usporedba_trskova_proizvodnje

SVEUČILIŠTE U RIJECI

TEHNIČKI FAKULTET

PREDMET: TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE Akademska godina 2013/2014

Usporedba troškova proizvodnje električne energije Alfredo Višković

Akad. god. 2013/2014. – Tržište električne energije – Usporedba troškova proizvodnje el. energije

2

SADRŽAJ

Sadržaj .....................................................................................................................................................2

Skraćenice ...............................................................................................................................................4

1. Uvod ..........................................................................................................................................5

2. Metodologija izračunavanja proizvodnih troškova ..............................................................6

3. Konvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije..................................................10

3.1. Troškovi proizvodnje u postojećim termoelektranama ............................................................12

3.2. Troškovi proizvodnje u novim termoelektranama....................................................................13

3.2.1. Kombinirani ciklus s plinom .....................................................................................................14

3.2.2. Povećanje snage u postojećim postrojenjima (repowering)....................................................16

3.2.3. Parni ciklus parogeneratora u okviru postrojenja na ugljen ....................................................18

3.3. Proizvodni troškovi u kogenerativnim postrojenjima ...............................................................19

3.3.1. Cijena električne energije na osnovi izbjegnutog troška proizvodnje topline (pristup proizvodnih troškova) ..............................................................................................................20

3.3.2. Cijena električne energije na osnovi komercijalne vrijednosti topline (pristup komercijalne vrijednosti) ...............................................................................................................................23

3.3.3. Vrijednosti proračuna...............................................................................................................25

3.4. Rekapitulacijska usporedba.....................................................................................................25

4. Nekonvencionalne tehnologije proizvodnje električne energije...............................................28

4.1. Negorivni obnovljivi izvori ........................................................................................................28

4.1.1. Proizvodnja električne energije u vjetroelektranama...............................................................29

4.1.2. Proizvodnja električne energije u malim hidroelektranama.....................................................30

4.1.3. Mogućnost proizvodnje u velikim hidroelektranama ...............................................................30

4.1.4. Proizvodnja električne energije u solarnim kolektorima ..........................................................31

4.1.5. Proizvodnja električne energije u geotermalnim elektranama.................................................32

4.2. Proizvodnja električne energije uporabom gorivnih izvora......................................................32

4.2.1. Proizvodnja električne energije iz biomase .............................................................................34


3

5. Vanjski troškovi proizvodnje električne energije i naknade za emisije ....................................35

5.1. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije....................................................35

5.1.1. Metodologija ExternE ..............................................................................................................36

5.1.2. Emisije CO2 .............................................................................................................................36

5.2. Naknade za emisije .................................................................................................................39

6. Rekapitulacijska usporedba troškova......................................................................................40

7. Zaključak..................................................................................................................................43

Popis tablica i slika.................................................................................................................................44

Literatura ................................................................................................................................................45


4

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 ekstra lako loživo ulje

UO2 uran-dioksid


5

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 (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.

1 SWOT analiza EES-a


6

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.

TABLICA 2.1 ELEMENTI POTREBNI ZA PROCJENU RAZLIČITIH VRSTA TROŠKOVA PROIZVODNJE ELEKTRIČNE

ENERGIJE

Predviđeni troškovi Bilančni ili računovodstveni

troškovi (godina n) 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


7

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)

CCt – nabavni troškovi za gorivo u t-toj godini (€)

j – godine protekle između početka davanja i puštanja postrojenja u pogon

n – životni vijek postrojenja

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.)


8

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.

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)


9

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 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.


10

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.

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

3 Kapaciteti u sastavu HEP grupe (oko 95% ukupnih kapaciteta)


11

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 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.

SLIKA 3.1. ZASTUPLJENOST ENERGENATA U PROIZVODNJI ELEKTRIČNE ENERGIJE


12

3.1. TROŠKOVI PROIZVODNJE U POSTOJEĆ IM TERMOELEKTRANAMA

Kod postrojenja u eksploataciji glavni elementi za proračun proizvodnih troškova su:

o kao najvažniji pojedinačni element svakako je franco jedinična cijena goriva i

o O&M (troškovi pogona i održavanja).

Za procjenu proizvodnih troškova u postojećim termoelektranama za jediničnu cijenu goriva korišteni su podaci iz tablice - Tablica 3.1.

Trošak pogona i održavanja (O&M stavka) ima mnogo manji utjecaj na cijenu kWh od onog koji ima cijena goriva. Dostupni pokazatelji glede europskih elektroprivrednih tvrtki rezultirali su procjenom godišnjeg troška od 20 €/kWh za klasične termoelektrane na mazut i plin te 25 €/kWh za termoelektrane na ugljen.

Procjena izravnih troškova proizvodnje u postojećim postrojenjima dana je u tablici - Tablica 3.2.

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


13

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.

SLIKA 3.2. PREDVIĐENI POTREBNI DODATNI PROIZVODNI KAPACITETI

Neupitna je potreba okretanju ka čistim tehnologijama i obnovljivim izvorima i njihovom korištenju u što većoj mjeri, no termoelektrane ostaju (i ostat će) referentnim izvorima za zadovoljavanje rastuće potražnje i ona su jedina zamjenska alternativa za dotrajala postojeća postrojenja.

4 Nacrt Zelene knjige, 2008. 5 Preuzeto iz nacrta Zelene knjige, stručna podloga dana je u «Scenariji razvoja hrvatskog elektroenergetskog sustava»


14

Vrijedi spomenuti da bi se prema procjenama nekih eksperata cijena kWh unesenog u Europsku mrežu tijekom sljedećeg razdoblja trebala kretati oko 3 c€/kWh6, tako da bi se i proizvodna cijena električne energije novog postrojenja trebala kretati oko ovog iznosa.

U procjeni troškova proizvodnje, ukupne troškove je moguće podijeliti na tzv. EPC-troškove (engineering, procurement and construction), što je približno ekvivalentno troškovima za postrojenja po sistemu “ključ u ruke” i troškovima promotera (troškovi poduzetnika, promicatelja) koji obuhvaćaju cijenu zemljišta, razvoja projekta, puštanja u pogon, financiranja i osiguranja. EPC-troškovi pokazuju popriličnu promjenjivost, no manje su specifični za točno određeni pogon (ili projekt) od troškova promicatelja projekta.

Imajući u vidu scenarije razvitka S1 (predviđa izgradnju 2 TE na prirodni plin, 2 TE na ugljen), S2 (2 TE na prirodni plin, 1 NUKL) i S3 (1 TE na prirodni plin, 1 TE na ugljen, 1 NUKL) Strategije energetskog razvitka Republike Hrvatske, u nastavku će se 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).

6 CERA, 1998. 7 U analizu je ušlo pedesetak postrojenja snage 3-760 MW


15

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 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

8 Prema bazi podataka Gas Turbine Handbook-a (vidi 7)


16

TABLICA 3.4 PROIZVODNI TROŠKOVI CC-POSTROJENJA OVISNO O VELIČINI (IZRAŽENO U €/MWH)

Donja granica Referentni trošak Gornja granica Veličina (MW) 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 POSTOJEĆ IM 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 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.


17

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 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.


18

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.

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.


19

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)

Donja granica Referentni trošak Gornja granica Veličina (MW) 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.

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


20

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 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:


21

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.

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

CC

1 1γ SA ( )06,004,0 ÷=γ ( 3.6 )

• troškovi dobave električne energije:

( ) ( )∑∑== +

⋅+⋅−

+

⋅=

n

tt

btbeatean

ttctcu

cu aEcEc

aEc

c11 11

( 3.7 )


22

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,

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

HPC

p ( 3.10 )


23

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.

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 1,35


24

postrojenju (€/kWh) (13,15 €/m3)

η učinak nekombinirane kotlovnice (posto) 90

ηe karakteristični električni učinak (posto) jednadžba (3.12)

trošak nabave primarne energije (€/kWh):

- prema pristupu proizvodnih troškova 22 cb

- prema komercijalnom pristupu 13

Funkcija cijene je slijedeća:

( )( ) e

tb

e

ccIn

nI

e EEc

EEc

HPC

aaa

HPCp

ηγ

−⋅

+⋅

+−+

+⋅⋅=

/11

1/ ( 3.11 )

Karakteristični električni učinak9:

Pe log2,39,34 ⋅+=η ( 3.12 )

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.

9 Usporedi (3.2) 10 Usporedi (3.1)


25

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

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

11 Akronim za «not in my backyard»


26

energetskom sustavu Republike Hrvatske postoji moćnost izgradnje većeg broja suproizvodnih jedinica (ukupna električna snaga procjenjuje se na oko 600MW) koje po cijeni proizvedene električne energije mogu konkurirati suvremenoj kondenzacijskoj termoelektrani na prirodni plin.

TABLICA 3.11 STRUKTURA CIJENE KWH PROIZVEDENOG U TE PREMA REFERENTNOM SCENARIJU (C€/KWH)

c€/kWh CC 600MW Repowering 400 MW Ugljen 600 MW Cijena postrojenja 0,695 21% 0,495 15% 1,68 47% Cijena goriva 2,45 75% 2,50 79% 1,615 45% Trošak O&M 0,135 4% 0,195 6% 0,305 8% Ukupno 3,2 3,2 3,6

U tablici Tablica 3.11 dan je pregled strukture cijena dobivenih analizom CC-tehnologija, repowering-a i postrojenja na ugljen. Dobivene su slične vrijednosti cijene kWh tako da niti one po sebi ne daju prednost niti jednoj od triju tehnologija. Razlika se međutim pojavljuje u samoj strukturi cijene. Tako je postrojenje na ugljen inertnije na promjenu cijene energenta, no istovremeno je ugljen ekološki neprihvatljiviji energent, postrojenje je osjetljivije na ukupno vrijeme trajanja rada i izraženija je problematika pribavljanja dozvola za gradnju. Prednost plina pred ugljenom stoga može biti dana radi ekoloških i lokacijskih razloga.

SLIKA 3.3.USPOREDBA TROŠKOVA PROIZVODNJE KONVENCIONALNIH TEHNOLOGIJA PREMA REFERENTNOM

SCENARIJU (C€/KWH)

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.


27

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.


28

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

Projekcija do 2020. Projekcija do 2030. Vrsta izvora 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

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:


29

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.

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

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 13 Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske


30

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 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.

4.1.3. MOGUĆNOST PROIZVODNJE U VELIKIM HIDROELEKTRANAMA


31

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 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 14 Energija u Hrvatskoj – Godišnji energerski pregled 2006 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


32

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.

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.

4.2. PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE UPORABOM GORIVNIH IZVORA


33

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.


34

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, 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


35

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.

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

18 Okvirna konvencija UN-a o promjeni klime


36

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 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. 19 Metodologiju je potvrdila i Europska komisija


37

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 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 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


38

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.

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

20 Intergovernmental Panel on Climate Change


39

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 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.

21 tzv. Nacionalni alokacijski plan


40

SLIKA 5.1. UTJECAJ CIJENE EMISIJA NA TROŠKOVE PROIZVODNJE (€/MWH)

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


41

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

SLIKA 6.1. USPOREDBA TROŠKOVA PROIZVODNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE U C€/KWH (BEZ TRGOVANJA EMISIJAMA)


42

SLIKA 6.2.USPOREDBA TROŠKOVA PROIZVODNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE U C€/KWH (SA TRGOVANJEM EMISIJAMA)


43

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.


44

POPIS TABLICA I SLIKA Tablica 2.1 Elementi potrebni za procjenu različitih vrsta troškova proizvodnje električne energije..................................................................................................6 Tablica 3.1 Referentne vrijednosti energenata za procjenu troškova proizvodnje električne energije................................................................................................10 Tablica 3.2 Osnovna pretpostavka i izravni troškovi proizvodnje postrojenja u eksploataciji (u €/MWh)........................................................................................12 Tablica 3.3 Parametri korišteni u proračunu očekivane cijene kWh u CC-postrojenjima........................................................................................................15 Tablica 3.4 Proizvodni troškovi CC-postrojenja ovisno o veličini (izraženo u €/MWh).................................................................................................................16 Tablica 3.5 Korišteni parametri i očekivana cijena kWh provedbom postupka repowering s TG na postojećim TV-postrojenjima...............................................17 Tablica 3.6 Jedinična referentna cijena termoelektrana na ugljen i s kombiniranim ciklusom ...............................................................................................................18 Tablica 3.7 Parametri korišteni za proračun očekivane cijene kWh u termoelektranama na ugljen ................................................................................19 Tablica 3.8 Troškovi proizvodnje u termoelektranama na ugljen (c€/kWh).........19 Tablica 3.9 Vrijednosti parametara koji sudjeluju u formiranju cijene..................23 Tablica 3.10. Cijene proizvodnje kWh u kogenerativnim postrojenjima s kombiniranim ciklusom.........................................................................................25 Tablica 3.11 Struktura cijene kWh proizvedenog u TE prema referentnom scenariju (c€/kWh) ...............................................................................................26 Tablica 4.1. Predviđeno povećanje kapaciteta iz obnovljivih izvora ....................28 Tablica 4.2. Parametri korišteni u proračunu cijene kWh u geotermalnim elektranama .........................................................................................................32 Tablica 5.1 Utjecaji energetike na okoliš .............................................................35 Tablica 5.2 "Reprezentativni" koeficijenti emisija ekvivalentnih emisiji CO2........37 Tablica 5.3. Procjena vanjskih troškova proizvodnje električne energije.............38 Tablica 6.1. Procjena proizvodnih troškova električne energije...........................40 Tablica 6.2. Procjena troškova proizvodnje električne energije (c€/kWh) ...........41

Slika 3.1. Zastupljenost energenata u proizvodnji električne energije.................11 Slika 3.2. Predviđeni potrebni dodatni proizvodni kapaciteti ...............................13 Slika 3.3.Usporedba troškova proizvodnje konvencionalnih tehnologija prema referentnom scenariju (c€/kWh)...........................................................................26 Slika 5.1. Utjecaj cijene emisija na troškove proizvodnje (€/MWh) .....................40 Slika 6.1. Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (bez trgovanja emisijama)............................................................................................41 Slika 6.2.Usporedba troškova proizvodnje električne energije u c€/kWh (sa trgovanjem emisijama).........................................................................................42


45

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.

usporedba_trskova_proizvodnje

Documents