sada sve istražene i potencijalne lokacije za moguće
nove objekte posebice ukoliko se radi o već devastiranim prostorima i prostorima bez
drugih djelatnosti na kojima bi se izgradnjom objekata saniralo stanje i stvorili uvjeti za
gospodarsku aktivnost.
Za kogeneraciju velikih dimenzija procjena konkurentnosti se kreće u intervalu
0,15 do 0,20 Et/Ec što opet dovodi do pitanja opravdanosti investicije izuzmu li se
lokacijske specifičnosti. Prostori na kojima postoji instaliran toplinski sustav i mreža
potrošača toplinske energije sigurno da će dati prednost ovom ustroju.
Prema proračunima za mala i srednja kogeneriranja, nema financijskog motiva za
rekonfiguraciju postojećih nekogenerativnih postrojenja niti za ulaganja u male
industrijske elektrane. Općenito, ekonomska isplativost postrojenja s kombiniranom
proizvodnjom električne i toplinske energije uvelike ovisi o količini proizvedene toplinske
energije i o načinu njena korištenja (da li za vlastite potrebe ili za prodaju).
Uzmu li se u razmatranje sve prednosti koje utjecaj tih postrojenja ima na energetski
sektor, ekologiju i gospodarstvo, potreba za potporom ovakvoj izgradnji je opravdana i
to u svim onim objektima gdje za to postoje realne tehnološke i ekonomske
pretpostavke. Time bi se dinamiziralo privatno ulaganje u energijski sektor i zajamčila
konkurentnost u odnosu na nekombiniranu proizvodnju električne energije. Direktiva
2004/8/EC i doneseni nacionalni propisi definiraju ta rješenja, uvjete u vezi s izgradnjom
i poticaje, tim više što u energetskom sustavu Republike Hrvatske postoji moćnost
izgradnje većeg broja suproizvodnih jedinica (ukupna električna snaga procjenjuje se na
11 Akronim za «not in my backyard»
oko 60
konden
T
c
Cijena
Cijena
Trošak
Ukupn
U tablic
repowe
niti one
pojavlju
cijene
je osje
dozvola
lokacijs
Slik
0MW) koje
nzacijskoj t
Tablica 3.11 S
c€/kWh
a postrojenj
a goriva
k O&M
no
ci Tablica 3
ering-a i po
e po sebi
uje u samo
energenta
etljivije na
a za gradn
skih razlog
a 3.3.Uspored
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
C
Alfredo Višk
e po cijeni
termoelekt
Struktura cij
CC
ja 0,69
2,45
0,13
3.11 dan je
ostrojenja
ne daju p
oj struktur
, no istovre
ukupno vr
nju. Predno
ga.
dba troškova
CC 600MW
ović: Uspored
proizvede
trani na pri
ene kWh pro
C 600MW
5 21%
5 75%
5 4%
3,2
e pregled s
na ugljen.
prednost n
i cijene. T
emeno je
rijeme traja
ost plina p
a proizvodnje
Repowering 400
MW
dba troškova p
ne električ
rodni plin.
oizvedenog u
Rep
% 0,
% 2
% 0,
strukture ci
Dobivene
niti jednoj o
ako je pos
ugljen eko
anja rada
red ugljen
e konvenciona
(c€/kWh
Ugljen 600MW
proizvodnje el
čne energije
TE prema re
powering 4
495
,50
195
3,2
ijena dobiv
su slične
od triju teh
strojenje n
ološki nepri
i izraženij
om stoga
alnih tehnolo
)
Kogeneracija
lektrične ener
e mogu ko
eferentnom sc
400 MW
15%
79%
6%
venih anali
vrijednost
hnologija.
a ugljen in
ihvatljiviji e
ja je probl
može biti d
ogija prema r
a
(Et/
Tro
Cije
Cije
rgije
onkurirati s
cenariju (c€/k
Ugljen 6
1,68
1,615
0,305
3,
zom CC-te
i cijene kW
Razlika se
nertnije na
energent, p
lematika p
dana radi
referentnom s
/Ec=0,35; Et=1000GW
šak O&M
ena goriva
ena postrojenja
uvremenoj
kWh)
600 MW
47%
45%
8%
6
ehnologija
Wh tako da
e međutim
a promjenu
postrojenje
pribavljanja
ekoloških
scenariju
W)
34
j
,
a
m
u
e
a
i
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
35
Iz svega navedenog, repowering izlazi kao najdominantnija opcija za povećanje i
obnovu elektroenergetskog sustava (Slika 3.3). No, iako najdominantnija, ova opcija ipak
nije dovoljna za pokrivanje manjka kapaciteta i održivi razvoj elektroenergetskog
sustava Republike Hrvatske.
Poštivajući sva pravila energetske struke Hrvatska u zadnjih par godina intenzivno
ulaže u proširenja i nadogradnju kapaciteta na postojećim lokacijama.
1998. u pogon je puštena plinska elektrana (2x26 MW) na lokaciji EL-TO Zagreb, 2003.
kombi-kogeneracijski blok K (200 MWe/150 MWt) u TE-TO Zagreb. Na istoj lokaciji u
završnoj fazi je izgradnja novog kombi kogeneracijskog bloka na prirodni plin (100
MWe, 80 MWt) čiji se početak proizvodnje očekuje početkom 2009. godine.
Do kraja 2011. u pogon bi trebao biti pušten kombi blok na postojećoj lokaciji u TE
Sisak kapaciteta 230 MWe i 50 MWt, a u tijeku su aktivnosti na pripremi visokoučinkovite
kogeneracije TE Slavonija i TE Dalmacija (po 400 MW) s planiranim početkom pogona
krajem 2012. odnosno 2013. godine što bi trebalo biti popraćeno izgradnjom novih
dobavnih pravaca i LNG terminala. Nadalje, obavljaju se i studijski radovi za izgradnju
kondenzacijskog bloka TE Plomin (500 MW) uz korištenje ugljena s predviđenim
početkom proizvodnje krajem 2014.
Ti projekti čine desetgodišnji program izgradnje ukupno 1700 MW novih elektrana, što
predstavlja oko 40 posto današnjih ukupnih kapaciteta.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
36
4. Nekonvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije
Hrvatska je zemlja s dobrim prirodnim potencijalima iskorištavanja obnovljivih izvora
energije i s mogućnošću povećanja njihove uporabe. Oni su domaći izvor energije i kao
takvi su sredstvo poboljšanja sigurnosti opskrbe, povećanja energetske efikasnosti i
neovisnosti i pridonose diversifikaciji proizvodnje. Također nude mogućnost razvoja
domaće proizvodnje energetske opreme i usluga, otvaranje novih radnih mjesta i
ulaganje u ruralna područja, i veoma bitno, neizostavni su dio dugoročnog razvoja
gospodarstva sa smanjenom emisijom ugljikovog dioksida. Izostankom ulaganja u ovaj
sektor Hrvatska će se teško nositi sa obvezama preuzetim Kyotskim protokolom i već
spomenutim regulativama unutar EU.
U elektroenergetskom sustavu Republike Hrvatske obnovljivi izvori sudjeluju sa preko
50% kapaciteta. Daljnje predviđeno povećanje (prema Strategiji energetskog razvitka)
dano je u tablici Tablica 4.1.
Tablica 4.1. Predviđeno povećanje kapaciteta iz obnovljivih izvora
Vrsta izvora Projekcija do 2020. Projekcija do
2030.
Instalirana električna snaga(MW)
sunčeve elektrane 45 250
vjetroelektrane 1200 2000
elektrane na biomasu 140 420
male hidroelektrane 100 140
TE na komunalni otpad 40 60
geotermalne elektrane 20 30
Ukupno 1545 2900
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
37
Prema ovom scenariju, udio OIE do 2020., uključujući velike hidroelektrane iznosit će
35% (10,7 TWh proizvedene električne energije) od kojih novi obnovljivi izvori u
proizvodnji sudjeluju sa oko 4TWh, odnosno 13%.
Proračunan cijene proizvedenog kWh za tehnologije nekonvencionalne proizvodnje
može se provesti na dvije skupine tehnologija: gorivne i negorivne.
4.1. Negorivni obnovljivi izvori
Glavni parametri o kojima ovisi aktualizirani trošak kWh proizveden ovim
izvorima su cijena postrojenja, prosječni godišnji broj sati rada i investicijski trošak po
jedinici snage. Izraz (2.1) odnosno (2.3) se može pisati kao:
Hco
HI
c ansp +⋅
= /α ( 4.1)
Od dosadašnjih poteškoća koje u proračunima stvaraju parametri koje je teško
predvidjeti i procijeniti (cijena goriva kod konvencionalnih tehnologija) nisu oslobođene
niti ove tehnologije. Godišnji broj sati rada, točnije srednja produktivnost postrojenja
(ekvivalentni broj sati rada tijekom godine) ovisi o prirodnim uvjetima koji variraju iz
godine u godinu i, kao i troškovi postrojenja, od lokacije do lokacije.
Za proračun cijene kWh uzeta je stopa aktualizacije od 10%, za analizu osjetljivosti
stope od 8% i 12% (za optimistički pesimistički scenarij), za cijenu postrojenja uzeti su
podaci postrojenja izgrađenih tijekom posljednje dvije godine. Za životni vijek
postrojenja uzeta je vrijednost 20 godina (za hidroelektrane 30 godina za
elektrostrojarsku opremu, odnosno 60 godina za građevinske objekte).
Cijene su temeljito analizirane, procijenjena je osjetljivost cijene kWh na promjene tri
glavna parametra – Isp, H i co te se odredio interval za svaku pojedinu tehnologiju12.
12 vrijednosti cijene kWh u potpunosti su preuzete iz «Ekonomija i politika proizvodnje električne energije – razlozi i kriteriji javne potpore obnovljivim izvorima energije i Protokol iz Kyota», Luigi De PAoli, Alfredo Višković
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
38
4.1.1. Proizvodnja električne energije u vjetroelektranama
Vjetroelektrane su najvažniji obnovljivi izvor energije za proizvodnju električne
energije u Hrvatskoj (ne računajući potencijal postojećih velikih hidroelektrana). Kao
ekološki prihvatljiv i raspoloživ domaći resurs nedovoljno je iskorišten.
Tehnički se kopneni potencijal VE u Hrvatskoj procjenjuje na oko 10 TWh električne
energije godišnje (ekvivalent 54,5 GW instalirane snage za 2200 sati rada godišnje),
morski na oko 12 TWh godišnje. Ekonomski potencijal u priobalju na oko 0,36-0,79
TWh godišnje (s jedinicama 250-750 kW), ekonomski morski potencijal i do 5 TWh
godišnje.
Preuzetom Direktivom o obnovljivim izvorima energije (2001/77/EC) Hrvatska se
obvezala za izgradnju 300-400 MW u obnovljivim izvorima (4,5% uključeno).
Strategijom13 se do 2020. godine predviđa 1200 MW instaliranih kapaciteta. Procjena je
da će se do 2010. većina izgrađenih kapaciteta odnositi upravo na vjetroelektrane.
Relativno nizak proizvodni trošak (predviđa se da će se kretati prosječno oko 7,5
c€/kWh) ako se usporedi sa ostalim nekonvencionalnim tehnologijama proizvodnje,
jednostavnost instalacije, visina ukupne investicije i brzina puštanja u pogon te
zakonodavni okvir kojim se jamči otkupna cijena i otkup dijela proizvedene energije
doveli su do velikog zanimanja investitora. Trenutno HEP ugovorom jamči otkup
električne energije po 90% prodajne cijene na 15 godina. U tijeku je rješavanje
problema visokih troškovi i dugačkog vremena do ishodovanja dozvole za gradnju.
Danas je u elektroenergetskom sustavu instalirano ukupno 11,21 MW iz
vjetroelektrana: VE Ravna 1 sa 5,95 kW (sa prosječnom godišnjom proizvodnjom 13-15
GWh) i VE Trtar- Krtolin snage 11,2 MW (30 GWh). U izgradnji je VE Jesenice ukupne
snage 52 MW (40×1,3 MW), za VE Ponikve (17×2 MW) u fazi je ishodovanja lokacijske
dozvole, dok su najavljeni projekti VE u općinama Slano i Vrlika, na Ćićariji i Vrataruši.
Za procjenu proizvodnih troškova uzeti su investicijski troškovi od 100 do 250 c€/kW i
ekvivalentno vrijeme trajanja proizvodnje pri nazivnoj snazi od 2000 do 2300 sati. Za
brzinu vjetra uzete su vrijednosti od 5 do 6,5 m/s. Pogonski troškovi održavanja iznose
13 Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
39
od 2 do 3,5 posto od ukupnih investicijskih troškova. Na temelju ovih referentnih uvjeta
izračunata cijena proizvedene energije iznosi od 5,25 do 10,50 c€/kWh, odnosno
prosječno 7,5 c€/kWh.
4.1.2. Proizvodnja električne energije u malim hidroelektranama
Od tri spomenuta elementa koja najviše utječu na proizvodnu cijenu kWh, kod
hidroelektrana je promjenjivost investicijskih troškova najnaglašenija i mijenja se od
lokacije do lokacije. Za investiciju od 1500-2500 €/kW s periodom amortizacije od 60
godina za 53 posto (građevinski objekti) i 30 godina za elektrostrojarsku opremu te
prosječan broj radnih sati godišnje od 3700 dobiveni su troškovi proizvodnje od 4,25 do
10,00 c€/kWh (6,75 c€/kWh). Operativni troškovi čine oko 2-3 posto od cijene
investicije. Rasponi ušteda, ovisno od lokacije do lokacije su veliki, isto kao i znatna
prekoračenja gornje granice od 10,00 c€/kWh. Viša cijena može se opravdati
višedimenzionalnim prednostima HE u energetskom sustavu, posebice ukoliko se radi o
mogućnosti izgradnje mHE u rubnim područjima elektrodistribucijske mreže.
Tehnički iskoristivi vodni potencijal u RH procijenjen je na 12,45 TWh/god. Od
tog potencijala u hidroelektranama se trenutno koristi 6,13 TWh/god ili 49,2% od kojih
oko 1 TWh/god otpada na potencijal malih vodotokova.
Razvojnim scenarijem Hrvatskog elektroenergetskog sustava ukupna
proizvodnja iz mHE procjenjuje se na oko 270 GWh do 2020. godine, odnosno 430
GWh do 2030 godine, što iznosi 2% do 7% od ukupne predviđene proizvodnje za
navedene godine.
Od većih kapaciteta, u završnoj fazi je izgradnja HE Lešće (42 MW), čije
stavljanje u pogon planira 2009. godine. U tijeku su i radovi na HE Peruća, Zakučac i
Senj te izrada dokumentacije za složeni hidroenergetski sustav Kosinj i HE Senj 2.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
40
4.1.3. Mogućnost proizvodnje u velikim hidroelektranama
Raspoloživa snaga velikih hidroelektrana u EES-u Republike Hrvatske čini 52%
ukupnih proizvodnih kapaciteta sa 2056,26 MW14, odnosno oko 42% u
elektroenergetskoj bilanci sa proizvedenih 6070 GWh.
Za proračun troškova kao referentna osnova se uzima već postojeći hidroenergetski
park (pretpostavlja se da su svi veći tokovi iskorišteni) tako da se trošak proizvodnje
procjenjuje troškom eksploatacije postrojenja, bez investicijskih troškova (pretpostavlja
se da su kapaciteti iskorišteni). Troškovi su prema tome isključivo operativni. Na temelju
iskustava iz prakse, prosječna cijena proizvodnje u velikim hidroelektranama ima
sljedeću strukturu: osoblje postrojenja oko 1 c€/kWh, usluge trećih oko 0,25 c€/kWh,
razna davanja oko 0,25 c€/kWh što daje konačnu cijenu od oko 1,5 c€/kWh.
4.1.4. Proizvodnja električne energije u solarnim kolektorima
U EES-u Republike Hrvatske prema podacima iz 2006. instalirani kapacitet
sunčevih elektrana je 0,04996 MW koje su tijekom iste godine u mrežu predale 0,049
GWh električne energije. Tehnički potencijal sunčeve energije je mnogostruko veći od
ukupne energetske potrošnje finalne toplinske i električne energije u Hrvatskoj.
Procjenjuje se da bi uz iskorištavanje nešto manje od 0,4% tehničkog potencijala
kopnenog dijela Hrvatske , ekonomski potencijal proizvodnje solarne električne energije
iz fotonaponskih sustava i solarnih termičkih elektrana iznosio oko 0,3 TWh godišnje što
odgovara snazi od oko 200 MWe.
Znatna zapreka korištenju sunčeve energije u proizvodnji električne i njenoj
afirmaciji je proizvodna cijena kWh. Ona se procjenjuje na oko 55 c€/kWh pri čemu je
vrlo osjetljiva na parametre koji ju formiraju. To su prije svega osunčanost, cijena
modula i instalacije, troškovi održavanja i rabat.
U proračunu cijene kWh korišteni su sljedeće vrijednosti parametara: predviđeni
vijek trajanja od 20 godina, stopa rabata 10 posto, osunčanost 1600 – 1700 kWh/m2
14 Energija u Hrvatskoj – Godišnji energerski pregled 2006
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
41
godišnje15, cijena modula16 između 3500 i 4500 €/kW. Na indirektne troškove otpada
25 posto ukupne vrijednosti investicije, za učinak konverzije uzet je η od 11 posto, a za
troškove održavanja vrijednost od 500 €/m2 godišnje. Uz te pretpostavke, prema
proračunu danom u drugom poglavlju (izraz (2.1)), ukupna cijena proizvodnje varira od
50 do 62,5 c€/kWh. Vrijednost od 55 c€/kWh uzeta je za referentnu.
Veliki potencijal koji Hrvatska ima u korištenju solarne energije prvenstveno bi se
trebao koristiti za NT toplinske potrebe i tako supstituirati konvencionalne tehnologije
koje se u velikom postotku koriste za grijanja. Iako tijekom posljednjih deset godina
cijena modula konstantno i znatno pada, bez poticaja i subvencija nerealno je očekivati
ulaganja u ove tehnologije, a opet bi u najmanju ruku bilo nerazumno u današnjoj
situaciji u kojoj se Hrvatsko gospodarstvo nalazi takve subvencije za proizvodnju
električne energije i donijeti.
4.1.5. Proizvodnja električne energije u geotermalnim elektranama
Ukupni geotermalni energetski potencijal otkrivenih ležišta u Hrvatskoj se procjenjuje na
840 MWt i 48 MWe od kojih moguća snaga termoelektrana već razrađenih bušotina
iznosi 11 MWe.
Parametri korišteni u proračunu cijene kWh i struktura troškova dani su u tablici Tablica
4.2.
15 Godišnji prosjek dozračene energije kontinentalnog dijela Hrvatske procjenjuje se na oko 1250-1540 kWh/m2, sjevernog Jadrana na 1540-1680 kWh/m2 i južnog Jadrana na oko 1825-1890 kWh/m2 16 uzeta iz međunarodne literature
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
42
Tablica 4.2. Parametri korišteni u proračunu cijene kWh u geotermalnim elektranama
Parametar Vrijednost
stopa aktualizacije 10 posto
vijek trajanja postrojenja 10-15 godina
pogonski troškovi (uključujući održavanje, usluge trećih i ostale operativne troškove) 1,25 c€/kWh
troškovi kultiviranja nalazišta:
- prosječni troškovi centrale 1050 €/kW
- prosječni troškovi mreže za dovod pare 3000 €/kW
- prosječni troškovi bušenja 2350 €/kW*
* smatra se da je u narednih nekoliko godina moguće ostvariti pad cijene bušenja na oko 1500 €/kW instalirane
snage
Održavanje proizvodnog parka u funkciji prilično je skupo. Uzrok kratkom vijeku trajanja
postrojenja je jaka korozija dijelova izloženih protoku pare koja sadrži agresivne
spojeve.
Proračun troškova prema navedenim vrijednostima parametara daje cjenovni raspon od
6 do 10,5 c€/kWh. Referentna vrijednost procijenjena je na 7,25 c€/kWh.
Očekuje se da će nova tehnološka rješenja u postupku kultiviranja nalazišta (čija se upotreba očekuje kroz nekoliko godina i koja su u ispitivanju) troškove smanjiti za oko 0,5-1 c€/kWh. U pripremi su višenamjenski projekti proizvodnje električne energije iskorištavanjem
geotermalne energije na bušotinama Lunjkovec-Kutnjak i Velika Ciglena. Temeljni ciljevi
iskorištavanja geotermalne energije za proizvodnju električne kreću se upravo k razvoju
gospodarskih zona u kojima je termoelektrana sa svojom poticajnom cijenom električne
energije u stanju ponuditi gospodarskim subjektima u zoni povoljnu cijenu otpadne
toplinske energije privlačeći tako potencijalne investitore.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
43
4.2. Proizvodnja električne energije uporabom gorivnih izvora
Proračun cijene aktualiziranog kWh također se provodi prema izrazu (2.1),
odnosno (2.3). Za potrebe proračuna tehnologija «obnovljivih» izvora on postaje:
cckHco
HI
c sansp ⋅++
⋅= /α
( 4.2 )
Za razliku od negorivnih izvora koja nemaju stavku goriva, ovdje je prisutna. Radi se
prvenstveno o biomasi, a zatim o gorivima koja nastaju iz komunalnog ili industrijskog
otpada i kao takvi se ne mogu smatrati robom koja se na tržištu može razmjenjivati u
velikim količinama, pa se je teško uzeti jednu aproksimativnu vrijednost cijene goriva na
koju se moguće pouzdano osloniti u proračunima.
Ukoliko se radi o gorivima koja su ishod neke druge aktivnosti i nemaju neku drugu
alternativnu primjenu, onda treći dio izraza (4.2) poprima negativnu vrijednost ili
vrijednost nula. Ukoliko se proizvođač može riješiti «neiskoristivog» nusprodukta
proizvodnje bez troškova transporta i odlaganja ona poprimaju vrijednost nula, dok u
protivnom, ukoliko proizvođač u procesu zbrinjavanja ima troškove, takvo «gorivo»
poprima negativnu vrijednost. Jaki poticaji u proizvodnji električne energije iz ovih izvora
na tržištu bi mogli dovesti do pada negativne vrijednosti otpada, pa čak otpadu dati i
pozitivnu vrijednost; proračun cijene kWh iz obnovljivih goriva tako ovisi i o
subvencioniranju proizvodnje. Izostanak poticaja i subvencija od strane javnih tijela je
pretpostavka po kojoj su provedeni daljnji proračuni.
4.2.1. Proizvodnja električne energije iz biomase
EU je putem cilja da udio obnovljivih izvora energije u ukupnoj energetskoj
potrošnji u 2020. godini bude 20% dala snažan poticaj i za jaču primjenu biomase.
Potencijali Hrvatske i prednosti korištenja biomase su velike. Osim prednosti zajedničkih
za sve nekonvencionalne tehnologije (od ublažavanu emisije stakleničkih plinova,
smanjenja ovisnosti o uvozu fosilnih goriva, povećanju sigurnosti energetske opskrbe,
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
44
diversifikacije proizvodnje…), za upotrebu biomase vežu se brojne socijalno-ekonomske
prednosti. Razvoj tehnologije i industrije za uporabu iste doprinosi rastu broja novih
radnih mjesta, razvoju konkurentnosti i regionalnom i ruralnom razvoju. Neke procjene
do 2015. godine govore o oko 5000 izravnih, odnosno čak 60 000 neizravnih radnih
mjesta.
Obzirom na visoku energetsku učinkovitost suproizvodnje peleta, električne
energije i topline pretpostavljena je visoka zastupljenost takvog tehničkog rješenja u
korištenju biomase. Potencijal godišnje proizvodnje iznosi oko 1.24 TWh električne
energije iz biomase, 24.3 PJ toplinske energije i proizvoda (peleti, briketi) ukupne
energetske vrijednosti 35.2 PJ.
Pretpostavljeni parametri za procjenu cijene kWh iz BIO-TE su sljedeći:
- pretpostavljeni investicijski troškovi od 1750 do 2500 €/kW uz amortizacijski rok
od 20 godina i dinamiku rada 5000 do 6000 sati godišnje,
- operativni troškovi promjenjivi i variraju od 3,5 – 5 posto od ukupnih investicijskih
troškova (nužna nazočnost kvalificiranog osoblja 24h),
- pretpostavljen je niži konverzijski učinak postrojenja od 27-30 posto (u novim
postrojenjima taj učinak se kreće oko 32-33 posto),
- za gorivo17 je uzeta biomasa kalorične vrijednosti 3500 kcal/kg cijene 5 c€/kg
(uključeni troškovi prijevoza od oko 0,75 c€/kg i naknada poljoprivrednika)
Uz navedene pretpostavke, raspon troškova proizvodnje je od 7,5 do 13,25
c€/kWh, a referentna vrijednost 9,5 c€ za 5500 ekvivalentnih sati rada godišnje.
Razvojem tehnologije, primjena biomase u energetske svrhe dobivat će
konkurenciju u novim mogućnostima prerade i primjene drvne mase. Očekuje se da će
se uz postojeće mjere, u elektroenergetskom sustavu Republike Hrvatske do 2020.
godine ostvariti ukupna snaga u distribuiranim elektranama na biomasu od 140MW, a
420MW zaključno sa 2030. Valja poticati da one budu sa spojnim procesom proizvodnje
električne energije i topline.
17 omjer cijene i kalorične vrijednosti se kreće oko ovog iznosa, jeftinija goriva imaju i znatno nižu kaloričnu vrijednost
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
45
5. Vanjski troškovi proizvodnje električne energije i naknade za emisije
5.1. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije
Razvoj energetskog sustava mora pratiti i svijest o problematici zaštite okoliša
povezane s energetikom. Ona mora biti održiva lokalno, regionalno i globalno da bi se
postigao održivi razvoj. Hrvatska se pridružila nastojanjima EU-e da usmjerava svoje
gospodarstvo prema strukturi koja će smanjiti emisiju stakleničkih plinova i to
instrumentima kojih je pregled dan tablicom Tablica 5.1. U zadnjih petnaestak godina
jedan od glavnih smjerova istraživanja u okviru komparativne analize različitih
tehnologija za proizvodnju električne energije je proučavanje utjecaja na okoliš i ljudsko
zdravlje i tomu pridruženih vanjskih troškova generiranja električne energije. Stoga se
kao dodatna komponenata pri odlučivanju o budućim energentima (i procijeni troškova
onih u eksploataciji) pojavljuju i ovi troškovi proizvodnje električne energije.
Utjecaje koje energetika ima na okoliš i ljudsko zdravlje se može klasificirati na one
na lokalnoj, regionalnoj i globalnoj razini.
Procjene vanjskih troškova, točnije, procjene vrijednosti lokalnih i regionalnih efekata
koje će se koristiti u daljnjim proračunima preuzete su iz studije ExternE, dok je za
globalnu razinu cijena kWh prema tehnologiji proizvodnje dodatno opterećena prema
emisiji CO2 u fazi proizvodnje.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
46
Tablica 5.1 Utjecaji energetike na okoliš
Razina Utjecaj Instrument
Globalno Klimatske promjene Provedba obveza UNFCCC18, Kyotskog protokola i budućih obveza post-Kyotskog razdoblja
Regionalno Eutrofikacija
Zakiseljavanje
Štete zbog prizemnog ozona
Provedba obveza CLRTAP-a i protokola uz Konvenciju,
Direktiva EU o nacionalnim gornjim dozvoljenim granicama emisija (2001/81/EC),
ESPO Konvencija
Lokalno Utjecaj na kakvoću zraka, vode i tla
Buka
Zauzeće prostora
Utjecaj na krajobraz
Biološka raznolikost
Propisi o zahtjevima na kvalitetu proizvoda i uređaja, graničnim vrijednostima emisija, tehnikama za smanjenje emisije i o kakvoći okoliša
Propisi o energetskoj učinkovitosti i obnovljivim izvorima energije
Strateška procjena utjecaja na okoliš/Procjena utjecaja na okoliš
Objedinjeni uvjeti zaštite okoliša («okolišna dozvola»)
Dokumenti prostornog uređenja
Zakon o zaštiti prirode i njegovi provedbeni propisi
5.1.1. Metodologija ExternE
Podaci koji se danas smatraju najmjerodavnijima u procijeni vanjskih troškova plod
su rada programa ExternE kao rezultat akcije koja je potaknuta od strane 15 država
članica EU (u početku uz suradnju sa US Department of Energy), a traje od 1992.
godine. Riječ je o najsustavnijem i najpotpunijem istraživanju koje je na tom području
provedeno.19 U ovoj činjenici se nalazi i opravdanje za njihovo korištenje u
usmjeravanju energetsko-ekoloških politika. No, svakako ih ne treba uzimati doslovno
jer su, kao i svake druge procijene povezani sa određenim stupnjem nesigurnosti.
Rezultati se pojedinačno odnose na specifični, strogo lokalizirani utjecaj na nekom
jasno određenom mjestu. Povećanjem broja aplikacija na neku određenu tehnologiju
18 Okvirna konvencija UN-a o promjeni klime 19 Metodologiju je potvrdila i Europska komisija
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
47
sužuje se područje mogućih procjena pa se time i povećava stupanj pouzdanosti i
mogućnosti primjene rezultata i na druge slučajeve.
Metodologija ExternE zamišljena je interdisciplinarno. Obuhvaća sve glavne
tehničke karakteristike promatranog postrojenja i lokalizira njihov utjecaj, identificira
onečišćivače i prati njihovo kretanje te prema tim podacima identificira i kvantificira
količine onečišćenja koje emitira postrojenje a koje u većoj mjeri dovode do štete na
receptorima (zdravlje ljudi, poljoprivredna proizvodnja, flora i fauna, građevine i
spomenici…). Zatim se procjenjuju odnosi onečišćenja i očekivanog utjecaja u fizikalnim
veličinama (kroz statističko epidemiološko i/ili toksikološko promatranje) te se
naposljetku, kroz razne ekonomske i ekonometrijske tehnike ocjenjuje se spremnost na
plaćanje kod građana potrošača kako bi izbjegli neočekivanu štetu ili rizik, ili obratno,
spremnost na primanje naknade za pretrpljene negativne utjecaje.
Kako se studija ExternE usredotočila ponajprije na štete izazvane emisijama štetnih
tvari koje imaju lokalni utjecaj, na lokalnoj i regionalnoj razini se može uzeti s razumnom
dozom sigurnosti. Podaci koji su dani tablicom Tablica 5.3 odnose se na postrojenja na
europskom teritoriju a pojedine vrijednosti (posebice kod hidroelektrana) su prilagođene
strogo ciljanim regionalnim karakteristikama.
Nasuprot tome, procjena štete vezane uz emisije stakleničkih plinova mnogo je
nesigurnija, tim više jer ni među znanstvenicima nema suglasja oko povezanosti tih
plinova sa globalnim klimatskim promjenama. Iz tog razloga, ali prvenstveno i zbog
činjenice da je na nivou svjetskog gospodarstva odavno započela borba za smanjenjem
emisija stakleničkih plinova, dodatno će se obraditi njihov utjecaj na formiranje vanjskog
troška cijene kWh.
5.1.2. Emisije CO2
U procjeni emisija stakleničkih plinova ovdje će u obzir biti uzeta samo faza
tehnološkog ciklusa proizvodnje električne energije. Zanemarivanjem emisija ostvarenih
u ostalim tehnoloških fazama ne gubi se vjerodostojnost proračuna. CO2 je
najzastupljeniji staklenički plin na području elektroenergetike, pa se često i sve ostale
emisije na neki način nastoje svesti na njegov ekvivalent. Za svaku tehnologiju
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
48
pojedinačno moguće je dati neke opće podatke o prosječnoj emisiji stakleničkih plinova
(u gramima) po proizvedenom kWh. Nakon usvajanja emisijskih vrijednosti, proračun
vanjskog troška ovisi direktno o količini emitiranih jedinica. Kako je mnogo čimbenika
koji utječu na emisiju (od kvalitete goriva, ložišta, načina izgaranja, sustava za zaštitu
okoliša, starosti postrojenja…), vrijednosti dane tablicom Tablica 5.2 bit će popraćene
komentarom.
Tablica 5.2 "Reprezentativni" koeficijenti emisija ekvivalentnih emisiji CO2
Tip postrojenja i izvor grama/kWh
Postrojenja namijenjena isključivo proizvodnji električne energije:
- konvencionalno s gorivim uljem 700
- konvencionalno na ugljen 940
- konvencionalno na zemni plin 480
- s kombiniranim ciklusom na zemni plin 350-360
Hidroelektrana 0
Vjetroelektrana 0
Solarna elektrana 0
Geotermalna elektrana 440
Elektrana na biomasu 0
Kogenerativna postrojenja:
- zemni plin (CC) 190-325*
* Dani interval emisije odnosi se na raspodjelu koristi prema eksergetskom kriteriju ili prema kriteriju raspodjele
ostvarene koristi
Za klasične termoelektrane koeficijenti emisija uzeti su prema prosječnim emisijama
energetskog parka na nivou EU dok je kod postrojenja s kombiniranim ciklusom uzeta
emisija prema referentnom novom postrojenju neto učinka 54-56%.
Za proračun vanjskih troškova kogeneriranja u tablici je dan interval od 190 do 325
gCO2/kWh. Prema eksergetskom kriteriju vrijednosti dobivene toplinske i električne
energije vrednuju se prema eksergetskoj vrijednosti dobivenih «dobara». To je jedan od
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
49
tri kriterija predložen od ExternE po kojima se dijeli ukupni vanjski trošak. Ostala dva
kriterija su energetski kriterij i kriterij na temelju ustupanja. Eksergetski kriterij i kriterij
ustupanja daju podjednake rezultate: kao eksergetski vrjednijoj, električnoj energiji se
pripisuje oko 80 posto ukupnog vanjskog troška (emisija), dok joj energetski kriterij
pripisuje 60 posto.
Druga korištena metoda je prema preraspodjeli ostvarene koristi i dana je kao
alternativa metodologiji ExternE. Uz to što se ovom metodom obuhvaćaju svi ekološki
troškovi kogeneriranja (kao i kod prije spomenute tri) amortiziraju se i neracionalni
iznosi koje je prema eksergetskom kriteriju moguće dobiti. Naime, ova metodologija
pretpostavlja sljedeće: izračun ukupnih vanjskih troškova proizvodnje prema
karakteristikama kogenerativnog postrojenja te definiranje alternativnog rješenja za
proizvodnju iste količine toplinske i električne energije te izračun odgovarajućih vanjskih
troškova za pojedine tehnologije (ukoliko se radi o odvojenim proizvodnjama) ili ukupni
vanjski trošak (ukoliko se radi o kogeneraciji drugih karakteristika). Razlika ova dva
troška pokazat će ili vanjsku ekološku dobit ili trošak za promatrano kogenerativno
postrojenje koju je potrebno podijeliti na proizvodnju električne i toplinske energije čime
se definiraju odgovarajući udjeli u ostvarivanju te dobiti (ili troška). Na ovaj način se ne
može dogoditi da, ukoliko se ostvari dobit, proizvodnja električne energije ili toplinske iz
kogenerativnog postrojenja ima viši vanjski trošak od alternativnog postrojenja radi
neracionalne raspodijele vanjskog troška (vrijedi i obratno).
Kod geotermalnih elektrana procjena emisija povezuje se sa većom nesigurnošću nego
je to slučaj kod ostalih. Razlog je u lokalnim specifičnostima primjene tehnologije te
velika promjenjivost karakteristika pojedinih ležišta energenata.
Za procjenu vanjskog troška uslijed emisija uzeta je vrijednosti od 30 € po toni
emitiranog ekvivalenta CO2 što predstavlja aritmetičku sredinu dvaju ekstrema tzv.
illustrative restricted range predloženog od strane IPCC-a20.
Pregled ukupnih vanjskih troškova dan je tablicom Tablica 5.3.
20 Intergovernmental Panel on Climate Change
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
50
Tablica 5.3. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije
Tip postrojenja i gorivo Lokalni i regionalni efekti (c€/kWh)
(Prema ExternE)
Globalni efekti (c€/kWh)
(na osnovu 30€/tCO2e)
Ukupni vanjski troškovi (c€/kWh)
Postojeće TE:
- na zemni plin (PT) 0,75 1,45 2,2
- naftni derivati (PT) 2 2,1 4,1
- ugljen (PT) 2,5 2,8 5,3
Repowering 4,65
Nove TE:
- s CC na zemni plin 0,55 1,1 1,65
- na ugljen (PT) 1,65
Kogeneracija (CC na plin):
- preraspodjela troškova 0,5 1,1 1,6
- preraspodjela ostvarene koristi
0,05-0,5 0,55-0,1 0,6-1,5
Velika hidroelektrana 0,35 0 0,35
Mala hidroelektrana 0,25 0 0,25
Vjetroelektrana 0,15 0 0,15
Solarna elektrana 0,15 0 0,15
Biomasa (PT) 1,15 0 1,15
Geotermalna elektrana 0,15 1,3 1,45
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
51
5.2. Naknade za emisije
Smatram da je vrijedno spomenuti ove troškove jer će u skoroj budućnosti
svakako utjecati na mnoge odluke oko razvitka energetskog sustava. Dat će se samo
kratak osvtr ne ulazeći u dublje analize.
Nastojanja za smanjenjem emisija stakleničkih plinova odnosno njegova
negativna utjecaja na okoliš dovela su do davanja vrijednosti emisijama, odnosno do
stavljanja cijena na njih.
13. kolovoza 2003, EC je objavila direktivu o trgovanju prava na emisiju stakleničkih
plinova (2003/87/EC) koja definira shemu trgovanja emisijama. Raspodjela fiksne
emisijske kvote izdaje se u formi dozvole svakom operateru čije su djelatnosti regulirane
Direktivom. Kako je cilj smanjiti emisiju CO2, dodijeljene kvote usklađene su sa ciljem
koji je zemlja preuzela Kyoto protokolom. U Hrvatskoj će se sustav trgovanja emisijama
početi primjenjivati 2010 (2012). Plan raspodjele emisijskih kvota (NAP21) obveznicima
će definirati smanjenje emisija za svako pojedinačno postrojenje pa će pitanje emisijskih
kvota za svaku termoelektranu biti predmetom kompromisa između interesa države da
se emisija CO2 svede na nultu razinu i razvojnim planovima elektroenergetskih
poduzeća. Ukoliko je emisija veća od dodijeljene kvote, manjak će se morati kupovati
na tržištu.
Ovi podaci nužno mijenjaju operativne troškove u elektroenergetskom sektoru te
se očekuje da će imati snažan utjecaj na rad postrojenja u eksploataciji kao i na sastav
budućih investicija, tj. na odabir tehnologija.
Ne ulazeći u detaljnije analize, utjecaj naknade za emisije bitno će utjecati na
kratkoročne i dugoročne granične troškove postrojenja pa su mogući razne promjene u
rangu isplativosti pojedinih tehnologija. Kako će se vidjeti u rekapitulacijskoj usporedbi
gornjih troškova (proizvodnih i vanjskih) ne uzimajući ove troškove u obzir, cijena kWh
proizvedena ekološki prihvatljivijom tehnologijom osjetno je viša od one proizvedene
konvencionalnom proizvodnjom. Uzimajući u proračun naknadu za emisije taj se odnos
bitno mijenja. Kako se Hrvatska nalazi u nezavidnoj situaciji prema obvezama
21 tzv. Nacionalni alokacijski plan
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
52
preuzetima Kyoto sporazumom sve navedeno nužno mora voditi ulaganju u energetsku
učinkovitost, obnovljive izvore energije i tehnologije s malom emisijom CO2 jer će u
protivnom, potreba za kupovinom emisijskih jedinica CO2 dodatno opteretiti proizvodne
troškove što će u konačnici imati znatne posljedice na cjelokupno nacionalno
gospodarstvo.
Na slici Slika 5.1. Utjecaj cijene emisija na troškove proizvodnje (€/MWh) prikazan je
utjecaj cijene emisija na proizvodne troškove.
Slika 5.1. Utjecaj cijene emisija na troškove proizvodnje (€/MWh)
0102030405060708090
100
0 20 40 60 80
Pro
izvo
dni t
rošk
ovi e
ur/M
Wh
cijena emisija (eur/tCO2)
TE CC na plin (prema Tablici 3.9)
TE na ugljen (prema Tablici 3.7)
Vjetroelektrane
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
53
6. Rekapitulacijska usporedba troškova
Tablica 6.1. Procjena proizvodnih troškova električne energije
Tip postrojenja i gorivo Donja granica Osnovni referentni trošak Gornja granica
Postojeća postrojenja
Termoelektrane:
- na zemni plin (PT) 3,65
- na gorivo ulje (PT) 2,85
- na ugljen (PT) 2,2
Velike hidroelektrane 1,5
Repowering (400 MW) 3,6
Nova postrojenja
Nove TE:
- s CC na zemni plin (300 MW) 2,25 3,65 5,65
- s CC na zemni plin (600 MW) 2,5 3,3 4,55
- na ugljen (600 MW) 2,8 3,15 5,5
Repowering (400MW) 2,35 3,15 4,0
Kogeneracija (CC na plin):
Et/Ec = 0,35 Et = 1000 GWht 3,4
Et/Ec = 0,35 Et = 600 GWht 3,75
Et/Ec = 0,35 Et = 200 GWht 4,5
Mala hidroelektrana 3,25 6,75 10,0
Vjetroelektrana 5,25 7,5 10,5
Solarna elektrana 50,0 55,0 60,25
Biomasa (PT) 7,5 9,5 13,25
Geotermalna elektrana 6,0 7,25 10,5
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
54
Tablica 6.2. Procjena troškova proizvodnje električne energije (c€/kWh)
Tip postrojenja i gorivo Industrijski troškovi
Vanjski troškovi (c€/kWh)
Ukupni troškovi
(c€/kWh)
Postojeća postrojenja
Termoelektrane:
- na zemni plin (PT) 3,65 2,2 5,85
- na gorivo ulje (PT) 2,85 4,1 6,95
- na ugljen (PT) 2,2 5,3 7,55
Velike hidroelektrane 1,5 0,35 1,85
Nova postrojenja
Nove TE:
- s CC na zemni plin (300 MW) 3,65 1,65 5,25
- s CC na zemni plin (600 MW) 3,3 1,65 4,9
- na ugljen (600 MW) 3,15 1,65 4,85
Repowering (400 MW) 3,6 1,65 5,25
Kogeneracija (CC na plin):
Et/Ec = 0,35 Et = 1000 GWht 3,4 0,6-1,5 4,0-4,9
Et/Ec = 0,35 Et = 600 GWht 3,75 0,6-1,5 4,35-5,75
Et/Ec = 0,35 Et = 200 GWht 4,5 0,6-1,5 5,1-6,0
Mala hidroelektrana 6,75 0,25 7,0
Vjetroelektrana 7,5 0,15 7,65
Solarna elektrana 55,0 0,15 55,15
Biomasa (PT) 9,5 1,15 10,65
Geotermalna elektrana 7,25 1,45 8,7
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
55
Slika 6.1. Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (bez trgovanja emisijama)
Slika 6.2.Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (sa trgovanjem emisijama)
0
2
4
6
8
10
12
Vanjski troškovi (c€/kWh)
Industrijski troškovi (c€/kWh)
0
2
4
6
8
10
12
Trošak emisije (60€/tCO2)
Trošak emisije (23€/tCO2)
Ukupni troškovi prema Tablici 6.2. (c€/kWh)
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
56
7. Zaključak
Procjena vrijednosti proizvodnih troškova, kako je očekivano, vrlo je nesigurna i
daje promjenjive rezultate. Razlog je velika osjetljivost proizvodne cijene kWh na
elemente koji trošak formiraju. Prije svega to su veličina postrojenja, procjena cijene
goriva, faktor iskoristivosti elektrane i stopa aktualizacije.
Prema dobivenim podacima (Tablica 6.2) uvažavajući ekološke, ekonomske i tržišne
zahtjeve rješenje izgradnje kombiniranih postrojenja na već postojećim lokacijama te
velike kogeneracije su opcije koje daju najmanji ukupni trošak kWh i kao takve su dobar
izbor za proširenje elektroenergetskog sustava.
Današnji uvjeti tržišta dovode do mnogih promjena u energetskom sektoru. Dok su
dugoročna investiranja u bazne elektrane i dalje osnova za planiranje razvoja
elektroenergetskog sektora, financijski rizik sudionika liberaliziranog tržišta bez sumnje
čini atraktivnijima ulaganja u fleksibilne tehnologije sa kratkim periodom povrata
investicije, kratkim periodom izgradnje i mogućnosti promjene goriva.
Planiranje razvoja sustava u najvećoj razumnoj mjeri trebalo bi kako slijedi provoditi po
načelima ekonomičnosti uz uvažavanje svih ekoloških zahtjeva. Iako na prvi pogled
cijenom neprimjerene, čiste tehnologije koje maksimalno iskorištavaju domaće resurse i
decentraliziraju proizvodnju vrijedne su ulaganja, tim više što ekologija i zaštita okoliša
imaju sve značajniji utjecaj u planiranju i razvoju. Najznačajniji je svakako shema
trgovanja emisijama što će se posebno odraziti na cijenu fosilnih goriva u budućnosti i
tako nekonvencionalne tehnologije (posebice CO2 free) učinit konkurentnijima prema
onim baznim podižući cijene iz konvencionalnih postrojenja i tako ih približavajući sve
nižim cijenama (razvojem tehnologije) alternativnih izvora (Slika 6.2).
Unatoč emisijskim i tržišnim ograničenjima konvencionalne termoelektrane jesu, i dalje
će biti glavni i nezamjenjiv odgovor na pokrivanje manjka kapaciteta i pitanje održivog
razvoja.
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
57
Popis tablica i slika
Tablica 2.1 Elementi potrebni za procjenu različitih vrsta troškova proizvodnje električne
energije .......................................................................................................................................... 10
Tablica 3.1 Referentne vrijednosti energenata za procjenu troškova proizvodnje električne
energije .......................................................................................................................................... 16
Tablica 3.2 Osnovna pretpostavka i izravni troškovi proizvodnje postrojenja u eksploataciji (u
€/MWh) ......................................................................................................................................... 18
Tablica 3.3 Parametri korišteni u proračunu očekivane cijene kWh u CC-postrojenjima ............ 21
Tablica 3.4 Proizvodni troškovi CC-postrojenja ovisno o veličini (izraženo u €/MWh) ............. 22
Tablica 3.5 Korišteni parametri i očekivana cijena kWh provedbom postupka repowering s TG
na postojećim TV-postrojenjima................................................................................................... 23
Tablica 3.6 Jedinična referentna cijena termoelektrana na ugljen i s kombiniranim ciklusom .... 24
Tablica 3.7 Parametri korišteni za proračun očekivane cijene kWh u termoelektranama na ugljen
....................................................................................................................................................... 25
Tablica 3.8 Troškovi proizvodnje u termoelektranama na ugljen (c€/kWh) ................................ 25
Tablica 3.9 Vrijednosti parametara koji sudjeluju u formiranju cijene ........................................ 31
Tablica 3.10. Cijene proizvodnje kWh u kogenerativnim postrojenjima s kombiniranim ciklusom
....................................................................................................................................................... 32
Tablica 3.11 Struktura cijene kWh proizvedenog u TE prema referentnom scenariju (c€/kWh) 34
Tablica 4.1. Predviđeno povećanje kapaciteta iz obnovljivih izvora ............................................ 36
Tablica 4.2. Parametri korišteni u proračunu cijene kWh u geotermalnim elektranama .............. 42
Tablica 5.1 Utjecaji energetike na okoliš ...................................................................................... 46
Tablica 5.2 "Reprezentativni" koeficijenti emisija ekvivalentnih emisiji CO2 ............................. 48
Tablica 5.3. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije .................................... 50
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
58
Tablica 6.1. Procjena proizvodnih troškova električne energije ................................................... 53
Tablica 6.2. Procjena troškova proizvodnje električne energije (c€/kWh) ................................... 54
Slika 3.1. Zastupljenost energenata u proizvodnji električne energije ......................................... 17
Slika 3.2. Predviđeni potrebni dodatni proizvodni kapaciteti ....................................................... 19
Slika 3.3.Usporedba troškova proizvodnje konvencionalnih tehnologija prema referentnom
scenariju (c€/kWh) ........................................................................................................................ 34
Slika 5.1. Utjecaj cijene emisija na troškove proizvodnje (€/MWh) ............................................ 52
Slika 6.1. Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (bez trgovanja
emisijama) ..................................................................................................................................... 55
Slika 6.2.Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (sa trgovanjem
emisijama) ..................................................................................................................................... 55
Alfredo Višković: Usporedba troškova proizvodnje električne energije
59
Literatura
[1] LUIGI DE PAOLI, ALFREDO VIŠKOVIĆ, Ekonomija i politika proizvodnje električne energije – Razlozi i kriteriji javne potpore obnovljivim izvorima energije i Protokol iz Kyota, Kigen 2007.
[2] SABOR RH, Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske, 2002.
[3] MINGROP I UNDP, Prilagodba i nadogradnja strategiije energetskog razvitka Republike Hrvatske – Nacrt Zelene knjige, 2008.
[4] Model cijena energije za vrednovanje scenarija razvoja energetskog sustava (EnStrat-CE-rev0), 2008.
[5] Projekcije neposredne potrošnje energije u Republici Hrvatskoj, osnovni scenarij (EnStrat-NP-rev0), 2008.
[6] CTT, Proračun cijena toplinske i električne energije u kogeneracijskom postrojenju, 2000.
[7] HEP Godišnje izvješće 2006. i 2007.
[8] HEP Hrvatska elektroprivreda i okoliš 2005-2006.
[9] VLADA RH, Program provedbe strategije energetskog razvitka Republike Hrvatske, 2004.
[10] MINISTARSTVO ZAŠTITE OKOLIŠA, PROSTORNOG UREĐENJA I GRADITELJSTVA, Prijedlog nacionalne strategije za provedbu UNFCC i Kyotskog protokola u RH s planom djelovanja, 2007
[11] SWOT analiza energetskog sektora Republike Hrvatske (EnStrat-SW-rev0), 2008.
[12] Renewable energy Focus: Obstacles and Success Conditions for RE in Developing Countries, stručni članak
[13] IEEE, Wind power discourse - overview
[14] TARJANNE RISTO, KIVISTO AIJA , Comparison of electricity generation costs
[15] NUCLEAR ENERGY AGENCY AND INTERNATIONAL ENERGY AGENCI , Projected costs of generating electricity, 2005.