PROGRAM
OSTVARIVANjA STRATEGIJE RAZVOJA ENERGETIKE REPUBLIKE SRBIJE DO 2015. GODINE ZA PERIOD OD 2007. DO 2012. GODINE
Strategiju razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine usvojila je Narodna skupština u maju 2005. godine („Službeni glasnik RS” broj 44/05). Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine (u daljem tekstu: Strategija), pored ostalog, uređeni su naročito, osnovni prioriteti razvoja energetike i to: tehnološka modernizacija energetskih izvora/objekata, racionalna upotreba kvalitetnih energenata, korišćenje obnovljivih izvora energije i novih energetskih tehnologija, kao i izgradnja novih energetskih izvora/ objekata.
Programom ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine za period od 2007. do 2012. godine (u daljem tekstu: Program) , utvrđeni su uslovi, način i dinamika ostvarivanja Strategije razvoja energetike Republike Srbije, za sve oblasti energetskog sektora i to za:
rudnike sa površinskom i podzemnom eksploatacijom uglja;
naftnu privredu;
transport nafte;
gasnu privredu;
sektor elektroenergetike (hidroelektrane, termoelektrane, termoelektrane – toplane, prenos i distribucija električne energije) ;
gradske toplane i individualne kotlarnice;
industrijsku energetiku;
energetsku efikasnost u sektorima potrošnje: industrija, saobraćaj, zgradarstvo, kao i formiranje Fonda za energetsku efikasnost saglasno strategiji kojom se uređuje privredni razvoj Republike Srbije do 2012. godine i Strategiji ;
obnovljive izvori energije;
zaštitu životne sredine u energetici.
Projektovani obim finansijskih sredstava kao i izvori finansiranja za definisane projekte u oblasti energetike urađeni su u skladu sa :
Strategijom;
strategijom kojom se uređuje privredni razvoj Republike Srbije do 2012. godine;
dugoročnim i srednjoročnim planovima rada i razvoja preduzeća, kao i godišnjim programima poslovanja javnih preduzeća i preduzeća, zavisnih društava kapitala, čiji je osnivač javno preduzeće, a na koje je osnivač dao saglasnost.
Finansijska sredstva za navedene projekte u ovom Programu, su procenjena, a deo finansisjkih sredstava čiji je izvor finansiranja Republika Srbija uslađivaće se sa mogućnostima budžeta Republike Srbije, s obzirom da se sredstva planiraju za svaku kalendarsku godinu Zakonom o budžetu.
Realizacijom Programa, Republika Srbija će i praktično osnažiti poziciju regionalnog energetskog lidera, ali i približiti se međunarodnim standardima u oblasti energetike. Ovo potvrđuje činjenica da se ulažu znatni napori kako bi se energetski sektor Srbije što pre uskladio sa praksom Evropske Unije. Stoga je energetska politika koju sprovodi Minnistarstvo rudrstva i energetike usmerena pre svega na povećanje sigurnog, kvalitetnog i pouzdanog snabdevanja energijom i energentima, obezbeđivanje razvoja energetske infrastrukture i uvođenja savremenih tehnologija, obezbeđivanje uslova za unapređenje energetske efikasnosti, stvaranje uslova za stimulisanje korišćenja obnovljivih izvora energije, i unapređenja zaštite životne sredine.
U izradi ovog Programa učestvovalo je 15 ekspertskih timova sastavljenih od 80 domaćih naučnih i stručnih eksperata iz nastavno-obrazovnih, naučno-istraživačkih i energetskih institucija Srbije.
Prvi i osnovni prioritet Strategije je Prioritet kontinuiteta tehnološke modernizacije postojećih energetskih objekata/sistema/izvora. To znači da je u sektoru uglja koji se odnosi na rudnike sa površinskom eksploatacijom potrebno sprovesti aktivnosti koje imaju za cilj modernizaciju opreme i povećanje proizvodnje na površinskim kopovima, otvaranje novog površinskog kopa i proširenje postojećih površinskih kopova, te uvođenje novih ekološki prihvatljivih tehnologija.
Stoga su u ovom poglavlju detaljno prikazani projekti koji će omogućiti sprovođenje navedenih aktivnosti.
Republika Srbija raspolaže značajnim geološkim resursima i rezervama uglja. Njihove količine, kategorije i klase, prikazane su u tabeli 1.1.
Tabela 1. 1. Ukupne geološke rezerve uglja Republike Srbije u 1000 t
(izvor: „Bilans geoloških rezervi i resursa mineralnih sirovina Republike Srbije na dan 31.12.2005. godine”, str. 140, Ministarstvo rudarstva i energetike Republike Srbije, Sektor za rudarstvo i geologiju)
Tip uglja Republika Srbija bez autonomnih pokrajina AP Kosovo i Metohija AP Vojvodina Ukupno Republika Srbija Geološke rezerve Geološke rezerve Geološke rezerve Geološke rezerve Bilansne Vanbil. A B C1 A+B+C1 Kameni ugalj Bilansne 522.450 2.983.880 A B C1 A+B+C1 JP Kolubara Bilansne 176.166.480 1.294.791.330 940.097.960 2.411.055.770 2.178.310.330 Vanbilansne 244.252.410 120.676.690 243.420.800 608.349.900 Ukupno 420.418.890 1.415.468.020 1.183.518.760 3.019.405.670 JP Kostolac Bilansne 21.057.102 154.631.093 427.234.595 602.922.790 204.521.894 Vanbilansne 42.863.902 99.568.322 134.228.017 276.660.241 Ukupno 63.921.004 254.199.415 561.462.612 879.583.031 Ostala ležišta Bilansne 1.650.000 41.382.000 47.043.000 90.075.000 – Vanbilansne – 1.052.000 – 1.052.000 Ukupno 1.650.000 42.434.000 47.043.000 91.127.000 UKUPNO Bilansne 198.873.582 1.490.804.423 1.414.375.555 3.104.053.560 2.382.832.224 Vanbilansne 287.116.312 221.297.012 377.648.817 886.062.141 Ukupno 485.989.894 1.712.101.435 1.792.024.372 3.990.115.701
UKUPNA PROIZVODNJA UGLJA PRIKAZANA JE TABELI 1.4. Proizvodnja jalovine iznosi 90 miliona m3, a proizvodnja uglja 34 miliona t.
Tabela 1.4. Proizvodnja otkrivke i uglja u ugljenim basenima u 2004. i 2005. godini
Ugljeni basen Površinskikopovi Otkrivka (miliona m3) Ugalj (Mt) 2004. 2005. 2004. 2005. Kolubarski ugljeni basen Polje B 1,83 3,11 0,52 1,04 Polje D 41,60 41,34 14,30 13,95 Tamnava Istok 6,08 7,86 4,80 4,86 Tamnava Zapad 14,21 13,50 7,54 7,75 Ukupno 67,73 65,82 27,15
Od proizvedenih količina uglja termoelektranama se isporučuje oko 31 milion t, dok se ostatak suši ili prodaje kao komadni ugalj u širokoj potrošnji.
U tabelama 1.5. i 1.6. data je količina isporučenog uglja širokoj potrošnji i termoelektranama.
Tabela 1.5. Isporuka uglja za industriju i široku potrošnju u 2004. i 2005. godini
Ugljeni basen Komadni ugalj (hiljada t) Sušeni ugalj sa prašinom (hiljada t) 2004. 2005. 2004. 2005. Plan Ostv. Plan Plan Ostv. Plan Ostv. Kolubarski TEK 2.126 2.245 2.157 2.331 TENT A + B 21.591 22.384 21.229 22.267 TE Morava 480 391 747 724 Ukupno 24.197 25.021 24.133 25.322 Kostolački TE A 1.511 1.431 1.512 1.532 TE B 5.339 4.565 5.387 4.824 Ukupno 6.850 5.996 6.899 6.356
Ugalj iz kostolačkog ugljenog basena uglavnom se sagoreva u termoelektranama, a manjim delom se koristi i za široku potrošnju. Za kontinualan rad sva četiri bloka u termoelektranama „Kostolac” ukupne snage oko 1000 MW, uključujući i proizvodnju oko 500 000 t komadnog uglja za široku potrošnju, potrebno je da površinski kopovi otkopavaju i isporučuju ukupno 9 miliona t uglja godišnje. Blokovi na lokaciji termeoelektrane „Kostolac ─ B” su najnoviji u sistemu EPS-a i njihov rad je planiran do 2020. godine, kada sledi njihova revitalizacija, a potom nastavak eksploatacije do 2040. godine. TE „Kostolac – B”, ukupne snage 697 MW (2×348,5 MW), snabdeva se ugljem sa površinskog kopa „Drmno”, koji je projektovan na godišnji kapacitet od 6,5 miliona t uglja.
Ugalj za termoelektranu „Kostolac – A”, snage 310 MW, se obezbeđuje sa površinskih kopova „Klenovnik” i „Ćirikovac” i delimično sa površinskog kopa „Drmno”. Prema projektovanoj dinamici razvoja eksploatacije u Kostolačkom ugljenom basenu površinski kop „Klenovik” prestaje sa radom do 2007, a površinski kop „Ćirikovac” u toku 2009. godine. Iz tih razloga neophodno je projektovani kapacitet kopa „Drmno” povećati za dodatnih 2,5 miliona t uglja godišnje.
Na ležištu „Drmno” ograničeno je 280 miliona t uglja, što uz projektovani kapacitet od 9 miliona t daje eksploatacioni vek od 31 godine.
Tokom 2004. godine Rudarsko-geološki fakultet izradio je „Idejni projekat sa studijom opravdanosti završetka izgradnje P.K. „Drmno” za projektovani kapacitet od 6,5 miliona t uglja godišnje i povećanje kapaciteta na 9 miliona t uglja godišnje”.
Predloženi projekat na makronivou energetike Srbije obezbeđuje primarnu energiju za proizvodnju od 4,5 TWh/god. električne energije u termoelektranama, što je i osnovni cilj ovih ulaganja. Na bazi izvršenih analiza može se zaključiti da ovaj projekat ima povoljne ekonomske performanse, što se zaključuje na osnovu interne stope rentabilnosti koja iznosi 14,1%.
Instaliranjem novog sistema koji će raditi na jalovini, a činiće ga rotorni bager SRs 2000, linija transportera sa trakama širine 2000 mm i odlagač, može se očekivati ukupan godišnji kapacitet na otkopavanju jalovine od oko 35 miliona m3, što će omogućiti otkopavanje uglja od 9 miliona t godišnje.
Tokom 2005. godine izrađena je tenderska dokumentacija, sproveden je postupak pribavljanja ponuda i sada su u završnoj fazi pregovori oko ugovaranja ovog projekta.
U tabeli 1.7. prikazani su osnovni podaci o ovom delu projekta.
Tabela 1.7. Projekat nabavke novog BTO sistema za P.K. „Drmno”
Projekat Nabavka novog BTO sistema za P.K. „Drmno” Komponente Projekta Završetak izgradnje rotornog bagera SRs 2000 (bager premešten sa P.K. „Tamnava-Zapadno polje”), nabavka 5 transportera sa gumenom trakom (ukupne dužine 7900 m, širine 2000 mm), nabavka odlagača (kapaciteta 8 500 m3/h) i nabavka novog sistema napajanja Lokacija Drmno, PD RB Kostolac, SO Požarevac Namena Otkopavanje otkrivke na P.K. „Drmno” Cilj Stvaranje preduslova za postizanje projektovanog kapaciteta od 9 miliona t uglja godišnje na P.K. „Drmno”, odnosno otkopavanje 10 000 000 m3 jalovine u okviru najviše etaže Dinamika realizacije Opravdanost Projekta Idejni projekat sa studijom opravdanosti završetka izgradnje P.K. „Drmno” za projektovani kapacitet od 6,5 miliona t uglja godišnje i povećanje kapaciteta na 9×106 t uglja godišnje, Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004. Detaljna specifikacija Projekta U okviru tenderske dokumentacije izrađene za potrebe pribavljanja ponuda od strane potencijalnih ponuđača, RGF, EPS 2005. data je detaljna specifikacija potrebnih tehničkih karakteristika Ugovaranje realizacije Projekta Septembar 2006 (U toku je ugovaranje projekta za završetak bagera sa MANTAKRAF-om, transportera sa trakom sa GOŠOM i odlagača sa KRUPP-om, tender za nabavku sistema za napajanje je ponovljen.) Izgradnja Projekta 24 meseca Obim ulaganja 60.000.000,00 evra Izvor finansiranja Sopstvena sredstva EPS-a Neto sadašnja vrednost (NPV); Stopa povraćaja kapitala (IRR) NPV = 502,7 miliona evra.; IRR = 14,1%, Uticaj Projekta na životnu sredinu Idejni projekat sa studijom opravdanosti završetka izgradnje P.K. „Drmno” za projektovani kapacitet od 6,5 miliona t uglja godišnje i povećanje kapaciteta na 9 miliona t uglja godišnje. Analiza uticaja površinskog kopa „Drmno” na životnu sredinu , Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004.
Dostizanje projektovanog kapaciteta površinskog kopa „Tamnava-Zapadno polje”. ─ Površinski kop ,,Tamnava-Zapadno polje” je poslednji otvoreni kop u kolubarskom ugljenom basenu. Namena ovog kopa bila je da snabdeva ugljem TE-TO „Kolubara B” (6,6 miliona t uglja), ukupne snage 600 MW, dok je ostatak uglja bio predviđen za snabdevanje TOET-a. S obzirom na izmene u Glavnom rudarskom projektu i na zastoj u izgradnji TE-TO „Kolubara B”, proizvodnja uglja sa površinskog kopa „Tamnava-Zapadno polje” koristi se isključivo za potrebe TE „Nikola Tesla” u Obrenovcu.
Investiciona ulaganja zbog poznatih okolnosti tokom 90-ih godina nisu završena, tako da se na površinskom kopu „Tamnava-Zapadno polje” proizvodnja ostvaruje sa tri sistema: dva jalovinska i jednim sistemom na uglju. Za dostizanje projektovanog kapaciteta na otkopavanju otkrivke (22 miliona m3 otkrivke i 11,8 miliona m3 međuslojne jalovine godišnje), pored već nabavljenog transportnog sistema širine B=2000 mm (Poljski kredit), u proceduri je i nabavka novog BTO sistema (transporteri širine traka B=2000 mm), iz EBRD-KfW kredita. Takođe, u okviru ovog kredita predviđena je i nabavka raspodelnih uređaja koji će omogućiti selektivni rad na eksploataciji uglja.
Imajući u vidu složene tehnološke i ležišne uslove:
veliku raslojenost ugljenog sloja posebno u zapadnom delu kopa sa usložnjenjem daljim napredovanjem kopa ka jugu. Sve etaže na uglju su mešovite (ugalj i međuslojna jalovina);
veliku varijaciju kvaliteta uglja po visini ugljenog sloja;
potrebu za uvođenjem sistema za upravljanje kvalitetom uglja;
potrebno je još jednom razmotriti i verifikovati potrebne kapacitete opreme na otkopavanju uglja kako bi se mogao očekivati projektovani kapacitet. U tabeli 1.8 prikazani su osnovni podaci o Projektu nabavke novog BTO sistema.
Tabela 1.8. Osnovni podaci o Projektu nabavke novog BTO sistema
Projekat Nabavka novog BTO sistema za površinski kop „Tamnava-Zapadno polje” Komponente Projekta Nabavka novog rotornog bagera kapaciteta 6 600 m3/h, sistem od 5 transportera sa gumenom trakom širine 2000 mm, sa frekventnom regulacijom, završetak odlagača A2RsB 8500, sistem za napajanje električnom energijom i dve raspodelne stanice Lokacija Tamnava-zapadno polje, PD RB Kolubara, SO Lajkovac Namena Otkopavanje otkrivke na P.K. „Tamnava-zapadno polje” Cilj Stvaranje preduslova za postizanje projektovanog kapaciteta od 12 miliona t uglja godišnje na P.K. „Tamnava-zapadno polje” Dinamika realizacije Opravdanost Projekta Investicioni program izgradnje „Tamnava-zapadno polje” EPS, 1987. Emergency Mining Investment Programme – Feasibility Study, Lausitzer Braunkohle AG, 2002. Detaljna specifikacija Projekta U okviru tenderske dokumentacije otkupljene za potrebe pribavljanja ponuda od strane potencijalnih ponuđača Ugovaranje realizacije Projekta Ugovorena je isporuka bagera od strane KRUPP-a, u toku je ugovaranje projekta za transportera sa FAM-om, završetak odlagača je ugovoren sa TAKRAFF-om. Izgradnja Projekta 36 meseci Obim ulaganja 67.860.000,00 evra Izvor finansiranja Međunarodne finansijske institucije (EBRD i KFW) Tip finansiranja Meki kredit i donacija Uticaj Projekta na životnu sredinu Environmental Impact Assessment – Tamnava West Field, Harres Pickel, 2001 Kratak prikaz potencijalnih problema Kašnjenje u ugovaranju BTO sistema, nerešeni problemi vezani za eksproprijaciju, nerešeni problemi vezani za odbranu kopa od površinskih i podzemnih voda.
Proširenje granica površinskog kopa „Polje D” . ─ Površinski kop „Polje D” po projektnoj dokumentaciji treba da ostvaruje nivo proizvodnje od 13 miliona t uglja godišnje do 2010. godine i 6 miliona t uglja u poslednjoj godini. Proširenjem granica površinskog kopa „Polje D” uskladila bi se usvojena dinamika razvoja površinskih kopova i omogućio bi se kontinuitet proizvodnje uglja za potrebe TE „Nikola Tesla”, a pored toga oslobodile bi se velike količine uglja za dalju eksploataciju u okviru „Polje E” i „Tamnava-Južno polje”.
Kod sagledavanja površinskog kopa „Polje D” bitne su dve činjenice:
odustajanjem od iseljenja groblja u Vreocima smanjene su projektovane granice eksploatacije iz Glavnog rudarskog projekta i umanjene eksploatacione količine uglja za oko 40 miliona t;
godišnja proizvodnja uglja znatno prevazilazi projektovane količine, a time se skraćuje vek eksploatacije na ovom kopu (prosečna godišnja proizvodnja poslednjih 5 godina je 14,35 miliona t uglja godišnje). Kako je ovaj kop oslonac proizvodnje, sigurno se može očekivati da će se i u narednom periodu ovaj trend nastaviti.
Upravo ovi razlozi, kao i nemogućnost da drugi površinski kopovi do tog vremena dostignu projektovani kapacitet („Polje B” ne može dostići projektovanih 3 miliona t uglja u dužem periodu zbog problema sa klizištem; Otvaranje površinskog kopa „Veliki Crljeni” kasni nekoliko godina; Projektovani kapacitet površinskog kopa „Tamnava-Zapadno polje” zbog kašnjenja u nabavci novog BTO sistema, kao i kašnjenja u završetku izgradnje objekata zaštite od voda ne može dostići projektovanih 12 miliona t uglja, a sa površinskog kopa „Polje E” koji treba da predstavlja zamenski kapacitet za „Polje D” nije realno očekivati proizvodnju do 2015. godine), nametnuli su potrebu za proširenjem granica površinskog kopa „Polje D” na zapad. U okviru proširenog dela nalazi se dodatnih 55 miliona t uglja sa koeficijentom otkrivke koji je manji od 2. Sa preostalim rezervama u okviru dosadašnje konture preostalo je oko 130 miliona t uglja, odnosno proizvodnja uglja na ovom kopu bi se produžila do 2015. godine, čime bi se omogućio kontinuitet u proizvodnji i obezbedilo neophodno vreme za otvaranje zamenskih kapaciteta. U tabeli 1.9 prikazani su osnovni podaci o Projektu proširenja granica površinskog kopa „Polje D”.
Tabela 1.9. Projekat proširenja površinskog kopa „Polje D”
Projekat Proširenje granica površinskog kopa „Polje D” Komponente Projekta Proširenje granica za eksploataciju površinskog kopa „Polje D”, izmeštanje groblja, izmeštanje sela Vreoci Lokacija Polje D, PD RB Kolubara, SO Lazarevac Namena Obezbeđivanje neophodnih količina uglja za snabdevanje termoelektrana Cilj Stvaranje preduslova za izgradnju zamenskih kapaciteta i obezbeđenje kontinualnog snabdevanja termoelektrana i deblokada velikih količina uglja koje se nalaze ispod infrastrukturnih objekata (geološke rezerve uglja u zoni MZ Vreoci iznose 570 miliona t) Dinamikarealizacije Opravdanost Projekta Idejni projekat sa studijom opravdanosti proširenja granica P.K. „Polje D”, Kolubara-Projekt, 2005. Detaljna specifikacija Projekta U okviru idejnog projekta sa studijom opravdanosti proširenja granica P.K. „Polje D”, Kolubara-Projekt, 2005. Izgradnja Projekta 2006. Obim ulaganja 142.831.000 evra Izvor finansiranja Sopstvena sredstva, sredstva Republike Srbije NPV; IRR NPV = 79 milionaevra.; IRR = 14,6%, Uticaj Projekta na životnu sredinu U okviru idejnog projekta sa studijom opravdanosti proširenja granica P.K. „Polje D”, Kolubara-Projekt, 2005, Kratak prikaz potencijalnih problema Još uvek su nerešena pitanja vezana za iseljenje sela Vreoca, što je i osnovni uslov svih neophodnih radova. Država treba da finansira raseljavanje sela Vreoci.
Proširenje granica površinskog kopa „Polje B” i prelazak u “Polje C”. ─ Površinski kop „Polje B” otvoren je 1952. godine i do sada je otkopano skoro 70 miliona t uglja, a u zajedničkoj konturi sa „Poljem C” preostalo je još 29 miliona t uglja, prema jednoj, i 4 miliona t uglja, prema drugoj varijanti. Srednji koeficijent otkrivke u završnoj konturi površinskog kopa koja je usvojena iznosi 1,57 m3/t za prvu i 2,43 m3/t za drugu varijantu.
Rudarsko-geološki fakultet i Energoprojekt u studiji „Proširenje granica za eksploataciju površinskog kopa „Polje B”, prelazak u „Polje C” i povećanje kapaciteta” konstatovali su da stanje u kome se površinski kop „Polje B” nalazi nije na zavidnom nivou, ali se generalno može oceniti da realno postoje uslovi da se ono u relativno kratkom vremenskom periodu, uz dosledno sprovođenje dinamike realizacije predloženih aktivnosti, može znatno popraviti.
Međutim, sada se može konstatovati da planirani radovi nisu realizovani, pre svega, zbog nepremeštanja odlagališta na lokaciju „Polja D”, zatim zbog kašnjenja u revitalizaciji bagera SRs 1200, kao i da zbog postojanja klizišta nije realizovana projektovana dinamika. U dogledno vreme neće biti dostignuta projektovana proizvodnja od 3 miliona t uglja godišnje. U tabeli 1.10 prikazani su osnovni podaci o Projektu proširenja granica površinskog kopa „Polje B”.
Tabela 1.10. Projekat povećanja kapaciteta površinskog kopa „Polje B” i prelazak u „Polje C”
Projekat Povećanje kapaciteta P.K. „Polje B” i prelazak u „Polje C” Komponente Projekta Proširenje granica za eksploataciju P.K. “Polje B”, prelazak u „Polje C” i povećanje kapaciteta Lokacija Polje B, PD RB Kolubara, SO Lazarevac Namena Povećanje kapaciteta P.K. „Polje B” i proširenje eksploatacionih granica Cilj Obezbeđenje neophodnih količina uglja za stabilno snabdevanje termoelektrana Dinamika realizacije Opravdanost Projekta Idejni projekat sa studijom opravdanosti proširenja P.K. „Polje B” na kapacitet od 3 miliona t uglja godišnje, RGF i ENTEL, Beograd, 2002. Detaljna specifikacija Projekta U okviru Idejnog projekta sa studijom opravdanosti proširenja P.K. „Polje B” na kapacitet od 3 miliona t uglja godišnje, RGF i ENTEL, Begrad, 2002. Ugovaranje realizacije Projekta 2003. Izgradnja Projekta 2002–2006. prema projektnim rešenjima projektovana proizvodnja od 3 miliona t uglja trebalo je da se dostigne 2006. godine Obim ulaganja 42.600.000 evra Izvor finansiranja Sopstvena sredstva Tip finansiranja Krediti NPV; IRR NPV = 19 miliona evra.; IRR = 16,4%, Uticaj Projekta na životnu sredinu U okviru Idejnog projekta sa Studijom opravdanosti proširenja P.K. „Polje B” na kapacitet od 3 miliona t uglja godišnje, RGF i ENTEL, Begorad, 2002. Kratak prikaz potencijalnih problema Kašnjenje u revitalizaciji bagera SRs 1200 i njegovo nepremeštanje sa „Polja D” na „Polje B”, kao i postojanje klizišta na unutrašnjem odlagalištu uslovilo je kašnjenje u realizaciji projekta.
Revitalizacija i nabavka osnovne opreme. ─ U okviru revitalizacije i modernizacije osnovne opreme u Rudarskom basenu „Kolubara” izvršene su ili su u toku sledeće revitalizacije i modernizacije:
revitalizacija havarisanog bagera SRs 1200, pogonski broj 2 (bager je puštoe u rad 2004. godine);
nabavka polovnog bagera SRs 1301 u cilju smanjenja zaostatka u otkopavanju jalovine zbog havarije bagera SchRs 1760;
revitalizacija havarisanog bagera SchRs 1760, pogonski broj 9.
Budući da na površinskom kopu „Polje D” radi 6 rotornih bagera tipa SRs 1200 i da su stari između 30 i 40 godina, neophodna je njihova revitalizacija i modernizacija pre prelaska na novo eksploataciono polje. Kolubara Projekt je tokom 2005. godine izradila „Idejni projekat sa studijom opravdanosti revitalizacije rotornog bagera SRs 1200“. U okviru Studije razmatrane su dve varijante revitalizacije sa orijentacionim ulaganjima od 7 miliona evra, pri čemu je dokazana potpuna opravdanost ove investicije.
U Rudarskom basenu „Kostolac” tokom 2004. godine izvršena je revitalizacija bagera SRs 1300 koji je premešten sa površinskog kopa „Ćirikovac” na površinski kop. „Drmno”. Takođe, na kopu „Drmno” izvršena je modernizacija elektroopreme na većem broju BTO sistema.
U tabelama 1.11. – 1.14. prikazani su detaljniji podaci o navedenim projektima.
Tabela 1.11. Projekat revitalizacije rotornog bagera SRs 1200
Projekat Revitalizacija rotornog bagera SRs 1200 (pog. broj 2) Komponente projekta Revitalizacija i modernizacija havarisanog bagera Lokacija P.K. „Polje D”, RB „Kolubara” Namena Otkopavanje uglja i jalovine na P.K. „Polje D” i „Polje E” Cilj Osposobljavanje havarisanog bagera za otkopavanje uglja i jalovine Opravdanost projekta Hitan investicioni program u rudarstvu ( Republika Srbija)industrijska studija, Lausitzer Braunkohle AG, decembar 2002. Detaljna specifikacija projekta VEAG POWER CONSULT, NEMAČKA Ugovaranje realizacija projekta Investitor EPS ugovorio sa FAM Magdeburg, Korisnik kredita JP RB Kolubara, Kolubara Metal bio glavni podizvođač FAM-a u Republici Srbiji Izgradnja projekta decembar 2002 – januar 2004. Obim ulaganja 7.850.000 evra Izvor finansiranja Kredit Vlade Nemačke, banka za realizaciju kredita – KFW Kratak prikaz potencijalnih problema Kratak rok, nepoznata količina radova na regeneraciji (pretpostavljena) u vreme ugovaranja
Tabela 1.12. Projekat nabavke polovnog rotornog bagera SRs 1301
Projekat Kupovina polovnog rotornog bagera SRs 1301 (pog. broj 10) Komponente projekta Preseljenje rotornog bagera SRs 1301 sa kopa Nochten (Vat tenfall) na „Polje D” Kolubara – demontaža, transport i montaža u Zeokama Lokacija „Polje D” RB „Kolubara” Namena Rad na iskopu jalovina na „Polju D” Cilj Umanjivanje zaostatka u iskopu jalovine nastalog havarijom bagera SchRs 1760 (pog. broj 9) Detaljna specifikacija projekta Projekat demontaže, demontaža i preseljenje, izveštaji stručnih timova za čeličnu konstrukciju i mašinsku opremu, projekat montaže i montaža Ugovaranje realizacija projekta JP RB „Kolubara” je kupio bager u viđenom stanju na kopu Nochten i ovlastio Kolubaru Metal d.o.o. da preseli i montira bager. Zbog evropskih radnih dozvola Kolubara Metal d.o.o. je ugovorila sa MAN TAKRAF demontažu i transport uz nadzor iz Kolubare Metal. Izgradnja projekta april 2006 – maj 2007. Obim ulaganja 6.200.000 evra sa elektroopremom Izvor finansiranja Sredstva RB „Kolubara” d.o.o. Kratak prikaz potencijalnih problema Kratak rok, nepoznat nivo regeneracije (pretpostavljen) u vreme ugovaranja, nova elektrooprema (frekventno upravljanje)
Ostali programi. –- U okviru „ostalih” programa treba napomenuti rešavanje problema odvodnjavanja površinskih kopova. Naime, jedan od osnovnih problema koji je izražen na P.K. „Tamnava-Zapadno polje” je problem odbrane kopa od površinskih i podzemnih voda. Iz sredstava donacija KfW banke (400.000 evra) radi se hidrogeološki model površinskog kopa „Tamnava-Zapadno polje”, koji će poslužiti kao podloga za izradu projekta odvodnjavanja (Projekat radi Institut Jaroslav Černi) i Projekta za rekultivaciju terena.
Tabela 1.13. Projekat sanacije rotornog bagera SchRs 1760
Projekat Sanacija rotornog bagera SchRs 1760 (pog. broj 9) Komponente projekta Izrada projekta demontaže i demontaža havarisanog bagera na licu mesta, a zatim i transport na montažni plac u Zeoke. Detaljna defektaža i odlučivanje šta se može upotrebiti, šte se mora sanirati, a šta mora da se izradi novo. Sanacija i izrada nedostajućih pozicija. Projekat montaže i montaža bagera. Lokacija „Polje D”, Kolubara Namena Vraćanje najvećeg rotornog bagera u prvobitno stanje sa poboljšanjima u elektroopremi Cilj Povratak „Polja D” i RB „Kolubare” na proizvodne kapacitete pre havarije Detaljna specifikacija projekta Projekat demontaže, demontaža, transport, izveštaji stručnih timova za čeličnu konstrukciju i mašinsku opremu, izrada i sanacija, projekat montaže i montaža Ugovaranje realizacija projekta JP RB „Kolubara” je ugovorila projekat demontaže, demontažu i transport bagera sa Kolubarom Metal d.o.o. Takođe, Kolubara Metal d.o.o. će zajedno sa ThyssenKrupp (proizvođačem) izvršiti detaljnu defektažu. Krupp će biti odgovaran i za elektroopremu. Kolubara Metal d.o.o. će izraditi i sanirati potrebne delove konstrukcije i mašinske opreme (osim reduktora radnog točka) i izvršiti montažu bagera. Izgradnja projekta februar 2006 – novembar 2007. Obim ulaganja 11.000.000 evra Izvor finansiranja Osiguranje i manjim delom sredstva RB „Kolubara” d.o.o. Kratak prikaz potencijalnih problema Nepoznati uslovi pri demontaži zbog havarisane konstrukcije, kratak rok, nepoznat nivo regeneracije (pretpostavljen) u vreme ugovaranja, nova elektrooprema (frekventno upravljanje)
Tabela 1.14. Projekat revitalizacije bagera SRs 1300
Projekat Revitalizacija bagera SRs 1300 (pog. broj 13) Komponente projekta Revitalizacija i modernizacija bagera sa zamenom pogonskih sistema, kompletne elektroopreme i AKZ zaštitom Lokacija Površinski kop „Drmno”, Kostolac Namena Preseljenje bagera sa P.K. „Ćirikovac” na P.K. „Drmno” za otkopavanje uglja i jalovine na ovom kopu Cilj Povećanje kapaciteta na P.K. „Drmno” Detaljna specifikacija projekta Tenderska dokumentacija Revitalizacije i modernizacije sistema, ETF, RGF, 2003. Ugovaranje realizacija projekta P.K. „Kostolac” je ugovorio inženjering i izvođenje radova sa firmom GOŠA Izgradnja projekta Novembar 2004. Obim ulaganja 5.000.000 evra Izvor finansiranja Sopstvena sredstva
U toku je izrada Glavnog rudarskog projekta P.K. „Drmno” za kapacitet od 9 miliona t uglja godišnje. Takođe, za ovaj kop je urađena Tehno-ekonomska analiza izrade ekrana na površinskom kopu „Drmno”.
U toku je ugovaranje „Idejnog programa sa studijom opravdanosti uvođenja sistema za operativno upravljanje i kontrolu kvaliteta uglja na tamnavskim površinskim kopovima” čime će se omogućiti nabavka i uvođenje sistema praćenja kvaliteta uglja na relaciji kopovi – termoelektrane, a time efikasnije i racionalnije korišćenje uglja kao energetskog resursa.
Predviđeni programi podrazumevaju analizu geoloških istražnih radova i podataka u ugljenim basenima Kolubare i Kostolca, kako bi se utvrdili programi geoloških istražnih radova u kompletnom prostoru ugljenih basena, dakle i van postojećih eksploatacionih polja. Nosilac strateških programa će biti Elektroprivreda Srbije, a nadležno ministarstvo neće izdavati odobrenja za istraživanje drugim licima na prostoru ugljenih basena Kolubare i Kostolca dok takve odluke ne usaglasi sa strateškim dokumentima EPS-a, Dugoročnim programima eksploatacije Kolubarskog i Kostolačkog ugljonosnog basena koji se nalaze u fazi izrade i odgovarajućim prostornim planovima za ove basene koji se takođe rade, i delom će biti završeni tokom 2007. godine.
U cilju bilansiranja rezervi uglja za Kolubarski ugljonosni basen u planu za 2007. godinu je izrada Elaborata o rezervama uglja a paralelno sa tim i izrada projekata geoloških istraživanja ili odgovarajuće studijske dokumentacije za perspektivna polja, „Polje Radljevo“ i „Polje Zvizdar“ i „Šopić-Lazarevac“. Finalni dokument, koji će objediniti sirovinsku bazu Kolubarskog basena sa tehnoekonomskom analizom eksploatacije uglja na ovom prostoru treba da bude deo studije tehnoekonomske analize celog mineragenetskog resursa Kolubarskog basena, koja je sastavni deo strateških planova EPS-a za 2007. godinu.
U strateškim planovima EPS-a postoji interes za istočni deo Kostolačkog basena pa se u tom pravcu planiraju, tokom 2007.godine, studijska razmatranja o ugljonosnosti ovog dela basena. Započeta je izrada studije ugljonosnosti zapadnog dela Kostolačkog basena koja treba da po svom završetku predstavlja podlogu za odgovarajuće projekte geoloških istraživanja na ovom prostoru a sve u cilju dobijanja rudarsko-tehničke dokumentacije kao osnove za dalju eksploataciju uglja u kostolačkom basenu.
U OKVIRU PROGRAMA PLANIRANJA ZAMENSKIH KAPACITETA U Rudarskom basenu „Kolubara” u toku je izrada Glavnog rudarskog projekta površinskog kopa „Veliki Crljeni”, a završena je Studija opravdanosti otvaranja površinskog kopa „Polje E”. U okviru razmatranja mogućih kapaciteta za snabdevanje ugljem buduće termoelektrane „Kolubara B” u planu su „Tamnava-južno polje” i polje „Radljevo”.
U PD “Kostolac” trenutno je u fazi izrada Dugoročnog programa razvoja eksploatacije uglja u ovom lignitskom basenu. Prema predloženim rešenjima tokom 2009. biće obustavljena eksploatacije na površinskim kopovima „Klenovnik” i “„Ćirikovac”, a razmatra se mogućnost povećanja kapaciteta površinskog kopa „Drmno” sa sada planiranih 9 na 12 miliona t uglja godišnje nakon 2012. godine.
Površinski kop „Veliki Crljeni” planiran je da se izgradi kao zamenski kapacitet za površinski kop „Tamnava-Istočno polje“ i kao prelazna faza za otvaranje površinskog kopa „Tamnava-Južno polje“. Analizirano je više varijanti ograničenja ali je zbog guste naseljenosti, kao i infrastrukturnih objekata ograničeno ukupno 30 miliona t uglja sa koeficijentom otkrivke 0,64. Pri tome posebno treba naglasiti da se u okviru otkrivke nalaze velike količine kvalitetnog šljunka koji svakako predstavlja sirovinu koja se može kvalitetno valorizovati.
Izgradnja samog površinskog kopa „Veliki Crljeni” bila je predviđena za period od 2008. do 2009. godine, a projektovani kapacitet proizvodnje od 7 miliona t uglja godišnje da se postigne tokom 2012. godine. Međutim, zbog kašnjenja na radovima vezanim za izmeštanje reke Kolubare otvaranje kopa je odloženo. Osnovne aktivnosti koje se nalaze na kritičnom putu izgradnje površinskog kopa „Veliki Crljeni” su: izmeštanje reke Kolubare u dužini od 5,85 km, izgradnja transportno-tehnološkog mosta na izmeštoeoj reci Kolubara, demontaža tri dalekovoda 35 kV Istok u ukupnoj dužini 8,76 km i montaža tri nova dalekovoda između istočne granice kopa i Ibarske magistrale u dužini 5,49 km, eksproprijacija 173,3 ha i 47 domaćinstava, prenos i montaža osnovne opreme sa površinskih kopova „Tamnava-Istočno polje” i „Tamnava-Zapadno polje”. Osnovi podaci o projektu prikazani su u tabeli 1.15.
Tabela 1.15. Projekat izgradnje P.K. „Veliki Crljeni”
Projekat Izgradnja P.K. „Veliki Crljeni” Komponente Projekta Izgradnja P.K. „Veliki Crljeni” (regulacije reke Kolubara, izgradnja tehnološkog mosta, izmeštanje dalekovoda, revitalizacije opreme sa P.K. „Tamnava-istočno polje” i dr.) Lokacija Veliki Crljeni, Vreoci, RB Kolubara, SO Lazarevac Namena Otvaranja P.K. „Veliki Crljeni” Cilj Stvaranje preduslova za otvaranje P.K. ”Veliki Crljeni” Dinamika realizacije Opravdanost Projekta Idejni projekat sa studijom opravdanosti izgradnje površinskog kopa „Veliki Crljeni”, Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004. Detaljna specifikacija Projekta U okviru idejnog projekta sa studijom opravdanosti i Glavnog rudarskog projekta čija je izrada u toku (Kolubara Projekt) Ugovaranje realizacije Projekta U toku je izrada Glavnog rudarskog projekta eksploatacije na P.K. „Veliki Crljeni” Izgradnja Projekta Otvaranje 2008. Obim ulaganja 28.000.000,00 evra Izvor finansiranja Sopstvena sredstva RB Kolubara NPV; IRR NPV = 135,2 miliona evra. IRR = 44,4% Uticaj Projekta na životnu sredinu Idejni projekat sa studijom opravdanosti izgradnje površinskog kopa „Veliki Crljeni” , Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004 – knjiga br.2 Analiza uticaja P.K. „Veliki Crljeni” na životnu sredinu, Rudarsko-geološki fakultet Beograd, 2004. Kratak prikaz potencijalnih problema Kašnjenje u regulaciji reke Kolubare uslovljava kašnjenje navedenog projekta
Površinski kop „Polje E“ planiran je da se izgradi kao zamenski kapacitet za površinski kop „Polje D”. Ograničenje površinskog kopa izvršeno je u tri varijante prema položaju značajnih infrastrukturnih objekata (pruga Beograd–Bar, industrijski objekti „Kolubara-Prerade”, „Kolubare-Metal”, „Gas-Beton”, izmeštoeog toka reke Peštan) i spoljašnjeg odlagališta „Istočna-kipa”, formiranog prilikom otvaranja površinskog kopa „Polje D”.
Izabrana je Varijanta I ograničenja površinskog kopa kao najracionalnija sa mogućnošću proširenja zapadne granice površinskog kopa posle 2039. godine. U ekonomsku analizu ušlo se sa dve podvarijante. Prva koja zadržava deo transportera B=1400 mm, dok se kod druge svi ovi transporteri zamenjuju sa transporterima B=1600 mm. Ekonomska ocena pokazuje da je cena koštanja uglja za prvu varijantu 7 evra/t za prvu podvarijantu, dok je za drugu podvarijantu ona 7,5 evra/t. Kod druge varijante ograničenja kopa cena uglja je 8,5 evra/t za prvu podvarijantu, a za drugu 9 evra/t. Velika razlika u ceni za prvu i drugu varijantu nastala je zbog vrednosti Industrijskih objekata (Metal, Prerada, Gasbeton, Staklenik) čija vrednost dostiže 95 miliona evra. Osnovnu opremu za eksploataciju uglja i jalovine predstavlja postojeća oprema koja već radi na površinskim kopovima polja „D” i „B“”. Jalovina i ugalj biće otkopavani sa 9 sistema. Ograničenje površinskog kopa obrađeno je u dve varijante počev od istočne granice. Takođe su obrađene i dve varijante otvaranja. Varijanta I otvaranja podrazumeva otvaranje kopa od južne granice kopa sa napredovanjem fronta radova ka severu, a Varijanta II otvaranja podrazumeva otvaranje površinskog kopa od postojećeg useka otvaranja „Polja D” (istočna granica površinskog kopa) i paralelnim napredovanjem fronta rudarskih radova ka zapadu.
Izabrana je Varijanta II otvaranja površinskog kopa. Prednosti izabrane varijante su: veća proizvodnja uglja u 2011-oj i u 2012-oj godini (kasnija dinamika je ista), potrebno je nabaviti manje novih transportera, daleko sporija dinamika raseljavanja gusto naseljenog dela M.Z. Zeoke, godinu dana kasnije potrebno je izmestiti reku Peštan, put Vreoci–Aranđelovac i prugu Vreoci–Rudovci, kontinuirani nastavak eksploatacije nakon završene I faze eksploatacije (2016. godine), daleko veća sigurnost prilikom otkopavanja slojevitih etaža (moguđnost da bageri napreduju suprotno od pada slojeva) i dr.
Kapacitet površinskog kopa je 12 miliona t uglja i 43,5 miliona m3 jalovine počev od 2017. godine. Eksploatacija uglja traje do 2039. godine po varijanti I ograničenja, odnosno 2048. godine po varijanti II ograničenja. Osnovni podaci o projektu prikazani su u tabeli 1.16.
Tabela 1.16. Projekat izgradnje površinskog kopa „Polje E”
Projekat Izgradnja P.K. „Polje E” Komponente Projekta Izgradnja P.K. „Polje E” (regulacija reke Peštan, izmeštanje naselja, puteva, industrijskih objekata, otvaranje kopa) Lokacija Zeoke, Vreoci, RB Kolubara, SO Lazarevac Namena Otvaranja P.K. „Polje E” Cilj Stvaranje preduslova za otvaranje P.K. „Polje E” kao zamenskog kapaciteta (12 miliona t uglja godišnje) za P.K. „Polje D” Dinamika realizacije Opravdanost Projekta Studija – Izbor ograničenja i otvaranja površinskog kopa „Polje E” za kapacitet od 12 miliona t uglja, Kolubara Projekt Lazarevac, jun 2005. Detaljna specifikacija U okviru studije Izbor ograničenja i otvaranja površinskog kopa „Polje E” za kapacitet od 12 miliona t uglja (Kolubara Projekt) Izgradnja Otvaranje 2008, proizvodnja uglja 2011. Obim ulaganja 322.000.000,00 evra Izvor finansiranja Sopstvena sredstva RB Kolubara, strani krediti NPV; IRR NPV = 100 miliona evra. IRR = 11,8% Uticaj Projekta na životnu sredinu Poglavlje u okviru studije Izbor ograničenja i otvaranja površinskog kopa „Polje E” za kapacitet od 12 miliona t uglja – Kolubara Projekt Lazarevac, jun 2005. Kratak prikaz potencijalnih problema Sa izradom dokumentacije kasni, nerealno kratko vreme za izmeštanje reke Peštan, pruge i puta, u prvih pet godina ne može obezbediti da P.K. „Polje E“ bude zamenski kapacitet za P.K. „Polje D“ (12 miliona t), potrebno vreme za predodvodnjavanje međuslojne izdani.
Mogući kapaciteti za snabdevanje ugljem TE „Kolubara B” su dva površinska kopa – „Tamnava–Južno polje” i „Radljevo”.
„Tamnava–Južno polje”. –- Budući površinski kop „Tamnava–Južno polje” obuhvata prostor delova ležišta polje „G”, „F” i Šopić. Prostire se južno od površinskih kopova „Tamnava–Istočno polje” i „Veliki Crljeni”. Preko eksploatacionog područja ovog površinskog kopa protiču reke Kolubara, Peštan, Lukavica i Vraničina, prolaze značajni infrastrukturni objekti, magistralni put M-22 (Beograd–Gornji Milanovac), regionalni put Lajkovac–Obrenovac i dve trase dalekovoda napona 110 kV i tri trase dalekovoda napona 35 kV.
Danas postoje dva scenarija otkopavanja „Južnog polja” – sa izmeštanjem pruge Beograd–Bar i ostalih infrastrukturnih objekata i bez njihovog izmeštanja. Okonturenje bez izmeštanja infrastrukturnih objekata dato je u okviru Dugoročnog programa razvoja eksploatacije u kolubarskom ugljenom basenu, RI 2002, i Idejnnog projekta sa studijom opravdanosti izgradnje površinskog kopa „Veliki Crljeni”, RGF, 2004, dok su u okviru studije Opravdanost dislokacije kapitalnih infrastrukturnih objekata u funkciji eksploatacije uglja u kolubarskom basenu, Jaroslav Černi i CIP, 2005, obrađene obe varijante.
Preduslov za primenu druge varijante je razrešavanje pitanja vezanih za otkup zemljišta i preseljenje grada Vreoci. Radovi su u toku sa određenim pozitivnim rezultatima. Ekonomska analiza je pokazala punu opravdanost dislokacije infrastrukturnih objekata, jer se time oslobađaju znatne količine uglja veoma dobrog kvaliteta sa malim koeficijentom otkrivke.
Projektovani kapacitet prevazilazi potrebe snabdevanja TE-TO „Kolubara B”, ali višak kapaciteta može biti korišćen za potrebe TE „Nikola Tesla”.
Osnovna prednost ove varijante je u brzini primene – pripremni radovi su već otpočeli i prve količine uglja sa površinskog kopa „Veliki Crljeni“ se mogu očekivati početkom 2008. godine a prelazak na drugu fazu – površinski kop „Južno polje“ – početkom 2013. godine.
Specifičnost ovog budućeg površinskog kopa je da je to sinklinalni tip ležišta, koji karakteriše velika dubina zaleganja uglja (270 m) koja onemogućava formiranje unutrašnjeg odlagališta, pa se koriste smeštajni prostori na spoljašnjim odlagalištima. Za spoljašnje odlagalište biće korišćen prostor unutrašnjeg odlagališta „Tamnava–Istočno polje”, „Tamnava–Zapadno polje” i unutrašnjeg odlagališta „Veliki Crljeni” i dalje „Polja G”, s tim što će se materijal odlagati i preko „horsta”. Takođe, ugalj se nalazi u okviru tri sloja (povlatni, glavni i podinski), koji imaju različite vrednosti kvaliteta uglja (od 5800 kJ/kg za povlatni do 9400 kJ/kg za podinski ugalj), što će zahtevati kontrolisano otkopavanje u cilju homogenizacije uglja.
Radljevo. ― Ležište „Radljevo” sa severa, istoka i juga ograničeno je isklinjenjem ugljenog sloja, dok je sa istoka granica površinski kop „Tamnava–Zapadno polje”.
Ograničenja vezana za primenu ove varijante leže u nedostatku osnovne projektne dokumentacije. Aktivnosti na pripremi dokumentacije su prekinute pre razvoja dugoročnog plana za razvoj kolubarskog basena, tako da u ovom trenutku postoje samo preliminarni geološki izveštaj, čiji se završetak očekuje sredinom sledeće godine.
Osnovna prednost ovog kopa leži u značajno nižim troškovima otkupa zemljišta, dok je glavni nedostatak – složena struktura slojeva uglja sa velikim brojem proslojaka, zbog kojih je neohnodno angažovanje velikog broja otkopnih i pomoćnih mašina kako bi se dobio traženi kapacitet i kvalitet.
Investiciona ulaganja za proizvodnju uglja od 7,1 milion t sa srednjom toplotnom moći 6700 kJ/kg tokom radnog veka rudnika (oko 35 godina) iznose oko 240 miliona evra (troškovi otkupa zemljišta su niži, ali su troškovi za nabavku opreme viši).
Neophodno je da se ubrza izrada Investiciono-projektne dokumentacije u narednom periodu.
UsvojenaStrategija definisala je rast energetskih potreba i proizvodnje električne energije uz povećano učešće domaćih energetskih izvora. Rast proizvodnje električne energije iz termoelektrana do 2012. godine, po usvojenoj Strategiji, očekuje se kroz veće iskorišćenje remontovanih blokova, a površinski kopovi imaju zadatak da obezbede dugoročno i pouzdano snabdevanje termoblokova ugljem.
U rudarskom basenu Kostolac u toku je proces podizanja godišnjeg kapaciteta površinskog kopa „Drmno” sa 6.5 na 9 miliona t uglja godišnje. Sve aktivnosti na podizanju pomenutog kapaciteta teku po planu – u toku je ugovaranje opreme sa izabranim isporučiocima za novi BTO sistem, radovi na izradi raspodelnog bunkera su pri kraju, kop se tehnološki širi ka zapadnoj granici, preduzete su aktivnosti na izradi Glavnog rudarskog projekta, Projekta istražnih geoloških radova (za potrebe inoviranja Elaborata o geološkim rezervama i kvalitetu uglja i obezbeđenju podloga za izradu hidrodinamičkog modela podzemnih voda). Površinski kopovi „Klenovnik” i „Ćirikovac” po projektnim rešenjima trebalo bi da prestanu sa radom 2009. godine i planiraju se aktivnosti na rekultivaciji degradiranog terena i obezbeđenja prostora za smeštaj pepela i šljake iz termoelektrana u otkopani prostor.
U rudarskom basenu „Kolubara” situacija je, međutim, znatno delikatnija. Naime, neki kopovi su završili eksploataciju („Tamnava–Istočno polje”), neki se bliže kraju („Polje D”), a zamenski kapaciteti nisu otvoreni (uz brojna nerešena pitanja), odnosno neki od kopova ne mogu da ostvare maksimalnu godišnju projektovanu proizvodnju uglja.
Dostizanje kapaciteta od 12 miliona t na površinskom kopu „Tamnava–Zapadno polje” zavisi od: montaže novog BTO sistema (radovi na ugovoranju su značajno kasnili i očekuje se da otpočnu narednih meseci), kao i od završetka izgradnje objekata za zašitu kopa od voda reka Kladnice i Dubokog potoka, uz dodatno velike probleme vezane za eksproprijaciju zemljišta, kako bi se kopovi mogli nesmetano dimački dalje razvijati.
Površinski kop „Tamnava–Istočno polje” je iscrpeo sve rezerve u tokom 2006. godine i trenutno su bageri sa ovog kopa angažovani na površinskom kopu „Tamnava–Zapadno polje”. Zamenski kapacitet za ovaj kop (površinski kop „Veliki Crljeni”) kasni sa otvaranjem zato što kasne radova na izmeštanju reke Kolubare.
Površinski kop „Polje B” je u fazi proširenja u drugo geološko polje i neće moći u dogledno vreme da postigne projektovani kapacitet (3 miliona t uglja godišnje). Po projektnoj dokumentaciji u 2005. godini planirani kapacitet je 2 miliona t uglja, a ostvareno je oko 1 milion. Da bi se ostvario potrebni kapacitet, neophodno je da se angažuje dodatna oprema sa površinskog kopa „Polje D”, koju zbog havarija nije bilo moguće angažovati. Tokom 2006. godine pojavio se i dodatni problem vezan za pojavu klizišta na unutrašnjem odlagalištu.
Kada je u pitanju površinski kop „Polje D”, postoje problemi – preseljenja groblja i naselja Vreoci, i ako se oni ne reše, može se očekivati da preostale rezerve površinskog kopa „Polje D” budu otkopane do 2010. godine, a da pri tome ne bude obezbeđen zamenski kapacitet.
Zamenski kapacitet za površinski kop „Polje D” je površinski kop „Polje E”. Da bi se obezbedili kontinuitet rudarskih radova i stabilnost proizvodnje uglja u narednom periodu, potrebno je dinamički uskladiti otvaranje i razvoj površinskog kopa „Polje E”, koji kao zamenski kapacitet treba da ostvaruje godišnju proizvodnju uglja od 12 miliona t. Površinski kop „Polje E” je objekat koji je po mnogim svojim karakteristikama složeniji za otvaranje i eksploataciju nego bilo koji do sada otvoreni kop u lignitskim basenima Srbije. Planirani period otvaranja i izgradnje trajaće znatno duže od 3 godine, zato što je dubina kopa preko 250m, koeficijent otkrivke u prvih 10 godina je preko 4, velike količine jalovine zbog sinklinalnog ležišta se moraju smestiti na spoljašnja odlagališta, hidrološke prilike su složene, potrebno je izmestiti reku Peštan, postoje mešovite etaže, neophodna je revitalizacija i modernizacija rotornih bagera i dr. Iz tih razloga nije realno da „Polje E” dostigne projektovani kapacitet pre 2015. godine.
Da bi se izbegao deficit u proizvodnji uglja, neophodno je proširiti granice površinskog kopa „Polje D”, ali to podrazumeva iseljenje naselja Vreoci, odnosno velika investiciona ulaganja. Ovo bi bilo prelazno rešenje i dobijanje u vremenu kako bi se otvorio zamenski kapacitet.
Kada su u pitanju kapaciteti za snabdevanje TE „Kolubara B”, treba konstatovati da je neophodno investirati izradu Studije izvodljivosti. Naime, za eksploataciono polje „Radljevo” ne postoji ni osnovna dokumentacija (geološki elaborat, Studija opravdanosti) kako bi se ono razmatralo kao zamenski kapacitet ili eventualno budući kapacitet za TE „Kolubara B”, odnosno ne postoji uporedna tehno-ekonomska studija koja bi ukazala koji od kopova je opravdaniji za eksploataciju („Radljevo” ili „Tamnava–Južno polje”).
U ovom poglavlju detaljno su obrazloženi uslovi, način i dinamika reakizacije prioritetnih aktivnosti koje se odnose na rudnike sa podzemnom eksploatacijom uglja, utvrđenih u Strategiji. Stoga su definisani projekti koji će omogućiti tehnološku modernizaciju postojećih rudnika i otvaranje novih, kao i uvođenje novih i ekološki prihvatljivih tehnologija za podzemnu eksploataciju uglja.
Strategijom predviđena je sledeća stopa rasta proizvodnje, po scenariju dinamičnog ekonomskog razvoja, iz rudnika sa podzemnom eksploatacijom: 2006. g. – 0,62 miliona t, 2009. g. – 0,81 miliona t, 2012. g.– 1,34 miliona t, 2015. g. – 1,50 miliona t. Strategijom nisu određeni pojedinačni rudnici i njihova proizvodnja u posmatranom periodu.
U tabeli 2.1 prikazana je planirana i ostvarena proizvodnja iz osam rudnika Javnog Preduzeća za podzemnu eksploataciju uglja (JP za PEU), u periodu 2003–2006. godine.
Tabela 2.1. Planirana i ostvarena proizvodnja iz rudnika JP za PEU (t)
Godina Planirana proizvodnja (t/god.) Ostvarena proizvodnja (t/god.) Realizacija 2004. 637.900 534.260 84 % 2005. 610.000 551.960 90 % 2006. 610.000 – – 2006. januar-jun 283.950 247.934 87%
Juna meseca 2004. godine usvojen je Program strateške konsolidacije JP za PEU (Factis). U ovom programu naveden je plan proizvodnje za period 2005–2009. godina, kao i niz mera potrebnih za konsolidaciju preduzeća. Međutim, u periodu 2004–2005. nisu se realizovale mere predviđene Programom, tako da je došlo do odstupanja od planirane proizvodnje, uključujući i druge pokazatelje (izrada kapitalnih prostorija, geološko istraživanje i dr.).
U tabeli 2.2. dat je plan proizvodnje uglja u periodu 2005–2009. godina prema Programu strateške konsolidacije JP za PEU i prema proceni menadžmenta JP za PEU u skladu sa postojećom situacijom.
Tabela 2.2. Plan proizvodnje uglja u periodu 2005–2009. godina (t)
Godina Program strateške konsolidacije JP za PEU Procena menadžmentaJP za PEU 2005. 605 000 610 000 2006. 605 000 610 000 2007. 605 000 680 000 2008. 705 000 770 000 2009. 880 000 855 000
Kao što se može videti, u ukupnoj proizvodnji nema većih razlika (najveća je 12% u 2007. godini).
Programom strateške konsolidacije najveći deo predviđenih investicija (2,78 milijardi dinara) namenjen je nabavci opreme za Rembas – jama Strmosten, Soko i Lubnicu. Posle perioda konsolidacije ove investicije bi omogućile dodatno povećanje proizvodnje:
u rudniku Rembas – jama Strmosten: povećanje za 75 000 t godišnje;
u rudniku Soko – povećanje za 100 000 t godišnje;
u rudniku Lubnica – povećanje za 100 000 t godišnje.
Stanje geoloških i eksploatacionih rezervi u aktivnim rudnicima prikazano je u tabeli 2.3.
Tabela 2.3. Stanje geoloških i eksploatacionih rezervi u aktivnim rudnicima
Kategorija Geološke rezerve – bilansne (t) Eksploatacione rezerve (t) Vrška Čuka (eksploatacione rezerve 5% gubitka) Elaborat o rezervama uglja ležišta „Mala Čuka”, stanje 31.12.2005. A 31.470 29.896 B 687.370 653.002 C1 791.820 752.229 A+B+C1 1.510.660 1.435.127 Ibarski rudnici kamenog uglja Jarando – eksploatacione rezerve 5% gubitka; Elaborat o rezervama uglja ležišta „Jarando”, stanje 31.12.2004. A – – B 941.974 894.876 C1 – – A+B+C1 941.974 894.876 Elaborat o rezervama uglja ležišta „Tadenje”, stanje 31.12.2004. A B 557.559 C1 A+B+C1 548.681 REMBAS Strmosten – Elaborat o rezervama uglja ležišta „Strmosten”, stanje 31.12.2003 (overen 2006. godine) A B 751.967 C1 1.758.802 A+B+C1 2.510.769 1.883.076 Senjski rudnik (eksploatacione rezerve 8% gubitka) A 175.900 B 351.600 C1 489.200 A+B+C1 1.016.700 935.364 Jelovac – Elaborat o rezervama uglja ležišta „Jelovac”, stanje 31.12.2003 (overen 2006. godine) A 0 B 499.094 C1 774.266 A+B+C1 1.273.360 1.083.467 Soko (eksploatacione rezerve 21% gubitka) Elaborat o rezervama uglja rudnika „Soko”, stanje 31.12.2004. A 443.136 B 16.025.063 C1 41.887.592 A+B+C1 58.355.791 46.117.880 Bogovina (eksploatacione rezerve 26% gubitka) Elaborat o rezervama uglja rudnika „Bogovina”, stanje 31.12.2004 (overen 2005. godine) A 56.955 B 1.494.579 C1 575.205 A+B+C1 2.126.739 1.576.406 Jasenovac (eksploatacione rezerve 33% gubitka) Elaborat o klasifikaciji, kategorizaciji i proračunu rezervi mrkog uglja u ležištu „Centralno polje” rudnika „Jasenovac”, stanje 30.06.2004 (overen 2005. godine). A 339.282 B 1.215.907 C1 – A+B+C1 1.554.189 1.034.029 Lubnica (eksploatacione rezerve 25% gubitka) A 412.450 B 12.266.480 C1 991.730 A+B+C1 13.670.660 10.252.995 Štavalj (eksploatacione rezerve 37% gubitka) Elaborat o rezervama uglja Centralnog polja rudnika „Štavalj”, stanje 31.12.2004 (overen 22.12.2005. godine) A 345.562 B 9.930.607 C1 – A+B+C1 10.276.169 6.473.986
Stanje geoloških i eksploatacionih rezervi u ležištima van eksploatacije prikazano je u tabelama 2.4, 2.5,2.6, 2.7.
Ćirikovac.
Tabela 2.4. Bilansne i vanbilansne rezerve (t) (prema Elaboratu o rezervama uglja u ležištu Ćirikovac sa stanjem do 31. 12. 2001. godine)
Klasa Kategorija A B C1 A+B+C1 Bilansne – 85.458.000 33.537.000 118.995.000 Vanbilansne – 44.319.000 42.842.000 87.161.000 UKUPNO – 129.777.000 76.379.000 206.156.000
Melnica.
Tabela 2.5. Stanje rezervi uglja u ležištu Melnica prema Bilansu iz 2004. godine (t)
Klasa Kategorija A B C1 A+B+C1 Bilansne – 34.780.400 4.757.000 39.537.400 Vanbilansne – – – – UKUPNO – 34.780.400 4.757.000 39.537.400
Poljana.
Tabela 2.6. Ukupne rezerve mrkolignitskog uglja u ležištu Poljane (t)
Klasa Kategorija A B C1 A+B+C1 Bilansne – 48.467.000 10.528.000 58.995.000 Vanbilansne – 2.018.000 1.166.000 3.184.000 UKUPNO – 50.485.000 11.694.000 62.179.000
Aleksinački ugljonosni basen. Ovo ležište uglja predstavlja jedan od veoma bitnih potencijala mrkog uglja u kome se trenutno ne vrši eksploatacija, ali za koje postoji uredno urađena sva rudarska i geološka dokumentacija.
Tabela 2.7. Ukupne rezerve mrkog ugla u Aleksinačkom ugljonosnom basenu (t) prema Bilansu rezervi mineralnih sirovina iz 1994. godine
Klasa Kategorija A B C1 A+B+C1 Bilansne – 9.615.000 2.705.000 12.320.000 Vanbilansne – – – 15.195.000 UKUPNO – – – 27.415.000
Proizvodnja uglja u 2004. i 2005. godini data je u tabeli 2.8.
Tabela 2.8. Proizvodnja uglja u 2004. i 2005. godini u t.
Rudnik 2004. godina 2005. godina Vrška Čuka 0 906 Ibarski rudnici 72.152 65.490 REMBAS 178.221 190.035 Soko 77.717 83.534 Bogovina 25.498 22.666 Jasenovac 71.100 66.950 Lubnica 48.863 54.968 Štavalj 60.737 67.393 JP PEU 534.288 551.942
Isporuke uglja JP PEU po sektorima potrošača prikazane su u tabeli 2.9.
Tabela 2.9. Potrošnja uglja u t.
Rudnik TE Morava Industrija Široka potrošnja Trgovine Toplane 2004. Vrška Čuka 14.406 Ibarski rudnici 57.551 630 650 4.680 REMBAS 81.886 Soko 8.683 9.256 47.968 9.490 Bogovina Jasenovac 28.143 Lubnica 2.897 9.828 7.932 23.882 Štavalj Ukupna isporuka JP za PEU 170.477 77.822 50.862 142.047 31.451 2005. Vrška Čuka 0 4.775 0 0 0 Ibarski rudnici 47.897 741 481 9.714 0 REMBAS 63.017 39.911 11.232 46.354 29.940 Soko 0 1.250 8.686 62.337 9.931 Bogovina 0 1.612 311 3.035 1.336 Jasenovac 27.076 833 8.031 14.637 529 Lubnica 16.418 5.658 6031 26.563 0 Štavalj 0 4.335 15.494 21.451 10.147 Ukupna isporuka JP za PEU 154.408 58.415 50.266 184.091 51.883
Treba naglasiti da promena stanja zaliha (deponija) nije uzeta u obzir. Ukupne isporuke u 2004. godini su iznosile 0,47 miliona t od proizvedenih 0,53 miliona t, dok je u 2005. godini tržištu isporučeno 0,49 miliona t od proizvedenih 0,55 miliona t.
Na osnovu svega da sada iznetog, tržište kvalitetnog uglja u 2005. godini se može proceniti na 4,03 miliona t. Ovu količinu uglja su tržištu isporučile JP EPS, JP PEU i uvoznici, što je prikazano u tabeli 2.10. i na slici 2.1.
Tabela 2.10. Izvori snabdevanja ugljem
Isporučilac Količina u milionima t Učešće u % JP EPS 2,01 50 JP PEU 0,49 12 Uvoz 1,53 38 Ukupno 4,03 100 %
Slika 2.1. Učešće JP EPS-a, JP PEU i ostalih uvoznika
u snabdevanju ugljem u %.
Programi i projekti modernizacije i revitalizacije postojećih kapaciteta za proizvodnju uglja iz rudnika sa podzemnom eksploatacijom, kao i programi obnavljanja rezervi uglja u proteklom periodu praktično nisu rađeni.
Javno preduzeće za podzemnu eksploataciju uglja nalazi se u postupku restrukturisanja i privatizacije društvenog kapitala. Imajući u vidu da je trend proizvodnje uglja u JP PEU u padu i da su učinci veoma niski, kao i da su neki rudnici u izrazito teškom položaju (male preostale rezerve uglja i ograničeno tržište), rezultate ovog procesa je teško predvideti, ne samo zbog tehničkih i ekonomskih faktora već i zbog velikog sociološkog i političkog značaja koji rudnici sa podzemnom eksploatacijom imaju u svojim lokalnim i regionalnim sredinama. U tom smislu procena kontinuiteta obezbeđenja neophodnih energenata iz rudnika JP PEU prema Strategiji razvoja energetike Republike Srbije za period od 2007. do 2012. godine biće zasnovana na raspoloživim dokumentima i na postojećem stanju.
Pre opisa programa i projekata koji se odnose na rudnike JP PEU neophodno je naglasiti sledeće:
Scenarijom dinamičkog ekonomskog razvoja, koji je definisan u Strategiji, predviđeno je da u 2006. godini JP PEU proizvede 620 000 t uglja (Strategija, str. 46, tabela 3.5.), a Programom strateške konsolidacije JP PEU za istu godinu planirana je proizvodnja 605 000 t. Godišnjim programom poslovanja za 2006. godinu, koji je uradilo JP PEU, planirana je proizvodnja 610 000 t. U prvih šest meseci ove godine plan JP PEU je realizovan sa 87%.
Već sada se može konstatovati da je u oba scenarija ekonomskog razvoja (dinamički i usporeni) Strategije potcenjen značaj čvrstog goriva u strukturi energenata (Strategija, str. 43, tabela 3.4). Primera radi, od 2005. godine US Steel Serbia u Smederevu radi sa dve visoke peći, tako da se u narednom periodu pouzdano može proceniti uvoz koksa na oko 1,05 miliona t, odnosno 0,73 miliona toe (koks: 29,3 GJ/t). Ovome treba dodati da je u 2005. godini uvoz kvalitetnih ugljeva (kamenog i mrkog) iznosio 1,53 miliona t, odnosno 0,84 miliona toe (mrki ugalj: 23 GJ/t). Energetskim bilansom sektora, po scenariju dinamičkog ekonomskog razvoja, za 2006. godinu planiran je uvoz uglja na nivou od 0,4 miliona toe (Strategija, str. 46, tabela 3.5).
2.2.1. Kapaciteti za proizvodnju uglja
U ovom poglavlju razmotriće se kapaciteti za podzemnu proizvodnju uglja, s tim da će se rudnici koji imaju potencijal za mehanizovano otkopavanje obraditi detaljnije, u smislu prioriteta tehnološkog kontinuiteta Strategije.
RMU REMBAS
Rudnik Rembas je u periodu 1990–1999. imao pad proizvodnje od preko 50%, najznačajniji u 1993. godini, što je karakteristika praktično svih rudnika JP PEU. Od 1999. godine do danas trend proizvodnje je u porastu, sa ostvarenom proizvodnjom u 2005. godini od 190 000 t, odnosno 0,086 miliona toe (DTS 19 GJ/t). Rudnik Rembas ima najveću proizvodnju u JP PEU, s tim da se eksploatacija vrši u tri jame: Strmosten, Jelovac i Senjski rudnik.
STRMOSTEN. – Na osnovu stanja rezervi i uslova u ležištu, mogući održivi rad može se ostvariti primenom odgovarajuće širokočelne mehanizovane metode otkopavanja, koja bi obezbedila veće učinke i proizvodnju do iscrpljenja preostalih rezervi. Unapređenje rada bi se moglo ostvariti i organizovanjem eksploatacije mehanizovanom stubno-komornom metodom (uz primenu kombajna sa reznim valjkom, sa godišnjim kapacitetom od oko 110 000 t). U svakom slučaju, bez obzira na primenjenu metodu eksploatacije, a imajući u vidu dužine kapitalnih prostorija koje treba izraditi radi otvaranja preostalih rezervi uglja, period investicione izgradnje se procenjuje na oko 3 godine (sa jednim kombajnom za izradu podzemnih prostorija).
Imajući u vidu tekući postupak restrukturisanja i privatizacije JP PEU, pre 2010. godine ovaj kapacitet se ne bi mogao ostvariti. Sa druge strane, rezerve u jami Strmosten omogućavaju nastavak rada, po trenutno primenjenoj tehnologiji, u periodu od naredne 3-4 godine, tako da je u smislu kontinuiteta obezbeđenja energenata od ključne važnosti što pre rešiti ovo pitanje.
JELOVAC. – U jami Jelovac praktično nema rezervi A kategorije, a rezerve B kategorije bi omogućile nastavak rada sa postojećom tehnologijom u narednih 4-5 godina.
Za otkopavanje rezervi kategorije C1 mogla bi se iskoristiti otkopna oprema iz jame Strmosten, po završetku otkopavanja. Opravdanost i mogućnost ovakvog rešenja trebalo bi detaljnije analizirati, pošto ono uključuje konzervaciju jame Jelovac i njeno aktiviranje posle završetka eksploatacije u jami Strmosten.
Na osnovu iznetog može se očekivati da rudnik Rembas do 2012. godine ostvari projekciju prikazanu u tabeli 2.11.
Tabela 2.11. Projekcija proizvodnje rudnika Rembas do 2012. godine
Godina 2007. 2008. 2009. 2010. – 2012. Proizvodnja (t) 190.000 190.000 190.000 270.000 (široko čelo)220.000 (meh. stub.-komorno)
Do 2010. godine može se očekivati proizvodnja na nivou 2005. i prvih 6 meseci 2006. godine, a 2010. godine došlo bi do povećanja proizvodnje zbog početka mehanizovanog otkopavanja u jami Strmosten. Pored ovoga potrebno je naglasiti sledeće:
Zaključno sa 2011. godinom, najkasnije, došlo bi do iscrpljenja A i B rezervi u jamama Jelovac i Senjski rudnik, što znači da bi se u 2012. godini proizvodnja ostvarivala samo u jami Strmosten. Trajnom obustavom eksploatacije u ove dve jame izgubiće se kapaciteti od oko 110 000 t/god;
Povećanje proizvodnje u 2010. godini uslovljeno je početkom investicionih radova na otvaranju preostalih rezervi u jami Strmosten početkom 2007. godine.
RMU SOKO – Stanje rezervi prema Elaboratu o rezervama, na dan 31.12.2004. godine, je preko 58 Mt (A+B+C1), tako da ovo ležište, uz Sjeničko, predstavlja najznačajniji potencijal za razvoj JP PEU. Energetski potencijal ovog ležišta iznosi skoro 25 Mten.
Procena je da se eksploatacijom u Zapadnom polju može ostvariti godišnji kapacitet od 130 000 t/god. Ovaj kapacitet bi se mogao ostvariti već od 2007. godine, pod uslovom da se investicioni radovi realizuju prema planu.
Eksploatacijom u Zapadnom polju obezbedio bi se kontinuitet proizvodnje mrkog uglja do završetka investicione izgradnje novog rudnika u istočnom krilu Centralnog polja i do postepenog početka mehanizovane eksploatacije. Period potreban za završetak izrade kapitalnih prostorija procenjuje se na oko 2,5 godine, što znači da proizvodnja ne bi mogla započeti pre 2010. godine. U toj prvoj godini, 2010, tokom koje bi se oprema montirala i izvršio probni rad otkopa, očekuje se proizvodnja od oko 70 000 t/god. U drugoj, 2011. godini (uhodavanje i potvrda kapaciteta), očekuje se proizvodnja od oko 150 000 t/god, a pun kapacitet od oko 300 000 t/god bi se mogao ostvariti tek u trećoj 2012. godini.
Na osnovu iznetog može se očekivati da rudnik Soko do 2012. godine ostvari projekciju prikazanu u tabeli 2.12.
Tabela 2.12. Projekcija proizvodnje rudnika Soko do 2012. godine
Godina 2007. 2008. 2009. 2010. 2012. Proizvodnja (t) 130.000 130.000 130.000 200.000 300.000
Planirana proizvodnja rudnika Soko u 2006. godini iznosi 100 000 t, a u prvih 6 meseci plan je realizovan sa 99%. Da bi se ova projekcija realizovala, neophodno je da se nastavi sa investicionom izgradnjom, odnosno da se do 2007. godine otvori Zapadno polje i nastavi izrada kapitalnih prostorija otvaranja rezervi u istočnom krilu Centralnog polja, gde bi se ugalj mehanizovano otkopavao.
RL LUBNICA. – Rudnik Lubnica je u periodu 1990–2005.godine imao stabilnu proizvodnju na prosečnom godišnjem nivou od oko 51 000 t (minimalna 38 000 t/god – 1997. godine; maksimalna 65 000 t – 1992. godine). Ova proizvodnja se ostvarivala u pogonu Stara jama, s tim da se proces investicione izgradnje realizuje u jami Osojno jug i nalazi se u završnoj fazi, što znači da se trenutno radi na otvaranju i pripremi prvog otkopnog polja. Preostalo je da se izradi još oko 700 m podzemnih prostorija (procenjuje se da je za ovo potreban period od oko godinu dana), posle čega bi se, krajem 2007. godine, moglo započeti sa eksploatacijom uglja u jami Osojno jug.
Rudarsko-geološki uslovi u jami Osojno jug su povoljni u smislu mehanizovanog otkopavanja, što je i predviđeno postojećom tehničkom dokumentacijom (sa kapacitetom od 180 000 t/god.). Međutim, imajući u vidu da lignit iz rudnika Lubnica ima ograničeno tržište, problemi plasmana većeg obima proizvodnje bi se mogli prevazići izgradnjom energetskog postrojenja toplane-elektrane u Zaječaru. Izgradnja ove toplane-elektrane predstavlja realnu mogućnost, imajući u vidu da je potpisan Ugovor o saradnji i ekskluzivnim pregovorima između opštine Zaječar i češkog investitora „Moravia Energo”. Period izgradnje toplane-elektrane se procenjuje na tri godine, tokom koga bi bilo moguće nabaviti i montirati opremu za mehanizovano otkopavanje. Ovo znači da se pre 2010. godine ne bi moglo očekivati značajno povećanje proizvodnje (mehanizovano otkopavanje) u rudniku Lubnica, i to pod uslovom da se već tokom 2007. godine započne sa realizacijom aktivnosti na izgradnji toplane u Zaječaru. Treba napomenuti da bi u slučaju mehanizovanog otkopavanja bilo moguće ostvariti i veći godišnji kapacitet.
Imajući u vidu da će se već od 2008. godine proizvodnja lignita, pored pogona Stara jama, ostvarivati i u jami Osojno jug (najverovatnije po postojećoj tehnologiji), može se očekivati godišnja proizvodnja od oko 110 000 t. Ova proizvodnja bi se mogla ostvariti i u 2009. godini, pod uslovom postojanja tržišta, odnosno do izgradnje toplane.
Na osnovu iznetog može se očekivati da rudnik Lubnica do 2012. godine ostvari projekciju prikazanu u tabeli 2.13.
Tabela 2.13. Projekcija proizvodnje rudnika Lubnica do 2012. godine
Godina 2007. 2008. 2009. 2010. – 2012. Proizvodnja (t) 70.000 110.000 110.000 180.000*ili 250.000**
* plan JP PEU,
** projekcija studije DMT/RGF/Factis: 250 000 = 200 000 (toplana) + 20 000 (TE Morava) + 30 000 (Industrija i široka potrošnja).
Planirana proizvodnja rudnika Lubnica u 2006. godini iznosi 65 000 t, a u prvih 6 meseci plan je realizovan sa 80%.
Da bi se ova projekcija realizovala, u smislu povećanja proizvodnje 2010. godine, neophodno je već u 2007. godini započeti realizaciju aktivnosti na izgradnji toplane. Pored ovoga, neophodno je nastaviti sa investicionom izgradnjom jame Osojno jug.
RMU Štavalj. – Rezerve u trenutno aktivnom Centralnom polju iznose preko 10 Mt (A+B+C1), pri čemu ukupne rezerve iste kategorije Sjeničkog ugljenog basena iznose preko 182 Mt, odnosno oko 61 Mten (DTS 14 GJ/t), zbog čega ovo ležište predstavlja resurs od izuzetnog značaja za razvoj energetike Republike Srbije.
Karakteristike ležišta su takve da je mehanizovano otkopavanje ostvarivo, uz značajno povećanje proizvodnje i učinaka. Međutim, lokacija rudnika Štavalj, odnosno njegova dislociranost od glavnih transportnih puteva, kao i problemi pri transportu u zimskom periodu, u velikoj meri limitiraju razvoj rudnika zbog ograničenog tržišta, odnosno nemogućnosti plasmana većeg obima proizvodnje, prvenstveno zbog kamionskog transporta.
Mogućnost za prevazilaženje problema tržišta ogleda se u izgradnji termoelektrane, koja bi bila projektovana za mrki ugalj rudnika Štavalj. Treba napomenuti da se period vremena koji bi obuhvatio izradu studije izvodljivosti, realizaciju tenderskih aktivnosti, izgradnju rudnika i termoelektrane, kao i sve druge prateće aktivnosti, procenjuje na 5 godina. Drugim rečima, najranije 2012. godine, pod uslovom da se sa navedenim aktivnostima započne 2007. godine, može se očekivati početak rada novog rudnika sa kapacitetom za podmirenje potreba termoelektrane snage između 250 i 400 MW. Zbog navedenog, projekcija proizvodnje rudnika Štavalj do 2012. godine (tabela 2.14.) biće zasnovana na trenutnom stanju, uzimajući u obzir trend rasta proizvodnje u poslednje četiri godine.
Tabela 2. 14. Projekcija proizvodnje rudnika Štavalj do 2012. godine
Godina 2007. 2008. 2009. 2010. – 2012. Proizvodnja (t) 70.000 70.000 70.000 70.000
U 2006. godini za rudnik Štavalj planirana je proizvodnja od 70 000 t, a u prvih šest meseci tekuće godine plan je ostvaren sa 81%.
OSTALI RUDNICI – Ostali rudnici (Vrška Čuka, Ibarski rudnici, Bogovina i Jasenovac) nisu u programu modernizacije i povećanja kapaciteta za proizvodnju uglja. U rudniku Jasenovac u toku je projekat unapređenja miniranja na otkopima koji ima za cilj da smanji učešće sitnih klasa u rovnom uglju.
Programom strateške konsolidacije predviđeno je da rudnik Vrška Čuka obustavi proizvodnju, tako da ovaj rudnik neće biti uključen u projekciju proizvodnje JP PEU do 2010. godine. Preostala tri rudnika će se uključiti u projekciju 2007–2010. godina (tabela 2.15), i to Ibarski rudnici sa 70 000 t/god.; Jasenovac sa 70 000 t/god. (oba rudnika imaju ograničene rezerve) i Bogovina sa 40 000 t/god. (limitirano tržište zbog izuzetno visokog učešća sitnih klasa lošeg kvaliteta). Za projekciju do 2012. godine bi trebalo računati samo na rudnik Jasenovac, pri čemu bi rudnik zadržao isti nivo proivodnje.
Tabela 2.15. Projekcija proizvodnje preostalih rudnika JP PEU do 2012. godine
Proizvodnja po rudnicima (t/god) Godina 2007. 2008. 2009. 2010. Ibarski rudnici 70.000 70.000* 70.000* 70.000* Jasenovac 70.000 70.000 70.000 70.000 Bogovina 40.000 40.000* 40.000* 40.000* UKUPNO 180.000 180.000* 180.000* 180.000*
* Mogućnost da rudnik obustavi proizvodnju zbog prevelikih troškova proizvodnje.
U 2006. godini planirana proizvodnja u Ibarskim rudnicima iznosi 70 000 t, u Jasenovcu 65 000 t, a u Bogovini 41 000 t. U prvih šest meseci ove godine plan je realizovan sa 86% u Ibarskim rudnicima, sa 101% u Jasenovcu i sa 63% u Bogovini.
Strategijom razvoja energetike Republike Srbije predviđena je sledeća proizvodnja rudnika sa podzemnom eksploatacijom uglja: u 2006. godini- 0,62 miliona t, u 2009. godini 0,81 milion t, u 2012.godini 1,34 miliona t.
Na osnovu izložene projekcije u ovom izveštaju, za period 2009. i 2010. može se očekivati sledeća ukupna proizvodnja prikazana u tabeli 2.16.
Tabela 2. 16. Projekcije proizvodnje uglja po rudnicima
Rudnik 2009. 2010. Rembas 190 000 220 000 – Strmosten 110 000 t/god; meh. stub. komorno(270 000 – Strmosten 160.000 t/god; šir. čelo) Soko 130 000 200 000 Lubnica 110 000 180 000(250 000 – DMT/RGF/Faktis) Štavalj 70 000 70 000 Ostali 180 000 180 000 UKUPNO 680 000 850 000(970 000)
U 2009. godini teško se može ostvariti proizvodnja od 810 000 t zbog kašnjenja realizacije Programa strateške konsolidacije. Pretpostavlja se da postupak restrukturisanja i privatizacije društvenog kapitala u JP PEU neće imati negativan uticaj na realizaciju opisane projekcije.
Skok u proizvodnji uglja u 2010. godini može se očekivati iz sledećih razloga:
početak mehanizovanog otkopavanja u jami Strmosten (sa 80 000 t/god. na 110 000 t/god. odnosno 160 000 t/god. ili više);
početak mehanizovanog otkopavanja u rudniku Soko (sa 130 000 t/god. na 200 000 t/god.);
početak mehanizovanog otkopavanja u rudniku Lubnica (sa 110 000 t/god. na 180 000 t/god. ili 250 000 t/god.).
Kao što se iz prethodnog izlaganja može videti, proizvodnja uglja iz podzemne eksploatacije predviđena strategijom za 2009. godinu ne može se ostvariti na projektovanom nivou, ali se može ostvariti već u 2010. godini, čak i na nešto višem nivou, uz potrebna ulaganja.
Obnavljanje rezervi uglja u okviru rudnika sa podzemnom eksploatacijom uglja predstavlja redovnu investicionu aktivnost. U tabeli 2.17. prikazan je obim planiranih geoloških istraživanja do 2007. godine, a prema programu Strateške konsolidacije JP PEU.
Kao što se može videti, sva realizovana bušenja bila su u skladu sa Programom, osim bušenja u Vrškoj Čuki (218 m). Takođe, od ukupno planiranih 5531 m za 2004–2005. godinu realizovano je 59%, što praktično pomera realizaciju istražnih bušenja do 2009. godine.
U ovoj tački će biti opisani programi izgradnje zamenskih kapaciteta za rudnike koji su već identifikovani i poseduju infrastrukturu koja bi se mogla iskoristiti, kao što su: Rembas, jama Strmosten, RMU Soko i RL Lubnica. Takođe, biće opisani i programi za ležišta uglja koja su potencijalna za podzemnu eksploataciju, kao što su Štavalj i Ćirikovac, na kojim se vrši eksploatacija, ali kao zamenski kapacitet predviđa se izgradnja novih rudnika.
Tabela 2.17. Plan geoloških istraživanja prema Programu strateške konsolidacije (metara bušotina)
Rudnik Realizovano 2004-2005 1) Realizovano 2004-2005 2) Planirana istraživanja premaProgramu strateške konsolidacije godina 2004. 2005. 2006. 2007. 04-07 Ibarski rudnici 205 205 0 570 0 0 570 Rembas 2163 2163 821 1600 2000 1200 5621 Soko 291 291 400 1500 690 0 2590 Jasenovac 0 0 0 0 0 570 570 Štavalj 609 609 240 400 200 0 840 Lubnica 0 0 0 0 0 714 714 JP PEU 3486 3268 1461 4070 2890 2484 10905
1) Bušotine realizovane u periodu 2004-2005;
2) Bušotine predviđene Programom strateške konsolidacije.
REMBAS
U poglavlju 2.2 navedeno je da se održivi rad u jami Strmosten može ostvariti:
primenom metode širokog čela sa mehanizovanim otkopavanjem (dužina čela od oko 60 m i sa prosečnom dužinom otkopnog polja od 415 m), koja bi obezbedila veće učinke i proizvodnju do iscrpljenja preostalih rezervi, uz procenjeni kapacitet od oko 150 000 t/god. ili
primenom metode mehanizovanog stubno-komornog otkopavanja sa kombajnom sa reznim valjkom, uz procenjeni godišnji kapacitet od oko 110 000 t.
Bez obzira na metodu eksploatacije koja bi se primenila, period investicione izgradnje je procenjen na oko 3 godine. Ukupna dužina kapitalnih prostorija koje bi trebalo izraditi radi otvaranja preostalih rezervi uglja u jami Strmosten je oko 2 500 m, pri čemu bi se u funkciji zadržale postojeće kapitalne prostorije (GN-1, prekop na k+45, slepo okno i VN). Procena investicione izgradnje, od 3 godine, zasnovana je na pretpostavci mehanizovane izrade podzemnih prostorija sa jednim kombajnom za izradu podzemnih prostorija. Ovaj period bi se mogao značajno skratiti ukoliko bi se otvaranje vršilo sa dve napadne tačke, odnosno sa dva kombajna za izradu podzemnih prostorija.
Pri razmatranju izgradnje zamenskog kapaciteta u jami Strmosten potrebno je imati na umu mogućnost korišćenja iste otkopne mehanizacije u jami Jelovac, i to posle završetka eksploatacije u jami Strmosten, što podrazumeva obustavu radova u jami Jelovac i njenu konzervaciju. Ovu mogućnost bi trebalo detaljno ispitati, prvenstveno u geotehničkom smislu, pre donošenja konačne odluke.
RMU SOKO
Izgradnja zamenskih kapaciteta u rudniku Soko je praktično već u toku, s tim da treba napraviti razliku između:
otvaranja rezervi u Zapadnom polju i
izgradnje novog rudnika u istočnom krilu Centralnog polja.
Otvaranje rezervi u Zapadnom polju i početak eksploatacije u ovom otkopnom polju treba da obezbedi kontinuitet proizvodnje, pošto se iscrpljuju rezerve u zapadnom krilu Centralnog polja. Bolji geološki uslovi i značajna unapređenja u proizvodno-tehnološkom smislu (produbljenje izvoznog okna, novo navozište na k+170 m, bolje provetravanje, skraćeni putevi transporta i dr.) opravdavaju procenu da će biti moguće ostvariti proizvodnju od 130 000 t/god. Proizvodnja bi se ostvarivala metodom otkopavanja koja se i sada primenjuje, a koja je zasnovana na bušačko-minerskim radovima.
Sa druge strane, izgradnja novog rudnika u istočnom krilu Centralnog polja predstavlja izgradnju zamenskog kapaciteta koji bi dugoročno rešio pitanje proizvodnje u rudniku Soko. Do sada su realizovane aktivnosti 1. faze, odnosno izrađene su prostorije u dužini od 2 500 m (GTN-1, GTN-2, GTN-3, GVH–1, GVN-1 i navozište na koti 170,0 m) i uspostavljeno je procirkulaciono provetravanje navedenih prostorija. U okviru nastupajuće 2. faze potrebno je izraditi prostorije otvaranja I horizonta u dužini od 2 480 m, čime bi se završilo otvaranje ležišta i stvorili uslovi za njegovu razradu, odnosno početak eksploatacije.
Period potreban za realizaciju druge faze, odnosno izradu prostorija, procenjuje se na 2,5–3 godine, i to sa dve napadne tačke. Imajući u vidu da će ove prostorije biti locirane u kompaktnoj radnoj sredini, izrađivale bi se bušačko-minerskim radovima, uz primenu bušačkih kola i jamske utovarne mašine.
Kao što je navedeno u Drugom periodičnom izveštaju, u istočnom krilu Centralnog polja bilo bi moguće mehanizovati proces otkopavanja, i to po metodi kratkog slepog čela dužine 40–45 m (u zavisnosti od geoloških uslova), uz godišnji kapacitet od 300 000 t. Dužina otkopnog polja slepog čela zavisila bi od rudarsko-geoloških uslova, a u najvećoj meri od kontinuiteta ugljenog sloja u pravcu pružanja.
RL LUBNICA
Aktivnosti na izgradnji zamenskog kapaciteta Osojno-jug su u završnoj fazi, i to u smislu izrade kapitalnih prostorija. Do sada su realizovane aktivnosti na izradi prostorija otvaranja, a do početka eksploatacije preostalo je da se izrade prostorije razrade (u dužini od oko 700 m). Ovo znači da predstoji izrada transportnog i ventilacionog hodnika prvog otkopnog polja (širokog čela). Projektnom dokumentacijom predviđena je metoda odstupnog širokog čela, s tim da proces otkopavanja bude mehanizovan – kombajn sa reznim valjcima, mehanizovana hidraulična podgrada i otkopni transporter. U ovom trenutku nisu počele aktivnosti koje se odnose na nabavku navedene otkopne opreme. Široko čelo bi bilo dugačko 60 m, sa prosečnom dužinom otkopnih polja od oko 410 m, a na godišnjem nivou bi se ostvarila proizvodnja od oko 110 000 t. Treba napomenuti da bi mehanizovanjem procesa otkopavanja bilo moguće ostvariti i veću proizvodnju, do 180 000 t/god., i to povećanjem dužine širokog čela na 90 m. Istovremeno sa otkopavanjem u jami Osojno-jug nastavila bi se i eksploatacija u Staroj jami (oko 70 000 t/god.), do iscrpljenja rezervi, tako da bi ukupna proizvodnja u rudniku Lubnica u tom periodu bila 180 000 t/god, odnosno 250 000 t/god.
Razlike u godišnjem kapacitetu u najvećoj meri zavise od tržišta, odnosno mogućnosti plasmana uglja iz rudnika Lubnica. Rudnik Lubnica ima ograničeno tržište, a problemi plasmana većeg obima proizvodnje mogli bi se prevazići izgradnjom energetskog postrojenja toplane-elektrane u Zaječaru. Izgradnja ove toplane-elektrane predstavlja realnu mogućnost, imajući u vidu da je potpisan Ugovor o saradnji, kao i da su u toku pregovori između opštine Zaječar i češkog investitora „Moravia Energo”.
ŠTAVALj. – Za rudnik Štavalj postoji dokument o mogućnosti njegovog razvoja koji je uradila češka firma Vystavba Dolu Ostrava s.r.o (2006). Takođe, u toku je i izrada studije prethodne izvodljivosti koju finansira Evropska agencija za rekonstrukciju, za potrebe Ministarstva rudarstva i energetike Republike Srbije, sa kojom bi trebalo da se ispita mogućnost izgradnje termoenergetskog kapaciteta snage između 250 i 400 MW, i sa njim u vezi visokoproduktivnog rudnika sa podzemnom eksploatacijom. Ovim aktivnostima uzeti su u obzir ogroman potencijal Štavaljskog ležišta (preko 180 Mt rezervi mrko-lignitskog uglja) i neophodnost izgradnje novih energetskih kapaciteta u Republici Srbiji.
Osnovni ograničavajući faktor razvoja rudnika Štavalj je njegova geografska izolovanost i visoki troškovi površinskog transporta. Rudarsko-geološki faktori favorizuju mehanizovano otkopavanje u ovom rudniku i ne predstavljaju limitirajuće uslove za ostvarivanje visoke proizvodnje. Izgradnjom termoelektrane u blizini rudnika troškovi transporta bi se sveli na minimum. U svakom slučaju obim tržišta uglja iz rudnika Štavalj bi se mogao proceniti na 1 000 000 (za blokove snage oko 250 MW) do 2.000.000 t/god. (za blokove snage oko 400 MW).
ĆIRIKOVAC. – Značajne količine preostalih rezervi lignita u ležištu Ćirikovac (B+C1 ( 136 miliona t) i vrlo povoljni geološki uslovi favorizuju podzemnu eksploataciju ovih rezervi u ovom delu Kostolačkog basena. Drugim rečima, slojne prilike i uslovi radne sredine su takvi da omogućuju primenu novih tehnologija i savremene opreme za podzemnu eksploataciju uglja, čime bi se obezbedili visok učinak, kao i sigurnost i bezbednost zaposlenih.
Pregled srednjih vrednosti donje toplote sagorevanja i sadržaja pepela u II i III ugljenom sloju ležišta Ćirikovac dat je u tabeli 2.18.
Za eksploataciju bi se mogla primeniti metoda odstupnog širokog čela sa mehanizovanim procesom otkopavanja, uz obaranje krovinskog dela ugljenog sloja („sub-level” metoda). Osnovni parametri otkopnog polja jednog širokog čela bi bili sledeći: dužina širokog čela 120 m, prosečna dužina otkopnog polja 1250 m i nagib sloja 0–10o. Proces otkopavanja bi se vršio kombajnom za otkopavanje sa dva rezna valjka, pri čemu bi se cela otkopna visina od 3,5 m otkopavala u jednom prolazu kombajna. Imajući u vidu da je prosečna debljina II banka III ugljenog sloja oko 8,5 m, posle otkopavanja kombajnom preostali deo sloja, iznad širokog čela, imao bi debljinu oko 5,0 m koja bi se zarušavala na otkopni transporter. Na ovaj način bi se mogao ostvariti godišnji kapacitet od oko 1 970 000 t rovnog uglja.
Ukupna dužina svih prostorija koje je potrebno izraditi da bi se otpočelo sa proizvodnjom iznosi 14 970 m, a procenjuje se da proizvodnja može početi za tri godine (36 meseci).
Ukupan vek eksploatacije lignita iz I i II banka bio bi oko 46 godina. Ako se uzme u obzir da se eksploatacija lignita može kasnije organizovati i u III banku, izvesno je da se vek eksploatacije samo iz III sloja u ležištu Ćirikovac može utvrditi na oko 60 godina. Znači oko 112 miliona t lignita i oko 60 godina podzemne eksploatacije predstavljaju realnu polaznu osnovu za izgradnju savremenih industrijskih i energetskih kapaciteta na području Kostolačkog ugljenog basena.
Tabela 2.18. Pregled srednjih vrednosti donje toplote sagorevanja i sadržaja pepela
Litološki član Srednja vrednost DTS(MJ/kg) Srednja vrednost sadržaja pepela (%) II ugljeni sloj 9,7178 18,4 I banak III ugljenog sloja 10,2289 18,2 II banak III ugljenog sloja 10,2479 16,8 III banak III ugljenog sloja 9,6391 19,8
Deficit Republike Srbije u kvalitetnijim ugljevima može ovim projektom biti smanjen ako se ima u vidu da široka potrošnja koristi i relativno niži kvalitet uglja, naročito u ruralnim područjima. Elaboratom su potvrđene ranije pretpostavke da preostale rezerve ležišta Ćirikovac mogu biti realno bilansirane na srednji i dugi rok u energetskoj strategiji zemlje.
U ovoj tački će biti opisani programi izgradnje novih kapaciteta za proizvodnju uglja, kao što su Melnica i Poljana, a za koje ne postoji infrastruktura koja bi se mogla iskoristiti.
Melnica. – Izvršena istraživanja u okviru elaborata o rezervama i raspoloživa dokumentacija ukazuju na velike mogućnosti organizovanja savremene podzemne eksploatacije uglja koja bi u tržišnim uslovima poslovala rentabilno u dugoročnom periodu. Geološkim istraživanjima je identifikovana blokovska struktura ležišta, pri čemu su u četiri identifikovana bloka utvrđene rezerve od oko 33,5 x 106 t uglja. Pošto ležište uglja nije potpuno istraženo, kapacitet rudnika treba rešavati u etapama, i to:
u prvoj etapi se može predvideti kapacitet od 730 000 t rovnog uglja. Eksploataciju i preradu u I etapi treba predvideti u geološkim blokovima koji pri sadašnjem stepenu izvršenih geoloških istražnih radova omogućavaju najkraći vremenski rok otvaranja rudnika;
pri rešavanju načina otvaranja rudnika potrebno je imati u vidu i eksploataciju ostalih geoloških blokova, kao i povećanje kapaciteta godišnje proizvodnje na 1 200 000 t rovnog uglja. Navedeni maksimalni kapacitet proizvodnje rovnog uglja zavisiće od rezultata dopunskih geoloških i rudarskih istražnih radova.
Prema identifikovanim eksploatacionim uslovima ležišta uglja Melnica, uzimajući u obzir sve analizirane elemente uticaja koji opredeljuju izbor metode i tehnologije otkopavanja, može se primeniti metoda širokog čela sa kombinovanim sistemom otkopavanja. U prikrovinskom delu ugljenog sloja može se primeniti metoda širokog čela sa primenom kompleksne mehanizacije u sistemu horizontalne koncentracije uz zarušavanje krovine u otkopani prostor. Osnovni parametri otkopnog polja jednog širokog čela bili bi sledeći: dužina širokog čela 100 m, visina horizontalnog zahvata otkopavanja 3,2 m i prosečna dužina otkopnog polja preko 1 200 m. U pripodinskom delu ugljenog sloja može se primeniti metoda širokog čela sa primenom kompleksne mehanizacije u sistemu horizontalne i vertikalne koncentracije uz zarušavanje otkopanog prostora. Osnovni parametri otkopnog polja jednog širokog čela bili bi sledeći: dužina širokog čela 100 m, visina horizontalnog zahvata otkopavanja 2,6 m, visina vertikalnog zahvata obaranja krovinske ugljene ploče („sublevel” metoda) 3,4 m i prosečna dužina otkopnog polja preko 1 200 m.
Poljana. – Respektabilne rezerve uglja i investicioni program urađen 1983. godine potrvđuju da je ležište Poljana ozbiljan energetski potencijal Srbije.
Ugalj se može eksploataisati iz dve jame: „Vinogradi” sa eksploatacionim rezervama od 14 miliona t i „Bresje” sa eksploatacionim rezervama od 17 miliona t. U obe jame ugalj se može otkopavati metodom mehanizovanog širokočelnog otkopavanja sa godišnjom proizvodnjom od oko 600 000 t rovnog uglja kvaliteta DTS 10 450 kJ/kg.
Pored navedenih rudnika uglja, u Republici Srbiji je u manjoj ili većoj meri istraženo preko 25 lokaliteta, koji mogu biti predmet kompleksne tehničko-ekonomske analize sa realnim očekivanjem da veći broj može dati pozitivne efekte u proizvodnji uglja. Činjenica da postoje tehnologije sagorevanja koje omogućavaju ekonomično i ekološki prihvatljivo korišćenje ugljeva sa visokim procentom pepela (do 60%), vlage (do 60%), sumpora, otvara šire mogućnosti za izbor metoda i tehnologija podzemne eksploatacije koje omogućavaju znatno niže troškove proizvodnje.
U tabeli 2.19. prikazani su potencijali malih ležišta (Jerma, Rtanj, Dragačevski basen, Zapadno-moravski basen i dr.) od kojih je veći deo pogodan za podzemnu eksploataciju.
Tabela 2.19. Ukupne rezerve malih ležišta uglja Republike Srbije (milioni t)
Vrsta uglja R e z e r v e Bilansne Vanbilansne Potencijalne Geološke Antracit 1.51 – – 1.51 Kameni 16.19 1.26 27.75 17.45 Mrki 119.21 20.91 6.4 140.12 Mrkolignitski 228.55 62.49 29.92 291.04 Ukupno ugalj 365.46 84.66 64.07 450.12
Imajući u vidu zahteve za potrebnim kapacitetom proizvodnje uglja i za primenom savremene mehanizovane tehnologije podzemne eksploatacije, s jedne strane, kao i geološke rezerve, geomehaničke karakteristike krovine i podine ugljenih slojeva, kvalitet uglja, s druge strane, u cilju objektivnijeg sagledavanja mogućnosti podzemne eksploatacije ležišta uglja iz rudnika koji su navedeni kao zamenski kapaciteti potrebno je, nakon rezultata predmetne analize, preduzeti sledeće aktivnosti:
izraditi potrebnu geološku dokumentaciju i izvršiti doistraživanje ležišta u smislu prevođenja potencijalnih C2 rezervi u bilansne kategorije, odnosno uraditi ili inovirati elaborate o rezervama;
izvršiti dodatna geofizička ispitivanja u funkciji definisanja seizmo-tektonskih uslova;
izvršiti izradu opitnih podzemnih rudarskih prostorija u ležištima kako bi se definisali svi potrebni parametri vezani za stabilnost prostorija i mogućnost primene savremenih metoda podzemne eksploatacije uglja;
pristupiti izradi studije izvodljivosti (podzemne) eksploatacije preostalih rezervi uglja u ležištu;
izvršiti tehnološke, poluindustrijske i ostale probe po pitanju otkopavanja, prerade i korišćenja uglja;
izraditi analize uticaja na životnu sredinu eksploatacije i korišćenja uglja iz dotičnih ležišta;
pribaviti potrebnu dokumentaciju (projekti, različite analize) predviđenu zakonskom regulativom.
U vezi sa kvalitetom uglja, odnosno sa CQMS sistemom (Coal Qualitѕ Management Sustem), treba naglasiti da ovaj sistem, pored ostalog, u organizacionom i tehničkom pogledu, podrazumeva aktivnosti koje se odnose na uzorkovanje uglja, laboratorije i opremu za ispitivanje uzoraka, opremu za praćenje proizvodnje uglja u rudnicima, kako sa aspekta kvaliteta tako i sa aspekta otkopanik količina (kvantiteta).
Kada je uvoz uglja u pitanju, treba reći da regulativa za uvoz jednostavno ne postoji. Ovu regulativu je potrebno uvesti kako zbog zaštite domaće proizvodnje i tržišta, tako i zbog zaštite životne sredine. Ovo posebno zbog pridruživanja Srbije Evropskoj uniji u skoroj budućnosti. Mere koje u tom smislu treba preduzeti su:
slobodna trgovina ugljem, ali uvozici treba da imaju licencu za obavljanje ovog posla;
obavezna deklaracija o uglju koji se uvozi;
uvođenje posebnih taksi, odnosno dažbina, koje se prvenstveno odnose na sadržaj sumpora i pepela u uglju.
2.5. Zaključak
Posmatrajući ležišta uglja koja se mogu eksploatisati nekom od metoda podzemnog otkopavanja može se konstatovati da ovaj resurs, dugoročno, predstavlja veoma respektabilan energetski potencijal, imajući u vidu bilansirane rezerve.
Kao što se ugalj iz ležišta Štavalj, Ćirikovac ili Lubnica može koristiti za proizvodnju električne ili toplotne energije u novoizgrađenim ili već postojećim termoenergetskim postrojenjima, tako se i ugalj iz drugih navedenih ležišta (Soko, Melnica, Poljana, Jerma) može koristiti za istu ili sličnu namenu (druga industrijska postrojenja i domaćinstva).
Ako se ima u vidu usvojena Strategija, koja je definisala rast energetskih potreba i prozvodnje električne energije uz povećano učešće domaćih energetskih izvora, i ako se ima u vidu činjenica da dostizanje projektovanih kapaciteta, posebno na kopovima „Kolubare”, može da kasni, ne bi trebalo potpuno eliminisati činjenicu da dva ležišta, Štavalj i Ćirikovac, mogu obezbediti proizvodnju od oko 2 miliona t uglja godišnje. Na lokalitetu Štavlja trebalo bi izgraditi novi rudnik i termoelektranu, snage između 250 i 400 MW. U Ćirikovcu bi već 2009. godine mogla započeti podzemna eksploatacija.
Ugljem rudnika Lubnica mogla bi se u potpunosti snabdevati nova toplana u Zaječaru, što bi u velikoj meri doprinelo unapređenju energetskog sektora u tom kraju, uštedi električne energije i značajnom smanjenju zagađenja i degradacije životne sredine.
Podizanjem proizvodnje uglja iz rudnika Soko na oko 300 000 t godišnje značajno bi se popravilo i olakšalo snabdevanje ovim energentom tradicionalno pouzdanih industrijskih potrošača u Nišu, Knjaževcu i drugim okolnim mestima i obezbedilo bi se pouzdano snabdevanje velikog broja domaćinstava ovim kvalitetnim ugljem.
Ugljem iz ležišta Jerma, na primer, uredno se može snabdevati deo industrije koja ima potrebu za kamenim ugljem.
Početak eksploatacija uglja se sa uspehom može započeti i na manjim ležištima, navedena u ovom programu, čime se može obezbediti uredno snabdevanje ugljem lokalnih korisnika. Potencijali ležišta Poljana i Melnica su odavno poznati. S obzirom na činjenicu da bi za eksploataciju uglja iz ovih ležišta trebalo otvoriti nove rudnike, smatramo da je potrebno ove potencijale učiniti atraktivnim privatnom sektoru za investiranje i aktiviranje.
Sve navedeno ide u prilog konstataciji da resursi koji se odnose na energetski potencijal koji predstavlja ugalj čija se eksploatacija može organizovati samo podzemnim otkopavanjem ne treba za budu zapostavljeni, već detaljnije analizirani i što pre aktivirani.
Vlada Srbije i Ministarstvo rudarstva i energetike su započeli proces privatizacije Naftne industrije Srbije zbog čega ovo poglavlje Programa može biti predmet usaglašavanja posle završetka tog procesa.
Tehnološka modernizacija postojećih energetskih izvora/objekata i gradnja novih, uključujući i uvođenje energetski efikasnih i ekološki prihvatljivih tehnologija, u sektoru nafte će se realizovati kroz nalaženje novih ležišta i koncesija, tehnološku modernizaciju rafinerija, izgradnju novog transportnog pravca/izvora snabdevanja, uvođenje sistema za praćenje i mera za zaštitu životne sredine.
Proizvodnja nafte i gasa se obavlja na 56 naftnih i gasnih polja sa 139 ležišta (u Srbiji i Angoli) i prikazana je na dijagramu 3.1. Proizvodnja nafte i rastvorenog gasa odvija se na oko 800 bušotina na kojima su primenjene različite metode eksploatacije:
eruptivne metode na oko 15% bušotina;
dubinsko pumpanje na oko 70% bušotina;
kontinualni i povremeni gaslift na oko 15% bušotina.
Ugljovodonični gas proizvodi se na oko 110 bušotina, a CO2 gas se proizvodi na dve bušotine.
Proizvodnja nafte ima tendenciju pada i varira na godišnjem nivou, a u proseku se kreće ispod 4% godišnje. Međutim, važno je istaći da je prirodni pad proizvodnje nafte sa oko 9% u 2002. u odnosu na 2001. godinu smanjen na ispod 1% u 2005. u odnosu na 2004. godinu. Ovo znači da je prirodni pad proizvodnje nafte praktično zaustavljen, što je jedan od ključnih ciljeva. Proizvodnja nafte u Angoli opada u proseku na godišnjem nivou oko 15%, što je posledica promene operatera. Međutim, u narednom periodu očekuje se stabilizacija i povećanje proizvodnje ulaganjem 12.000.000 USD za bušenje jedne istražne i dve razradne bušotine u 2007. godini.
Dijagram 3.1. Proizvodnja nafte u Republici Srbiji i Angoli, proizvodnja prirodnog gasa, SO2 , vode za piće i geotermalne vode
[pic]
Ostvarena proizvodnja prirodnog gasa sa tehničkim gubicima i sopstvenom potrošnjom prikazana je na dijagramu 3.2. Kao što je već rečeno, evidentan je pad proizvodnje prirodnog gasa u posmatranom periodu, a saglasno tome i robna proizvodnja, odnosno otprema gasa. Proizvodnja prirodnog gasa u 2005. godini manja je za 48% u odnosu na proizvodnju ostvarenu u 2001. godini. Tehnički gubici variraju u manjoj meri na godišnjem nivou, a u proseku za posmatrani period iznose oko 3,5% godišnje. Interesantno je, međutim, da sopstvena potrošnja gasa ne opada u skladu sa smanjenjem proizvodnje, već zadržava isti nivo, sa tedencijom izvesnog rasta. Naime, sopstvena potrošnja gasa u odnosu na robnu proizvodnju u 2001. godini iznosila je oko 8,7%, da bi u 2005. godini ona bila veća od 17%.
Dijagram 3.2. Domaća proizvodnja prirodnog gasa sa sopstvenom potrošnjom i tehničkim gubicima
[pic]
Performanse tehničkih kapaciteta i tehnologija mogu se sublimirati u okviru sledećih karakteristika:
najveći broj tehnoloških procesa, postrojenja i opreme pripada drugoj i trećoj generaciji tehnološkog razvoja iz perioda 70-ih i 80-ih godina prethodnog veka, zastareo je i ne zadovoljava aktuelnu proizvodnu, energetsku, ekološku i upotrebnu efikasnost;
raspoloživi tehnički kapaciteti uglavnom su dovoljni za domaće tržište, dok su tehnološki kapaciteti na objektima proizvodnje nafte i gasa projektovani i izgrađeni za veću proizvodnju od tekuće;
prosečna starost postrojenja za bušenje je oko 33 godine, međutim, redovnim održavanjem i remontima zadržava se njihova funkcionalnost, i tako revitalizovana postrojenja i oprema se, uz novu, može plasirati i na inotržište.
3.1.2. Zaštita životne sredine
Dominantno mesto po količini u procesu istraživanja i proizvodnji nafte i gasa zauzima slojna voda, kao otpad koji se pojavljuje kao redovan pratilac u toku proizvodnje ugljovodonika. U procesu proizvodnje nafte i gasa procentualno učešće slojne vode u većini slučajeva premašuje proizvedene količine ugljovodonika, posebno kod proizvodnje nafte iz ležišta sa vodonapornim energetskim režimom i/ili kao posledica poodmakle faze eksploatacije ležišta ugljovodonika, u kakvom je stanju najveći broj ležišta danas. Na osnovu podataka za 2004. godinu, proizvodnjom nafte i gasa proizvedeno je i 1 473 000 m3 slojne vode. Slojna voda se kao otpad trajno zbrinjava tako što se preko 55 utisnih bušotina vraća u slojeve odakle je potekla.
Otpadna isplaka sa nabušenim materijalom, koja se kao otpad pojavljuje u procesu bušenja bušotina na naftu i gas, trenutno se zbrinjava na privremen način, a u toku je priprema tehničke dokumentacije da se i ovaj otpad, u skladu sa principima upravljanja otpadom (Waste Management), trajno zbrine injektiranjem preko utisnih bušotina u duboke geološke formacije (CRI/Cutings Re-Injection). Procenjene količine do sada odbačene, odnosno privremeno odložene otpadne isplake iznose oko 600 000 m3, sa prognozom da će se na godišnjem nivou u budućnosti odbacivati još oko 7 000 m3 dodatnih količina.
U toku je realizacija sledećih programa i projekata u oblasti zaštite životne sredine:
započeta je realizacija Projekta sanacije nekontrolisane migracije CO2 gasa na polju Bečej;
izrađena je Studija trajnog zbrinjavanja otpada nastalog u procesu istraživanja i proizvodnje nafte i gasa;
u toku je izrada projektno-tehničke dokumentacije za Projekat sistema za prikupljanje i spaljivanje procesnih fluida u pogonu tečnog naftnog gasa (TNG) u Elemiru;
završena je rekultivacija i ozelenjavanje jednog broja zbirnih deponija otpadne isplake;
započete su aktivnosti za pripremu izgradnje Centralne deponije otpadne isplake u Novom Miloševu.
3.1.3. Programi i projekti razvoja
Razrađena su dva scenarija mogućnosti rasta istraživanja i proizvodnje nafte i gasa u zemlji u periodu 2006–2010. godine. Po prvom, optimističkom scenariju koji je baziran na manjem riziku istraživanja planirana su ukupna ulaganja od oko 90 miliona USD. Po drugom, pesimističkom scenariju baziranom na većem riziku istraživanja planirana su ukupna ulaganja od oko 56 miliona USD.
Ulaganja u proizvodnju nafte iz Angole planirana su u periodu 2006–2010. godine u ukupnom iznosu od oko 45 miliona USD, za proizvodnju na postojećim blokovima gde se proizvodnja već odvija.
Prognoza proizvodnje nafte i prirodnog gasa u zemlji, kao i nafte u Angoli, prikazana je na dijagramu 3.3.
Dijagram 3.3. Projekcije proizvodnje nate i prirodnog gasa u Republici Srbiji i proizvodnj nafte u Angoli
[pic]
Zbog ograničenosti domaćeg istražnog prostora strateški cilj je i proširenje istražnog prostora orijentacijom na inostranstvo, po trofaznom modelu nastupanja. Planirano je angažovanje na istraživanju u Kazahstanu, Rusiji, Egiptu i Jemenu, na više različitih blokova, odnosno ležišta. Za ulaganje u nove koncesije u inostranstvu predviđena su sredstva u iznosu od 3 mlrd. RSD. Proizvodnja nafte i gasa po osnovu novih koncesija u inostranstvu nije bilansirana u prognozama 2006–2010. godine.
Na osnovu prikaza prognozne proizvodnje u periodu 2006–2010. godine može se izvesti sledeći zaključak:
prognozna proizvodnje nafte u zemlji u varijanti srednjeg realnog rizika istraživanja u drugoj godini posmatranog perioda ima izvestan manji pad od oko 1,7%, da bi u trećoj godini u odnosu na prethodnu prozvodnja porasla za oko 3,9%. Proizvodnja, zatim, ima stabilan trend, da bi u poslednjoj godini posmatranog perioda imala porast od 8%;
prognozna proizvodnja prirodnog gasa u posmatranom periodu imaće prirodni pad po prosečnoj godišnjoj stopi od oko 13% godišnje;
proizvodnja nafte u Angoli, uz manje varijacije, odnosno padove u 2007. i 2010. godini na nivo od oko 71 000t, praktično ima stabilan trend na nivou nešto ispod 100 000 t na godišnjem nivou. Procena proizvodnje nafte u Angoli rađena je na osnovu cene nafte od 50 USD/bbl.
Na dijagramu 3.4 dat je odnos domaće proizvodnje nafte i prirodnog gasa iz Strategije, i ostvarene, planirane i prognozne proizvodnje u periodu 2003–2010. godine.
Dijagram 3.4 Odnos domaće proizvodnje nafte i prirodnog gasa prema Staretgiji, i ostvarene, planirane i prognozirane proizvodnje u periodu 2003-2010. godine
Domaća proizvodnja nafte (u zemlji i Angola) u periodu 2006–2010. godine uspostavlja stabilan trend, izuzev manjeg pada u 2007.godini zbog Angole, između 750 000–800 000 t/god. Međutim, od 2007.godine prognozna proizvodnja je manja od proizvodnje predviđene Strategijom, tako da je 2007.godine ona manja za oko 100 000 t, a 2010. godine za oko 185 000 t. Proizvodnja prirodnog gasa već u 2004. godini ima trend pada u odnosu na proizvodnju predviđenu Strategijom, koji se vremenom povećava, tako da je 2007. godine prognozna proizvodnja manja za oko 180 miliona m3, a 2010.godine za oko 300 miliona m3.
Pored toga što je NIS-Naftagas značajan proizvođač energetskih mineralnih sirovina, on je takođe i veliki potrošač energije za sopstvene potrebe. Polazeći od potrebe za racionalnom potrošnjom energenata, jedan od ciljeva NIS-Naftagasa je i realizacija programa diverzifikacije delatnosti tamo gde za to postoji ekonomska opravdanost, prvenstveno imajući u vidu korišćenje nedovoljno iskorišćenih ili uopšte ne korišćenih energetskih resursa za lokalnu i autonomnu proizvodnju energije za svoje potrebe (kogeneracija), dok bi se višak energije mogao plasirati, na primer EPS-u ili drugim gravitirajućim korisnicima.
U ovom se trenutku procenjuje da bi se u NIS-Naftagasu, korišćenjem nedovoljno ili uopšte neiskorišćenih energetskih resursa, mogli izgraditi diverzifikovani sistemi za kogeneraciju, ili mini TE-TO, ukupne snage oko 30 MWel, što se još svakako mora proveriti i dokazati studijama izvodljivosti. Ako se izuzme veće postrojenje za kogeneraciju od 20MWel na kiselom gasu Novog Miloševa, ostala postrojenja mogu biti prosečne snage oko 1MWel. Polazeći od prosečne cene nabavke modula za kogenereciju od oko 400USD/kWel, znači da bi nabavka jednog modula od 1MWel mogla iznositi oko 400.000 USD. U toku su pripreme na instaliranju manjeg modula za kogeneraciju sa pogonom na rastvoreni gas od 0,3MWel.
Intoezitet istraživanja nafte i gasa u zemlji i inostranstvu je na niskom nivou, jer nema intoezivnijeg ulaganja u tom smislu, što za posledicu ima izostanak novih otkrića i podizanje nivoa proizvodnje.
U zemlji je zaustavljen prirodni pad proizvodnje nafte, ne proizvodnjom iz novih ležišta, već novom naftom iz starih ležišta primenom novih tehnologija, dok proizvodnja prirodnog gasa ima veliki prirodni pad.
Primenjen je nov trofazni metod koncesionog nastupa na inotržištu za šta su namenski izdvojena značajna sredstva, rezultata još uvek nema, ali se mogu očekivati u narednom periodu;
Primenom nove HSE (Health, Safety and Environment) politike pokrenut je niz projekata u oblasti zaštite životne sredine, a uskoro se može očekivati da se reši i pitanje trajnog zbrinjavanja otpada nastalog u procesu istraživanja i proizvodnje nafte i gasa.
Rafinerijska prerada nafte odvija se u dve rafinerije. To su Rafinerija nafte Pančevo (RNP) i Rafinerija nafte Novi Sad (RNS). U njima se proizvode motorna i energetska goriva, putni i industrijski bitumen, petrohemijske sirovine, specijalni benzini, solventi i drugi malotonažni proizvodi na bazi nafte.
Raspoloživi rafinerijski kapaciteti u potpunosti zadovoljavaju potrebe domaćeg tržišta i omogućuju preradu nafte, odnosno proizvodnju derivata za druga tržišta. Kapaciteti energetskih rafinerija u Pančevu i Novom Sadu iznose ukupno 7,3 miliona t primarne prerade godišnje, sa odgovarajućim sekundarnim kapacitetima. U Rafineriji nafte Pančevo razvijena je konverziona rafinerija energetskog tipa, dok su u rafineriji nafte Novi Sad paralelno razvijani programi proizvodnje energenata i ulja. Postojeća proizvodno-tehnološka konfiguracija rafinerija Novi Sad i Pančevo ukazuje na njihovu komplementarnost i kompatibilnost, što omogućava da se ove dve rafinerije posmatraju kao jedinstvena tehnološka celina.
Sadašnji instalisani primarni kapacitet rafinerije u Pančevu je 4,8 miliona t sirove nafte godišnje sa procesnim i vanprocesnim postrojenjima i skladišnim objektima građenim sukcesivno u dužem vremenskom periodu.
Sadašnji instalisani primarni kapacitet rafinerije u Novom Sadu je 2 000 000 t/god. sirove nafte, i 500 000 t/god. naftenske nafte za proizvodnju ulja.
Uvozna nafta REB koja čini preko 80 % prerađene nafte pripada teškim naftama sa visokim sadržajem sumpora između 1,3 i 1,5 % . Domaće nafte su nisko sumporne (ispod 0,5 % sumpora) i najvećim delom pripadaju lakim naftama sa više belih komponenti (benzini i dizeli). Zbog niskog sadržaja sumpora lož-ulje iz ovih nafti se koriste kao gorivo za energetska ložišta u rafinerijama.
Sa ekološke strane lake nafte sa sadržajem sumpora ispod 0,5 % su takođe pogodnije za rafinerijsku preradu. Sadržaj sumpora u lož-ulju iz tih nafti je ispod 1 % pa je njihovim korišćenjem u ložištima emisija SO2 u atmosferu u dozvoljenim granicama. Ovo je naročito važno zbog sadašnje tehnološke opremljenosti naših rafinerija koje nemaju obradu atmosferskog i vakuum ostatka za proizvodnju ulja za loženje pošto je kod njih najveći udeo sumpora iz sirove nafte.
Ukupna proizvodnja belih proizvoda u 2005. godini je iznosila 2.302.144 t ili 62,7 %, a crnih proizvoda (lož-ulja i bitumena) 1 024 284 t ili 27,9 %. Odnos proizvodnje belih i crnih proizvoda od 69,2 : 30,8 je zadovoljavajući s obzirom na uslove rada rafinerija.
Ostvarena je proizvodnja bezolovnih motornih benzina (BMB) od 269 106 t, što predstavlja 40,7 % od ukupne proizvedene količine motornih benzina. Procena je da bi ovaj udeo BMB pri sadašnjim uslovima rada korišćenjem MMT aditiva mogao da dostigne 45–47 %.
Proizvodnja niskosumpornog dizela do 350 ppm sumpora je ostvarena u količini od 142 273 t, odnosno 12,4 % u ukupnom dizelskom pulu. Od 2006. godine rafinerije proizvode eko 3 (do 350 ppm S) i evra 4 (do 50 ppm S ).
Rafinerije nafte trenutno mogu da zadovolje potrebe domaćeg tržišta količinom i kvalitetom derivata, koji su u skladu sa našim standardima. Međutim, zbog višegodišnjeg zaostajanja u tehnološkom razvoju, rafinerije praktično nisu u mogućnosti da proizvode derivate prema evropskim standardima, što je jedan od uslova za uključivanje naše zemlje u evropske integracione procese.
Budući da Odluka o investicijama za rafinerije NIS-Petrola još nije doneta, a kako je minimalan period izgradnje novih postrojenja tri godine, rafinerije neće biti u mogućnosti da prate zahteve tržišta u pogledu kvaliteta motornih benzina. Tu se, pre svega, misli na smanjenje tražnje olovnih benzina i na povećanu tražnju benzina EU 95 (50ppm S).
Puštanjem u rad postrojenja Alkilacije u RNP i obradom pirolitičkog benzina na S-400 (HDS) i Sulfolanu rešavaju se problemi vezani za RON/MON, sadržaj benzena i ukupnih aromata. Radom ovih postrojenja pri sadašnjem obimu prerade omogućava se godišnja proizvodnja do 95000 t EU95 benzina.
Problem sumpora će se delimično prevazići reformulisanjem katalizatora FCC, (Future 150). Dodatkom posebnog aditiva sadržaj sumpora u FCC benzinima može se smanjiti za 30 %. Na taj način RNP obezbeđuje tehničke uslove za proizvodnju do 188 000 t/god. EU95 i smanjenje udela olovnih benzina u pulu na 36%. Time se omogućava ostanak na tržištu još nekoliko godina dok se problem kvaliteta motornih benzina konačno ne reši izgradnjom novih postrojenja.
U slučaju potrebe, benzin sa 10 ppm sumpora moguće je proizvesti do 20 000 t/god. uz smanjenje proizvodnje EU95 i povećanje proizvodnje BMB 95.
Da bi NIS-RNP mogao da proizvodi benzin evropske specifikacije, neophodni uslovi su:
stabilan rad Alkilacije. Ovde je prisutan problem istrošene sumporne kiseline. On se rešava paralelno slanjem u Prahovo i doradom u Italiji (pregovori su u toku);
stalan rad Sulfolana. Ovde je neophodno obezbediti prodaju po 4 000 t/ mesečno, benzena i toluena;
utovar aromata i preko barži.
3.2.3.2. Program tehnološkog razvoja rafinerija
Programi tehnološkog razvoja RNP i RNS treba da obezbede:
ispunjenje zahteva domaćeg tržišta i mogućnost izvoza derivata;
proizvodnju benzina i srednjih destilata u skladu sa evropskim standardima;
bolju valorizaciju sirove nafte proizvodnjom belih i crnih proizvoda u odnosu 80:20, uz sopstvenu potrošnju goriva i gubitak do ukupno 9%;
manje troškove prerade sirove nafte;
energetsku optimizaciju;
zadovoljenje domaćih i evropskih propisa iz oblasti zaštite životne sredine;
maksimiziranje profita rada rafinerija;
mogućnost razmene poluproizvoda između RNP i RNS;
mogućnost realizacije zajedničkih razvojnih projekata sa HIP-PTH.
Planirana ulaganja u RNP iznose ukupno 420.381.000 evra, od čega je do sredine 2006. godine uloženo 61.161.000 evra. Planirano je da se preostala ulaganja u iznosu od 359.220.000 evra realizuju do 2010. godine.
Navedena investiciona ulaganja planirana su kroz sledeće aktivnosti.
Cilj ovih ulaganja je podizanje tehničko-tehnološke pouzdanosti procesnih postrojenja do nivoa da se godišnji remonti obavljaju svake dve godine. Predviđen je niz zahvata i zamena delova opreme na kritičnim delovima procesnih postrojenja, manipulacije i energane. Planirano je da se ova ulaganja realizuju u naredne tri godine, za RNP u iznosu od 30.874.000 evra, od čega je do sredine 2006. godine uloženo 3.450.000 evra, a za RNS u iznosu od 11.300.000 evra.
Realizacijom planiranih mera i aktivnosti u Rafinerijama na polju zaštite životne sredine očekuju se sledeći efekti:
Izgradnjom postrojenja Super Claus u RNP obezbediće se konverzija sumpora do nivoa od 99,9% , i na taj način će se emisije polutanata skoro u potpunosti eliminisati*;
Povezivanjem sigurnosnih ventila u blokovima V i VI na sistem baklje eliminisaće se emisije polutanata u ekscesnim situacijama;
Povećanjem stepena zaptivenosti procesne opreme, korišćenjem novih tehničkih rešenja (dvostruko zaptivanje i korišćenje barijernih fluida), smanji će se neželjene emisije na minimum;
Revitalizacijom postrojenja za rekuperaciju gasova sa baklje količina gasova koji se spaljuju na baklji biće smanjena za 30–70 t/dan;
Daljom rekonstrukcijom rezervoarskog prostora potencijalne emisije polutanata smanjiće se iz rezervoara sa fiksnim krovom i plivajućom membranom za 95–97%;
Predviđenim rekonstrukcijama na postrojenjima za pretakanje nafte i naftnih derivata značajno će se smanjiti emisije polutanata;
Sanacijom sistema uljne kanalizacije sprečiće se dalje zagađenje zemljišta i podzemnih voda;
Značajni efekti će se postići aktiviranjem postrojenja za obradu kiselih otpadnih voda, obezbeđivanjem pouzdanog rada jame za neutralizaciju na postrojenju Alkilacija, izgradnjom postrojenja za neutralizaciju istrošene lužine i intervencijama na API – separatoru (API – separator, kao značajan evidentirani emiter, biće doveden u optimalan režim rada);
Povećanjem kontrole kvaliteta mazuta za loženje, optimizacijom procesa sagorevanja, uvođenjem aditiva za poboljšanje kvaliteta produkata sagorevanja i optimalnim vođenjem kotlova u situacijama maksimalnog opterećenja smanjiće se emisija štetnih produkata sagorevanja;
Bio-remedijacijom zagađenog zemljišta omogućiće se sanacija terena na prostoru Rafinerija, obezbediti zdravija radna sredina i smanjiti negativan uticaj na kvalitet vazduha.
* Ulaganja u postrojenje Super Claus data su u okviru tačke 3.2.3.
Ukupno planirana ulaganja za zaštitu životne sredine u RNP iznose 78.360.000 evra, a do sredine 2006. godine uloženo je 27.300.000 evra, a ulaganje u RNS iznosi 24.338.000 evra, od čega je u 2006. godini uloženo 3.064.000 evra.
Ovim ulaganjima predviđena je izgradnja postrojenja u RNP:
Postrojenja S-4300 VGO Mild HC/Distilate HDT (Postrojenje za blago hidrokrekovanje vakuum gasnih ulja i hidrodesulfurizaciju gasnih ulja i kerozina);
Potrebnih pomoćnih postrojenja i off-sites instalacija za nesmetan rad MHC/DHT;
Super Klaus za proizvodnju sumpora;
Regeneracija amina;
Regeneracija sumporne kiseline.
U RNS planirane su rekonstrukcije HDS-a i Hi-fi postrojenja za proizvodnju niskosumpornog dizela.
Izgradnjom postrojenja MHC/DHT postiže se:
povećanje prinosa dizela u RNP (27% na MHC šaržu ili oko 400 000 t/god.);
povećanje prinosa benzina u RNP (10,6% na MHC šaržu ili oko 155 000 t/god. + povećanje prinosa na FCC-u);
praktično uklanjanje sumpora u dizelima (10 ppm);
povećanje cetanskog broja dizela;
bitno smanjenje emisije SOx i NOx u dimnim gasovima FCC-a (do nivoa koji zadovoljava emisione norme);
smanjenje sadržaja sumpora u FCC benzinu na oko 20 ppm i praktično uklanjanje sumpora iz benzina.
Ukupna ulaganja u ova, za RNP ključna, procesna postrojenja iznose 179.561.000 evra, od čega je do sredine 2006. godine uloženo 1.411.000 evra. Zbog svog značaja postrojenje MHC/DHT sa pratećim pomoćnim postrojenjima je planirano da se realizuje u prvom prioritetu do 2010. godine.
Ukupna vrednost ovih projekata za RNP iznosi 131.587.000 evra, od čega je do sredine 2006 godine uloženo 29.000.000 evra. U okviru ovih projekata najveća stavka se odnosi na postrojenje za kontinualni reforming benzina HDS/CCR i na novu energanu, ukupno 122.838.000 evra (prioritet 3).
U RNS su za ovu stavku planirana ulaganja od 26.318.000 evra, a do sredine 2006. godine uloženo je 6.457.000 evra. Najveći deo ovih ulaganja planiran je za postrojenje izomerizacije lakog benzina u iznosu od 12.750.000 evra (prioritet 3).
Realizacijom programa tehnološkog razvoja rafinerije kvalitet motornih benzina i dizel goriva dostići će nivo propisan odgovarajućim standardima EU.
Pored proizvodnje derivata nafte koji će prema evropskim standardima minimalno sadržati štetne materije, program tehnološkog razvoja rafinerija obuhvata i projekte koji su direktno u funkciji zaštite životne sredine:
postrojenja: Claus II za proizvodnju sumpora, regeneraciju sumporne kiseline i za regeneraciju amina;
postrojenja za aminsko pranje gasova i proizvodnju sumpora u RNS;
realizacijom novih postrojenja i modernizacijom procesnih peći emisije štetnih materija će se uskladiti sa evropskim standardima, i to:
emisija štetnih gasova i čestica u atmosferu;
ispuštanje štetnih materija u vodu i zemljište.
Procenjuje se da će u RNP emisija SO2 biti smanjena za oko 5300 t/god., a NOx za oko 900 t/god.
Investiciona ulaganja u RNS su planirana da obezbede tehničko-tehnološku pouzdanost postrojenja, proizvodnju benzina i dizela kvaliteta 2009.+ i maksimalnu zaštitu životne sredine.
Ukupna planirana ulaganja u RNS iznose 64.057.000 evra, od čega je do sredine 2006. god. uloženo 9.662.000 evra, a do 2010. god. preostala su ulaganja od 54.395.000 evra.
Ova ulaganja treba da obezbede takav rad postrojenja da se remonti obavljaju svake dve godine. Ukupno je planirano 11.300.000 evra.
Realizacijom planiranih mera i aktivnosti u Rafineriji nafte Novi Sad u oblasti zaštite životne sredine očekuju se sledeći efekti:
rekonstrukcijom rezervoarskog prostora potencijalne emisije zagađujućih materija smanjiće se iz rezervoara sa fiksnim krovom i plivajućim membranama za 95–97%;
predviđenim rekonstrukcijama na postrojenjima za pretakanje nafte i naftnih derivata značajno će se smanjiti emisije polutanata;
bio-remedijacijom zagađenog zemljišta omogućiće se sanacija terena na prostoru Rafinerije, obezbediti zdravija radna sredina i smanjiti negativan uticaj na kvalitet vazduha;
sanacijom sistema zauljene kanalizacije sprečilo bi se dalje zagađenje zemljišta i podzemnih voda, prodiranje peska i čestica u sistem cevovoda;
izgradnjom postrojenja za aminsko pranje značajno bi se smanjilo isparenje sumpor- dioksida i vodonik-sulfida u atmosferu.
Plan mera i aktivnosti za poboljšanje stanja životne sredine predstavlja deo dugoročnog plana koji obuhvata i program modernizacije Rafinerije, a koji bi trebalo da dovede do unapređenja i poboljšanja kvaliteta životne sredine ne samo u Rafineriji nego i bližoj i daljoj okolini.
Ukupna planirana finansijska sredstva za realizaciju projekata iz oblasti zaštite životne sredine u RNS iznose 24.338.000 evra, od čega je do sredine 2006. godine uloženo 3.064.000 evra, a preostali deo treba da se investira do 2008. godine.
Planirana su ulaganja od 2.100.000 evra, a do sredine 2006 godine uloženo je 139.600 evra.
Ova ulaganja sa prioritetima 1, 2, 3 iznose ukupno 26.318.000 evra, a do sredine 2006. godine uloženo je 6.457.000 evra. Najveća stavka ovih ulaganja je postrojenje izomerizacija lakog benzina u iznosu od 12.750.000 evra, data kao prioritet 3.
Struktura proizvodnje usklađena je sa sukcesivnim završetkom investicionih projekata, uključujući i projekte od uticaja na smanjenje sopstvene potrošnje i gubitaka, pri čemu je bitno poboljšanje strukture u 2010. godini, planirano puštanjem u rad postrojenja MHC/DHT. Optimalna struktura proizvodnje podrazumeva izgradnju produktovoda između rafinerije Pančevo i Rafinerije Novi Sad, u cilju izmene poluproizvoda.
Završetkom planiranih programa razvoja rafinerija obezbediće se veća proizvodnja belih proizvoda, čiji će kvalitet u potpunosti odgovarati evropskim standardima. Pri tome biće zadovoljeni svi propisi iz oblasti zaštite životne sredine.
Delatnost prometa derivata nafte Srbije obavljaju privredna društva u vlasništvu države, privatnom vlasništvu i vlasništvu inostranih kompanija. Prema podacima republičkog Zavoda za statisku za 2005. godinu na teritoriji Republike Srbije u ovoj delatnosti je bilo registrovano više od 600 pravnih lica i oko 160 preduzetnika (delatnosti Trgovine na malo motornim gorivima i Trgovine na veliko gorivima).
Njihovo poslovanje obuhvata trgovinu na veliko i malo derivatima nafte, uljima i mazivim mastima, tečnim naftnim i prirodnim gasom, prehrambenim proizvodima, mešovitom robom, vozilima, auto-delovima i priborom, lekovima i kozmetikom i pružanjem usluga motorizovanim i drugim putnicima.
Pored NIS a.d. naftu, poluproizvode za preradu i derivate za dalju prodaju uvozi više, za to registrovanih, preduzeća, i to Nafta a.d., Lukoil-Beopetrol, Petrobart, Trizon Group, Petrochemical i drugi.
Promet naftnih derivata obavlja se kroz veoma razvijenu i razgranatu trgovačku mrežu na teritoriji Srbije. Ovu mrežu, u kojoj je najdominantniji NIS Petrol, ogranak NIS a.d., čine i mreže maloprodajnih objekata velikih svetskih i regionalnih naftnih kompanija: LukOil-Beopetrol, OMV, EKO, MOL, mreža benzinskih stanica domaćih preduzetnika, koju čine ili pojedinačni objekti sa robnom markom trgovca ili mali nezavisni lanci. Oni su uključeni u Udruženje vlasnika privatnih BS, Naftu a.d. i AVIJU.
Sadašnji trenutak na naftnom tržištu Republike Srbije karakteriše:
priprema NIS a.d. za privatizaciju i intoezivna ulaganja u modernizaciju rafinerijskih i prometnih kapaciteta;
agresivno investiranje u sektor maloprodaje od strane kompanija koje su nedavno ušle na tržište;
promena podzakonskih akata koji regulišu uvoz i formiranje cena, što će dovesti do dalje deregulacije utvrđivanja cena i liberalizacije uvoza derivata (slobodan uvoz uz uvođenje carina);
agresivniji nastup već prisutnih stranih kompanija u maloprodaji i njihove težnje za učešćem u veleprodaji;
uslužna prerada će isključivo zavisiti od usklađenosti cena derivata nafte na domaćem tržištu sa cenama sirove nafte i cenama derivata u neposrednom okruženju (Mađarska, Hrvatska, Rumunija, Bugarska i Grčka/BJRM).
Aktuelna potražnja za derivatima nafte, pa time i sirove nafte, beleži blagi porast i prikazana je u tabeli 3.1. Rast tražnje uglavnom je važan za strukturu i rast potrošnje pojedinih derivata (nagli rast i liberizacija uvoza eko dizela i evro dizela, porast potrošnje TNG i bitumena). U takvim okolnostima naše energetske rafinerije smanjuju plansku preradu sirove nafte za oko 10% (ali i povećavaju valorizaciju derivata).
Tabela 3.1. Pregled prometa derivata nafte na tržištu Republike Srbije za period 2002–2005 (u t)
Derivat 2002. 2003. 2004. 2005. Prosečna stopa rasta 2002–2005% (u milionima tona) Potrošnja derivata Procena Procenjena potrošnja derivata GodinaDerivat Godina Ulaganje 2007. 2008. 2009. 2010. UKUPNO(u evra) Ulaganje u opremu i radoveza zaštitu životne sredine 17.352.120 13.574.000 5.474.000 2.200.000 38.600.120 Revitalizacijacentralnih skladišta 18.500.000 16.700.000 17.700.000 8.400.000 61.300.000 Izgradnja novih bs 95.000.000 99.500.000 94.000.000 91.000.000 379.500.000 Rekonstrukcija i revitalizacijab. Stanica i ugradnja tng 27.600.000 39.320.000 32.000.000 37.400.000 136.320.000 Ostala opremai ostale rekonstrukcije 14.200.000 13.250.000 11.120.000 4.920.000 43.490.000 Transportna sredstva 15.800.000 11.050.000 12.700.000 9.000.000 48.550.000 Ukupna ulaganja 188.452.120 193.394.000 172.994.000 Transport naftovodima (u hiljadama t) 3.327 3.536 3.438 Unutrašnji prevoz 943 898 887 Uvoz 2.384 2.638 2.551 Tranzit – – – Transport naftovodima (u miliona tonskih kilometara) 436 472 458 Unutrašnji prevoz 66 63 63 Uvoz 370 409 395 Tranzit – – –
Izvor: „Prevoz putnika i robe po granama saobraćaja”, Saopštenje SV10, br. 78, god. LVI, 05.04.2006
Ostvarenja u domenu fizičkog transporta nafte kroz cevovode u Republici Srbiji danas su značajno ispod ostvarenja pre raspada SFRJ, kada su transportovane i značajne količine nafte u tranzitu.
Prema nekim kratkoročnijim sagledavanjima za Republiku Srbiju, aktuelna tržišna tražnja derivata, pa time i sirove nafte, beleži blagi porast. Rast tržišne tražnje uglavnom je vezan za strukturu i rast potrošnje pojedinih derivata (nagli rast i liberizacija uvoza eko dizela i porast potrošnje TNG).
Dugoročnija procena tržišne tražnje derivata u Republici Srbiji, a time i sirove nafte, u visokom stepenu je neizvesna i direktno u funkciji toka, stepena i dinamike liberizacije tržišta derivata kod nas i u okruženju, kao i niza drugih faktora.
Za potrebe planiranja i u navedenim okolnostima, a sa dovoljnim stepenom pouzdanosti, rast tržišne tražnje derivata do 2015. godine mogao bi da bude procenjen do 3,8 % godišnje. Saglasno tome, kao i određenim korekcijama po osnovu povećanja udela „belih” derivata u izlaznim tokovima rafinerija i liberizacije uvoza derivata nafte, procena tržišne tražnje sirove nafte, a time i transporta naftovodom u narednim godinama, na nivou je od maksimalnih 3,8 miliona t/god.
Na osnovu ostvarenja u prvih devet meseci, u 2006. godini , u 2006. godini procenjen je transport sirove nafte blizu 3,5 miliona t, od čega do 11% domaće nafte. Prema planu prerade u rafinerijama „NIS” a.d., Novi Sad, obim transporta sirove nafte u 2007. godini biće na nivou 3,3–3,4 miliona t, sa otprilike istim procentom učešća domaće nafte.
Sirova nafta se transportuje postojećim sistemom za transport nafte od Sotina (na granici Republike Hrvatske) do Novog Sada i Pančeva.
Najznačajniji korisnik usluga transporta nafte naftovodima je „NIS” a.d., Novi Sad, za koga se transportuju uvozna i domaća sirova nafta. Uvozna sirova nafta se transportuje i za druge privredne subjekte koji traže pristup sistemu za transport nafte (preduzeća za koja „NIS” a.d. po ugovoru vrši uslužne prerade u svojim rafinerijama).
Rečnim, a pogotovu željezničkim ili drumskim vidom transporta, doprema sirove nafte je neekonomična i tehnički dosta ograničena.
U dokumentu „International Energy Outlook 2006” (EIA, februar 2006.g.), predviđaju se sledeće osnovne postavke globalnog energetskog scenarija do 2030. godine, a iste su u najvećoj meri i za predviđanja vezana za razvoj tražnje motornih goriva u sektoru saobraćaja:
rast globalne potrošnje energije po prosečnoj stopi od 2% godišnje, uz najdinamičniji rast u zemljama u razvoju, sa Kinom i Indijom kao vodećim zemljama po dinamici i obimu razvoja tražnje;
nafta ostaje dominantan energetski izvor, svetska potrošnja nafte će porasti sa sadašnjih 80 na 118 miliona barela na dan u 2030. godini, ali će procentualni udeo nafte i njenih derivata u ukupnoj energetskoj potrošnji opasti sa sadašnjih 38% na 33% u 2030. godini;
u periodu do 2030. godine će se oko 50% naftnih derivata trošiti u sektoru transporta;
nosilac razvoja tražnje naftnih derivata u sektoru transporta biće zemlje u razvoju, gde će do 2030. godine potrošnja rasti u rasponu 2,8–3,5% godišnje – izuzetak je Kina gde će potrošnja nafte rasti po stopi od 4,1% godišnje (a do kraja 2008. godine, kada se održavaju Olimpijske Igre, i po stopama blizu 8% godišnje);
predviđa se dalji rast korišćenja alternativnih goriva, međutim ni do 2030.godine alternativna goriva neće preuzeti ozbiljniji tržišni udeo u sektoru transporta.
Evropsko tržište je specifično u svetu po stepenu prisustva vozila sa dizel motorima i potrošnji dizel goriva. U 2005.godini na nivou EU-25 udeo utroška dizel goriva u ukupnoj potrošnji benzina i srednjih destilata dostigao je nivo od preko 65% (u poređenju sa oko 50% u svetskim razmerama). Na dijagramu 4.1. prikazana je potrošnja motornih goriva u drumskom transportu Evrope.
U 1990.godini udeo „dizelaša“ u ukupnom broju putničkih vozila na zapadnoevropskim drumovima iznosio je u proseku 14%, a danas iznosi preko 36% (rezultantna nacionalnih proseka od 18% u Velikoj Britaniji do 50% u Austriji). Do 2030. godine udeo dizel vozila u evropskom voznom parku putničkih automobila trebalo bi da poraste do 50%.
Postoji još jedan razlog za porast potrošnje dizel goriva u Evropi – u periodu 1990–2004. godine obim drumskog transporta roba je skoro udvostručen. Ovakav razvoj je posledica proširenja EU prema Centralnoj i Severnoj Evropi, kao i relokacije radno-intoezivnih proizvodnji prerađivačke industrije prema zemljama gde je radna snaga jeftinija – na istoku (Istočna Evropa i Azija).
Sektor transporta roba je u 2004.godini bio odgovoran za oko 2/3 ukupne potrošnje dizela u drumskom transportu. Ukupna potrošnja motornih goriva u sektoru transporta roba će do 2030. godine rasti po prosečnoj stopi od 2,4 % godišnje i do 2030. godine će porasti za oko 80% u odnosu na sadašnji nivo.
Dijagram 4.1. Potrošnja motornih goriva u drumskom tranportu Evrope*
[pic]
Izvor: PANORAMA 2005 „Road transport Fuels in Europe: Explosion of Demand for Diesel Fuel“, IFP, april 2005.
Pretpostavlja se da će većina evropskih zemalja zadržati veće takse za benzinska goriva nego za dizel goriva sve do 2030. godine, nadalje ohrabrujući veću potrošnju dizel goriva i nastavak trenda rasta prodaje putničkih automobila sa dizel motorima.
Međutim, ipak se očekuje zaustavljanje pada tražnje benzina, ali bi potrošnja rasla po skromnoj prosečnoj stopi od 0,6% godišnje. Tražnja dizel goriva bi rasla dinamičnije (+1,1% godišnje) ali ipak i znatno sporije nego u protekle dve decenije. U stvari, ukupan rast potrošnje motornih goriva bio bi rezultat samo razvoja potrošnje dizel goriva u sektoru drumskog transporta roba i sektoru autobuskog transporta, jer se očekuje da tražnja goriva u sektoru putničkih automobila ostane tokom narednih 20–25 godina na sadašnjem nivou. Povećanje broja registrovanih putničkih automobila (tj. pređene kilometraže) biće kompenzovano tehnološko-tehničkim progresom na planu redukcije specifične potrošnje goriva.
Zadnjih godina je u EU ostvarivan značajniji debalans rafinerijske ponude i strukture tražnje motornih goriva. U 2005.godini deficit dizela dostigao je nivo od blizu 500 000 barela na dan (oko ¾ je uvezeno iz Zajednice Nezavisnih Država), a deficit kerozina oko 200 000 barela na dan (od čega je 56% uvezeno sa Srednjeg Istoka). Da bi izbalansirala uvoz derivata, EU mora da izveze oko 480 000 barela na dan benzina (oko 90% se plasira u SAD i oko 10% u Afriku).
Tvrdnja da je cevovodni saobraćaj najekonomičniji način transporta nafte i naftnih derivata znači da na određenoj deonici garantuje niže jedinične troškove transporta od bilo kog drugog vida transporta. Komparativna analiza cena koštanja transporta u varijantama različitih vidova transporta je u funkciji količina koje se transportuju, rastojanja između polazišta i odredišta, kao i broja destinacija. Tabela 4.2. prikazuje cene prevoza motornih goriva u Republici Srbiji u 2006. godini prema vrstama transporta, a na dijagramu 4.2. dato je poređenje tipičnih troškova transporta derivata nafte prema vrstama saobraćaja.
Transport auto-cisternama, koji je inače ubedljivo najviše zastupljen vid transporta derivate nafte u Republici Srbiji, prema globalnim kriterijumima može biti ekonomičan samo ako se transportuju manje količine, i to na rastojanjima kraćim od 200 km, i to prema većem broju destinacija. Drugim rečima, drumski transport je nesumnjivo najfleksibilniji vid prevoza manjih količina naftnih derivata.
Na rastojanjima preko 200 km železnički transport postaje ekonomski opravdaniji od transporta auto-cisternama pod dva uslova: (1) da se radi o efikasno organizovanim železnicama i (2) da se prevoze količine koje može da primi specijalna kompozicija vagon-cisterni. U tom slučaju je tonski kilometar železničkog transporta za oko 50% jeftiniji od tonskog kilometra transporta auto-cisternama.
Dijagram 4.2. Poređenje tipičnih troškova transporta derivate nafte
drumskim, železničkim i cevovodnim vidom robnog saobraćaja
[pic]
Tabela 4.2. Orijentaciona komparacija cena prevoza motornih goriva u Republici Srbiji u 2006 (u EUR po t)
Od RN Pančevodo: Rečniplovni objekti Vagon-cisterne Auto-cisterne, nosivosti(u litrima) 8.000 16.000 32.000 Smedereva 1,86 6,87 5,35 4,95 Prahova 5,88 13,42 18,60 13,33 11,11
Cevovodni transport postaje ekonomičniji i od najefikasnije organizovanog železničkog transporta (a to svakako nije železnički saobraćaj u Republici Srbiji) kada količine derivata koje se transportuju na jednom pravcu prevaziđu obim od 500 000 t godišnje. Sa godišnjim obimom tranporta na jednom pravcu od preko 3 miliona t operativni trošak cevovodnog transporta je približno na nivou ¼ troška transporta pri korišćenju auto-cisterni, odnosno ½ troška pri korišćenju vagon-cisterni. Rečni transport baržama je praktično jedini vid transporta nafte i naftnih derivata koji se po ekonomičnosti može približiti cevovodnom transportu i kada se radi o prevozu većih količina. Zadnjih godina, međutim, opada intoezitet rečnog transporta nafte i naftnih derivata na evropskim rekama, i to prvenstveno u funkciji sve strožije ekološke regulative (koja više ne toleriše akcidente sa ispuštanjem tovara u vodotok).
U osnovi, svaka konkretna projekcija transporta, koja bazira na definisanom polazištu i destinaciji, kao i na definisanom obimu transporta, mora se uvesti u model za procenu ekonomsko-finansijske opravdanosti. Optimalan je onaj vid transporta koji na konkretnoj deonici za prevoz određene količine derivata obezbeđuje najvišu neto sadašnju vrednost i internu stopu rentabilnosti.
ŠEST OD DESET EVROPSKIH MULTIMODALNIH SAOBRAćAJNIH KORIDORA PROLAZI KROZ ZEMLJE jugoistočne Evrope. Republika Srbija, čak i samo geografski posmatrajući, zauzima centralnu i stratešku tranzitnu poziciju u Jugoistočnoj Evropi. Srbiju preseca Panevropski Koridor 10 (Salzburg–Vilah–Ljubljana–Zagreb–Beograd–Niš–Skopje–Solun), a kroz nju prolaze još dve bočne grane Koridora 10: Grana B (Beograd–Novi Sad–Budimpešta) i Grana C (Niš–Sofija–Koridor 4).
Po obimu potrošnje nafte Republika Srbija je danas u Jugoistočnoj Evropi na četvrtoj poziciji, iza Rumunije, Bugarske i Hrvatske. Istu poziciju Republika Srbija zauzima i po obimu energetskih potreba sektora saobraćaja. Za dokazivanje velikog potencijala rasta potrošnje motornih goriva koji stoji pred Srbijom nisu neophodna poređenja sa prosekom EU ili pojedinačnih članica Unije (Slovenija sa skoro 4 puta manjim brojem stanovnika troši u sektoru transporta skoro istu količinu energije kao Republika Srbija). Dovoljno je samo naglasiti činjenicu da Bugarska i Srbija (bez AP KiM) imaju približno isti broj stanovnika, a da Bugarska troši u sektoru saobraćaja za skoro 50% više energije od Srbije. Ili, podatak da je broj stanovnika Hrvatske na nivou oko 55% populacije u Republici Srbiji (bez AP KiM), a da Hrvatska troši u sektoru transporta za 10–15% više energije.
Nakon burnih događaja u zadnjoj deceniji XX veka (raspad bivše Jugoslavije praćen građanskim ratovima i prekidom tokova putnika i roba među bivšim republikama, sankcije i trgovinski embargo međunarodne zajednice, NATO agresija i razaranje saobraćajnica), koji su imali značajan uticaj i na intoezitet saobraćaja, potrošnja energije u sektoru transporta ipak se brzo stabilizovala. Već u 2001. godini obim tražnje motornih benzina (MB) i dizel goriva (DG) dostigao je nivo 85% potrošnje iz 1990.godine, a potom je do 2005. nastavljen rast potrošnje MB+DG po prosečnoj stopi od 3,1% godišnje.
Treba pomenuti da obimi ostvarenog prometa dizel goriva u tabeli 4.3 obuhvataju i promet dizela u formi lakog lož-ulja, na nivou učešća 7–9% (u 2005. godini blizu 92 hiljade t), što znači da je u sektoru saobraćaja odnos potrošnje dizel goriva za motorna vozila prema motornim benzinima okvirno iznosio 1,2 miliona t prema 0,67 miliona t (ili proporcionalno 1,79:1).
Tabela 4.3. Pregled ostvarenog prometa MB i DG u RS u periodu 1995–2005.godine (u 000 t)
1995. 1996. 1997. Putnički automobili 30 % 110 % 226 % Kamioni – domaći 30 % 119 % 292 % Kamioni – inostrani 25 % 87 % 194 % Železnički prevoz roba 12 % 39 % 79 % Železnički prevoz putnika 13 % 44 % 89 % Rečni prevoz roba 24 % 93 % 214 % Vazdušni transport 38 % 165 % 445 %
Izvor: „Regional Balkans Infrastructure Study (REBIS) – Transport”,
Apendix 3 – Traffic Projections, EC, jul 2003.
U drugoj relevantnoj studiji „The Transport Infrastructure Regional Study (TIRS) in the Balkans” (Louis Berger S.A. po naruđbini ECMT, mart 2002) takođe su izvedene projekcije razvoja intoeziteta transporta roba i putnika u Jugoistočnoj Evropi do 2015.godine za svaki od modaliteta transporta. Intetnziteti transporta su projektovani za tri alternativna scenarija ekonomskog razvoja. Prema ovoj studiji u periodu 2000–2015.godine intoezitet drumskog saobraćaja mogao bi da poraste od 168% u pesimističkoj varijanti do 260% u optimističkoj varijanti.
Obe studije prognoziraju da će jedna od posledica ekonomskog razvoja Srbije u narednoj dekadi svakako biti dinamičan rast motorizacije, tj. broja putničkih vozila i kamiona po glavi stanovnika, odnosno uopšte intoeziteta drumskog saobraćaja, dok će uticaj ekonomskog rasta na razvoj železničkog i rečnog transporta biti neuporedivo manji.
Dokument „European Energy and Transport – Trends to 2030” (EC-Directorate General for Energy and Transport, prvo izdanje iz januara 2003. godine, a inovirano revidovano iz maja 2006. godine) prezentira scenarije dugoročnijeg razvoja potrošnje energije u sektoru transporta na nivou EU-25, sumarno i po članicama, a obuhvatio je i prognoze za Norvešku, Švajcarsku, Rumuniju, Bugarsku i Tursku.
Za Srbiju su posebno interesantna predviđanja izvedena za Rumuniju i Bugarsku, pošto se mogu koristiti neke analogije. Projekcije su bazirane na korišćenju osnovnog modela „PRIMES” (koji je razvio konzorcijum pod rukovodstvom Nacionalnog Tehničkog Instituta iz Atine) i niza specijalizovanih modela, a obuhvatile su period 2005–2030. godine.
Potrošnja energije u sektoru transporta će u periodu 2005–2030. porasti za oko 12%, dok je samo u deceniji 1990–2000. godine ostvaren rast od 21 %. U periodu nakon 2025. godine očekuje se čak lagani pad utroška energije u sektoru transporta. Drugim rečima, ne samo da će se elasticiteti razvoja energetske tražnje i rasta BDP još više razlikovati nego u slučaju poređenja rasta ukupne potrošnje energije i BDP, već će biti ugroženo i postojanje korelacije između ova dva razvoja. Treba naglasiti da je ova projekcija bazirana na predviđanju značajnog povećanja efikasnosti valorizacije motornih goriva (posebno u putničkim automobilima), što znači da će intoezitet saobraćaja (meren u putničkim i tonskim kilometrima) rasti dinamičnije. Takođe, u ovom scenariju je projektovano da bio-goriva u 2010. godini dostignu udeo na tržištu motornih goriva od blizu 4% (što je još jedna potvrda predviđanja da je cilj zacrtan u EU Direktivi o Biogorivu od 5,75% u 2010. bio nerealan), a potom 5,5% u 2015.godini i 8,3% u 2030.godini.
Najveći rast utroška energije očekuje se u drumskom transportu roba, za preko 37%, tako da bi 2026–2028. godine drumski transport roba prevazišao putnički saobraćaj po obimu potrošnje energije (aktuelno se u putničkom saobraćaju troši za oko 50% više motornih goriva).
Projekcije za Bugarsku i Rumuniju, međutim, pokazuju posebnosti u odnosu na prosek EU-25 i sličnosti sa perspektivom Srbije, i u tom smislu su dosta interesantne kao podloge za povlačenje analogija. Štaviše, čitav niz parametera koji opredeljuju potencijal razvoja potrošnje motornih goriva (geografske i sociodemografske karakteristike, dostignuti stepen i prognozirana dinamika ekonomskog razvoja, stepen motorizacije, „starost” voznog parka i dr.) vrlo su sličnog karaktera.
Kvantitativni faktori su po pravilu ulazni parametri za projektovanje razvoja sektorske tražnje korišćenjem submodela i univerzalnog su karaktera. Praktično nema modela koji ne uključuje korelaciju razvoja bruto domaćeg proizvoda (ili razvoja BDP-a po glavi stanovnika) i razvoja intoeziteta saobraćaja (ili razvoja potrošnje motornih goriva).
Drumski saobraćaj je ubedljivo dominirajući sektor transporta po obimu potrošnje motornih goriva. U tom smislu se i izradi projekcija razvoja tražnje motornih goriva u ovom sektoru transporta putnika i roba posvećuje i najveća pažnja, a submodeli za prognoziranje intoeziteta drumskog saobraćaja uključuju najveći broj uticajnih parametara. Osnovni parametri za izradu projekcija intoeziteta drumskog saobraćaja u jednoj zemlji su: (1) rast bruto domaćeg proizvoda (neizostavan parametar u svakom modelu), (2) demografski razvoj, (3) razvoj motorizacije (broja registrovanih motornih vozila), (4) stepen osavremenjavanja voznog parka (broj prvi put registrovanih motornih vozila), (5) tehnološko-tehnički progres na planu redukcije specifične potrošnje motornih goriva, (6) razvoj odnosa tražnje MB i DG i (7) stepen supstitucije sa alternativnim gorivima.
U slučju raspoloživosti osnovnim parametrima mogu se pridružiti i neki dopunski parametri, kao što su aktuelni nivo i prognozirani rast cena motornih goriva (često), i aktuelni nivo i prognozirani rast cena motornih vozila (ređe). Uticaj ovih parametara (faktora) kvantifikuje se aplikacijom određenih elasticiteta.
Tražnja motornih goriva u transportu roba je u uskoj korelaciji i sa intoezitetom međunarodne razmene, pri čemu razvoj potrošnje više opredeljuju rastojanja koja se prelaze nego težina robe.
Kvalitativni faktori su posledica specifičnosti razvoja nacionalnog tržišta i/ili trendova u geo-političkom okruženju, u formi kriterijuma koji imaju upliva na projektovanje razvoja tražnje motornih goriva ali ne mogu biti kvantifikovani. Ovi kriterijumi se koriste za korigovanje univerzalnih projekcija razvoja potrošnje motornih goriva. Pri dimenzionisanju buduće tražnje motornih goriva u Republici Srbiji od posebnog značaja je uzeti u obzir nepovoljne istorijske okolnosti koje su uslovile prekid razvoja tražnje u zadnjoj dekadi prošlog veka (građanski rat, sankcije, NATO bombardovanje praćeno razaranjem mostova i industrijskih objekata).
A možda je još bitnije uzeti u obzir i specifičnosti koje će nesporno imati uticaja na razvoj tražnje u narednom periodu, kao što su:
efekti obnavljanja korišćenja drumskog, železničkog i rečnog saobraćaja na pravcu koji obezbeđuje najekonomičniji tranzit od Zapadne i Centralne Evrope do Grčke (kao članice Evropske Unije), Azije i Srednjeg Istoka;
efekti dogradnje i rekonstrukcije Panevropskog Koridora 10 i njegovih bočnih grana B i C, sa inoviranjem glavne i pomoćne infrastrukture;
efekti afirmacije regiona jugoistočne Evrope kao zone slobodne trgovine (CEFTA).
Prema zvaničnim podacima Republičkog zavoda za statistiku, u 2005. godini je na nivou Republike Srbije ostvaren bruto domaći proizvod (BDP) po glavi stanovnika od 3.273 USD (2.833 evra).
Interesantno je posmatrati period 2001–2005. godine i uporediti realno ostvareni rast BDP od prosečno 5,6% godišnje sa rastom BDP koji je projektovan u „REBIS” studiji za Srbiju. U „REBIS” studiji projektovan je rast BDP po glavi stanovnika od 4,3% u realističkoj varijanti ekonomskog razvoja, odnosno 6% u optimističkoj varijanti (u pesimističkoj varijanti je bila projektovana stopa rasta BDP od 3,5%, te je ne treba niti razmatrati). Pošto je u studiji projektovan demografski rast od 0,5% godišnje, koji nije ostvaren, proizlazi činjenica da je u optimističkoj varijanti u stvari kalkulisano sa rastom BDP od 6,1% godišnje, a u realističkoj varijanti sa 4,8%. Drugim rečima, ostvarenja ekonomskog razvoja u Republici Srbiji bila su tačno u sredini ove dve projekcije.
Prema nekoj analogiji sa prethodnim periodom, a i prema preliminarnim sagledavanjima daljeg razvoja (u prvoj polovini 2006. realni BDP u Republici Srbiji porastao je za 6,7% u poređenju sa istim periodom prethodne godine) za očekivati je da buduća ostvarenja opet budu negde u sredini između realističke i optimitičke varijante u „REBIS” studiji. Sve u svemu, prognoze razvoja intoeziteta saobraćaja u Republici Srbiji do 2025. godine izvedene u „REBIS” studiji mogu se smatrati sasvim adekvatnom podlogom i za projektovanje rasta domaće potrošnje motornih goriva.
U prilozima ovog dokumenta vrlo detaljno su elborirani i ostali relevantni kvantitativni i kvalitativni faktori koji opredeljuju budući razvoj tražnje MB i DG u Republici Srbiji, uzete u obzir i analogije sa najaktuelnijim predviđanjima Evropske Unije na ovu temu, i svi ovi parametri i kriterijumi su ugrađeni u projekcije razvoja tražnje motornih goriva i sirove nafte izvedene do 2010, 2015. i 2025. godine.
Projekcije potrošnje motornih benzina (MB) i dizel goriva (DG) u Republici Srbiji su pošle od:
prometa MB i DG koji je ostvaren na domaćem tržištu u 2005. godini;
projekcija razvoja intoeziteta saobraćaja u Republici Srbiji koje su prezentirane u dokumentu „Regional Balkans Infrastructure Study (REBIS) – Transport” iz 2003. godine, uz (a) proveru ostvarenja u periodu 2003–2005. godine i (b) pretpostavku da će na razvoj tražnje motornih goriva negativno delovati očekivano modernizovanje voznog parka (elasticitet od 1,012);
projekcija razvoja potrošnje motornih goriva u Bugarskoj (BUL) i Rumuniji (RUM) koje su prezentirane u dokumentu „European Energy and Transport – Trends to 2030” iz 2006.godine, uz proveru pretpostavke da postoji analogija u budućem razvoju tražnje motornih goriva između ovih susednih zemalja i Srbije;
pretpostavke da će do 2015. godine Republika Srbija, bilo kao članica EU ili kandidat za članstvo, započeti da primenjuje regulativu Evropske Komisije na planu supstitucije motornih goriva sa biogorivima i ostalim alternativnim gorivima.
Za projektovanje produktovoda za transport motornih goriva kroz Srbiju, odnosno za dimenzionisanje terminala, od bitnog je značaja i adekvatno dimenzionisanje regionalne tražnje. Regionalizacija tražnje je izvedena i prezentirana u Prilogu, a podlogu su predstavljali zvanični podaci „NIS-Petrol”-a. Da se radi o reprezentativnom uzorku govori podatak da je „NIS“-Petrol” u 2005. godini realizovao preko 78% veleprodaje i 40% maloprodaje motornih benzina i dizel goriva u Republici Srbiji.
Projekcije razvoja intenziteta transporta nafte u ovom dokumentu, prikazane na dijagramima 4.3. i 4.4, baziraju se na:
istorijskom razvoju obima prerade sirove nafte ostvarenom u srpskim rafinerijama u prethodnom periodu, sa posebnim akcentom na ostvarenjima u periodu 2002–2005 godina;
projekcijama razvoja tražnje motornih benzina i dizel goriva u Republici Srbiji (koje su preuzete iz prethodnog poglavlja ovog dokumenta);
pretpostavci da će se ostvarivati lagana promena strukture „izlaza” srpskih rafinerija u korist „belih” derivata;
pretpostavci da će već u 2007. godini biti dozvoljen uvoz motornih goriva, te da će se udeo uvozne komponente u strukturi potrošnje motornih goriva na nivou Srbije lagano povećavati.
Dijagram 4.3. Projekcija potrošnje MB i DG u Republici Srbiji Dijagram 4.4. Projekcija potrošnje nafte u Republici Srbiji [pic] [pic]
Uspostavljeni razvojni ciljevi u domenu razvoja sistema naftovoda i produktovoda su:
modernizacija i obnavljanje postojećeg naftovoda;
proširenje skladišnih prostora za naftu i derivate nafte;
uvođenje integrisanog upravljanja i regulacije ukupnim sistemima cevovodnog transporta;
priprema preduslova za realizaciju savremenih komunikacijskih instalacija i sistema (optički kablovi) uz trase naftovoda i produktovoda;
obezbeđenje preduslova za realizaciju makroprojekata cevovodnog transporta nafte i derivata:
učešće u izgradnji Panevropskog naftovoda (kao međudržavnog projekta u nameri)
izgradnja sistema produktovoda kroz Srbiju (kao imperativna potreba za supstituisanje krajnje neracionalnog transporta naftnih derivata isključivo konvencionalnim vidovima transporta);
stalno unapređenje tehničko-tehnoloških performansi svih poslovnih sistema.
Zajednička komponenta u realizaciji svih razvojnih ciljeva je minimiziranje negativnih uticaja na životnu i radnu sredinu. Kriterijumi na planu inkorporiranja eko-inženjeringa u realizaciju svakog od investicionih zahvata detaljno su prezentirani u Prilogu ovog dokumanta.
Komparativne „jake” i „slabe” tačke u odnosu na realizaciju ovako zacrtanog razvoja su sledeće.
Prednosti:
znanje i iskustvo kadrova JP „Transnafta” u oblasti cevovodnog transporta sticano višedecenijskim radom u izgradnji, puštanju i eksploataciji postojećeg naftovoda;
izuzetno povoljan položaj u odnosu na potencijalno veliko tržište Zapadne Evrope (posmatrano sa aspekta izgradnje Panevropskog naftovoda), kao i za snabdevanje zemalja u okruženju sa naftnim derivatima (posmatrano sa aspekta izgradnje produktovoda kroz Srbiju, sa mogućnošću povezivanja sa okruženjem);
Slabosti:
amortizovana postojeća oprema, posebno cevovodi i deo stacionarne opreme;
manjak skladišnog prostora za perspektivan autonoman rad i dalji razvoj delatnosti;
višegodišnja investiciono-razvojna stagnacija;
utisak da se brže odvija konkretizacija alternativnih naftovoda iz Kaspijsko- crnomorskog regiona nego li Panevropskog naftovoda;
visoka inertnost u konkretizaciji realizacije prihvaćenih programa razvoja u delu nadležnih državnih i pratećih institucija.
4.7.2. Razvojni projekat: Razvoj postojećeg sistema naftovoda
Za postojeći naftovod od Sotina, preko Novod Sada, do Pančeva predviđene su permanentne tehničke i poslovne aktivnosti, koje podrazumevaju:
sistematičnu i stalnu tehničku dijagnostiku stanja naftovoda, prateće infrastrukture i opreme;
zamenu, obnavljanje i osavremenjavanje dotrajalih elemenata naftovodnog sistema;
ugradnju merača protoka nafte u Sotinu i Novom Sadu, uz verifikaciju postojećih u Pančevu;
ugradnju savremenih elemenata i sistema za optimizaciju potrošnje energenata i pomoćnih fluida za odvijanje procesa rada naftovodnog sistema i drugo.
4.7.2.2. Skladištenje nafte i derivata
Paralelno sa razvojem delatnosti cevovodnog transporta nafte i derivata, nameće se potreba i za razvojem odgovarajućih kapaciteta za njihovo održivo dinamičko i stacionarno skladištenje. Za te namene planirane su po dve standardne rezervoarske jedinice (od po 10 000 m3 i/ili 15 000 m3) na postojećem i svim budućim terminalima za manipulisanje transporta nafte i derivata.
U cilju obezbeđenja mogućnosti za integrisano upravljanje i regulaciju postojećih i budućih procesa rada u cevovodnom transportu nafte i derivata planirano je da se zastareli komunikacijski sistem koaksijalnog kabla (koji i nije u funkciji) zameni sa savremenim visokokapacitativnim optičkim kablom, a oni se postave i duž svih trasa cevovoda, koji će se realizovati u perspektivi.
Prema proceni razvojnih prioriteta, procenjeno je da je Projekat izgradnje sistema produktovoda kroz Srbiju primaran razvojni cilj, posebno zbog činjenice da je realnost njegove realizacije u nekom doglednom vremenu bitno veća u poređenju sa mnogo složenijim međudržavnim projektom izgradnje Panevropskog naftovoda (PEOP).
Projekat izgradnje sistema produktovoda kroz Srbiju koncipiran je u cilju podizanja ekonomske efikasnosti i ekološke bezbednosti snabdevanja sa motornim gorivima glavnih centara tržišne potrošnje na teritoriji Srbije, ali i gravitirajućeg okruženja. Projekat je predvideo razvoj cevovodnog transporta svih tipova motornih benzina i dizel goriva.
Na bazi podloga, koje je stručni tim JP „Transnafta” pripremio nakon samo nekoliko meseci od osnivanja preduzeća, predviđena je fazna realizacija sistema produktovoda kroz Srbiju, i to po sledećim deonicama:
Prva faza …………. Pančevo – Smederevo – Jagodina – Niš
Ia etapa …………………………. Pančevo – Smederevo
Ib etapa …………………………. Smederevo – Jagodina – Niš
Druga faza ………… Pančevo – Novi Sad; i Pančevo – Beograd (Veliko Selo)
IIa etapa …………………………. Pančevo – Novi Sad
IIb etapa …………………………. Pančevo – Beograd (Veliko Selo)
Treća faza ……….. Novi Sad – Sombor: i Niš – Priština
IIIa etapa …………………………. Novi Sad – Sombor
IIIb etapa …………………………. Niš – Priština
Preliminarni termin plan predviđa okončanje realizacije prve dve faze ovog razvojnog programa do 2012.godine. Predviđeno je da trase produktovoda prate postojeće koridore magistralnog sistema razvoda prirodnog gasa (YU–916) i naftovoda Pančevo – Novi Sad, što je u ostalom u duhu najbolje svetske prakse kod projektovanja trasa novih cevovoda.
Terminali produktovoda će se nalaziti na lokacijama uz postojeće skladišne instalacije kompanije „NIS-Petrol” u Smederevu, Nišu, Somboru, Prištini i Velikom Selu kod Beograda (buduća instalacija), instalaciju kompanije „Lukoil-Beopetrol” u Jagodini i uz obe energetske rafinerije.
Etapa IIa od rafinerije u Pančevu do rafinerije u Novom Sadu je karakteristična po tome što bi ovaj deo produktovoda bio dvosmeran i višefunkcionalan, i u tom smislu otvorio (1) mogućnost snabdevanja gravitirajućeg tržišta iz obe rafinerije, i (2) mogućnost razmene poluproizvoda između rafinerija za postizanje višeg nivoa komplementarnosti njihovog rada (što bi podiglo nivo ekonomske valorizacije sirove nafte i rafinerijskih pogona).
Etapa IIb od Pančeva do Beograda karakteristična je po tome što je uslovljena preseljenjem sadašnje instalacije „NIS-Petrol” na Čukarici u Veliko Selo, novu beogradsku industrijsku zonu po GUP-u. U tom smislu bi novi terminal JP „Transnafta” bio lociran neposredno uz tu preseljenu instalaciju.
Preliminarne procene su govorile o Sistemu produktovoda kroz Srbiju kao investiciji od oko 424 miliona EUR (ova cifra ne uključuje neizvesnu realizaciju etape IIIb). Najnoviji pregovori zainteresovanih subjekata (JP „Transnafta”, „NIS-Petrol” i „Lukoil-Beopetrol”) mogli bi da promene ukupan koncept investicije, u smislu da bi kroz dogovor o korišćenju postojećih rezervoarskih kapaciteta investiciona ulaganja mogla biti drastično redukovana.
Kaspijska nafta, zajedno sa ruskom naftom, danas u Evropu stiže preko Crnog Mora i turskih moreuza (Bosfor i Dardaneli). Ovi moreuzi predstavljaju „uska grla” ispred kojih tankeri čekaju ponekad i više od 20 dana. Da bi se osigurala nesmetana doprema nafte iz Kaspijskog regiona, kao i da bi se premostili ekološki i navigaciono osetljivi moreuzi, neophodno je uvesti alternativne modalitete transporta. U ovom trenutku postoje četiri međunarodna projekta naftovoda u razvojnoj fazi, koji su u manjoj ili većoj meri konkurentski razvojni programi.
Predloženi naftovod Konstanca – Trst, ili Panevropski naftovod (PEOP), osmišljen je kao ekonomičan sistem za transport sirove nafte od postojećih naftnih terminala u crnomorskoj luci Konstanca u Rumuniji, preko rafinerija u Republici Srbiji i Hrvatskoj do Trsta u Italiji.
Tri osnovne komparativne prednosti PEOP-a jesu:
1) trasa i krajnja tačka naftovoda. Kaspijska i ruska nafta dovode se do severnog Jadrana, u direktan priključak sa Transalpskim naftovodom (TAL) koji snabdeva Centralnu Evropu i Nemačku. Postoji mogućnost povezivanje na italijansku mrežu naftovoda i snadbevanje tržišta severne Italije. Rafinerije na trasi Novi Sad, Pančevo, Sisak, Bosanski Brod i moguće Rijeka, priključak sa TAL i obližnja tržišta zajedno garantuju tražnju od preko 150 miliona t nafte godišnje. Druge trase koje su zamišljene da izbegnu Jadransko more nisu dovoljno ekonomski atraktivne jer prolaze zemlje sa limitiranom tražnjom, a postoje i prirodne prepreke koje poskupljuju izgradnju i nema prednosti direktnog priključka na TAL;
2) ekološki aspekt. PEOP bi smanjio broj tankera koji dolaze u severni Jadran, jer bi nafta koja se sada do Trsta doprema morskim putem ubuduće pristizala kopnenim naftovodom. PEOP bi se koristio za transport nafti različitog tipa, tj. mogao bi da transportuje Rusku ili Kaspijsku naftu u zavisnosti od tražnje na tržištu. Koristio bi poznatu tehnologiju šaržiranja (batching);
3) postojeći infrastrukturni objekti. Ukupna dužina naftovoda je oko 1 310 km, ali postojeći segmenti Jadranskog naftovoda mogu se koristiti za transport i Kaspijske nafte, tako da se investiciona ulaganja mogu značajno redukovati. Dogradnja bi se realizovala na terenu koji je najvećim delom vrlo pogodan za postavljanje magistralnog naftovoda. Ulazne i izlazne tačke naftovoda, luke Konstanca i Trst, već sada raspolažu skoro svom infrastrukturom koja bi podržala jedan ovakav naftovod.
Specifične koristi koje bi od realizacije PEOP projekta imala Republika Srbija su: (a) povezivanje Srbije sa infrastrukturnim mrežama distribucije nafte u Jugoistočnoj, Centralnoj i Zapadnoj Evropi; (b) značajne uštede na troškovima transporta uvozne nafte namenjene preradi u domaćim rafinerijama; (v) značajan prihod od tarife na transport nafte u tranzitu preko naše teritorije; (g) značajan prihod po osnovu upošljavanja domaće inženjering, građevinske i montažerske operative na realizaciji projekta izgradnje; (d) indirektne koristi po osnovu doprinosa koji bi izgradnja naftovoda obezbedila stvaranju klime da je Republika Srbija politički i ekonomski stabilna zemlja i da je to zemlja gde se može investirati bez rizika.
Najnovije procene govore o PEOP-u kao investiciji na ukupnom nivou od oko 2,3 milijarde USD.
Specifikacija, predračun i dinamika realizacije planiranih investicionih radova baziraju se na kritičkoj oceni predmera i predračuna datih u materijalu „Predlog strateškog plana razvoja JP „Transnafta“ od 2006. do 2011. godine“, koji je sačinjen u augustu 2006. godine. Sve razvojne investicije grupisane su na sledeći način:
Razvoj sistema naftovoda (građevinski radovi i objekti, instalacije i oprema);
Razvoj sistema produktovoda (građevinski radovi i objekti, instalacije i oprema);
Razvoj skladišta (građevinski radovi i objekti, instalacije i oprema);
Osnivačka ulaganja (izrada investiciono-tehničke dokumentacije):
Razvoj sistema produktovoda;
Razvoj skladišta;
Panevropski naftovod (PEOP).
Ekonomsko-finansijske analize i ocene izvedene su u varijanti da će u periodu 2007–2011. godine biti realizovane sve investicije iz tabele „Dinamika realizacije planiranih investicionih ulaganja“, uključujući tu i izgradnju sistema produktovoda kroz Srbiju (izuzev izgradnje završnih deonica Novi Sad–Sombor i Niš–Priština).
Ovde treba naglasiti da bi korišćena procena investicionih ulaganja u izgradnju sistema produktovoda uskoro mogla biti značajnije redukovana. Naime, u toku su pregovori o promeni koncepta sistema produktovoda u smislu da se na trasi produktovoda iskoriste postojeći rezervoarski prostori kompanija „NIS-Petrol” i „LUKOIL-Beopetrol”. Procenjuje se da bi postizanje dogovora na realaciji JP „Transnafta”, sa jedne strane, i pomenute kompanije, sa druge strane, moglo skoro da prepolovi investiciona ulaganja projektovana u tabeli 4.5.
Efekti investiranja obuhvataju (1) povećanje pouzdanosti funkcionisanja naftovoda, (2) uvećanje prostora za skladištenje nafte i derivata, (3) nove prihode i dobiti po osnovu realizacije usluga transporta motornih goriva kroz izgrađene deonice produktovoda i (4) ekološke bonuse.
Realizovane ekonomsko-finansijske analize i ocene imale su za osnovni cilj da u planskom horizontu 2007–2012. godine identifikuju minimalno ekonomski opravdane cene korišćenja naftovoda, kao i produktovoda od momenta kada njegove pojedine deonice budu izgrađene i puštoee u rad. Minimalno ekonomski opravdane cene za pristup i korišćenje sistema za cevovodni transport nafte i derivata su definisane kao stalne cene shodno proceduri formiranja koja je data u nacrtu dokumanta „Odluka o tarifnom sistemu za pristup i korišćenje sistema za transport nafte naftovodima i transport derivata nafte produktovodima”, koji je pripremio Savet Agencije za energetiku Republike Srbije.
Svi planirani investicioni troškovi, projekcije rashodnih i prihodnih pozicija u analiziranom planskom horizontu i rezultujući pokazatelji efikasnosti investiranja prezentirani su u EUR, a svi preračuni bazirani su na deviznim kursevima 1 EUR (evra) = 79,2 RSD i 1 USD ($) = 60 RSD.
Tabela 4.5. Dinamika realizacije investicionih ulaganja (u 000 evra) P o z i c i j a Svega PLANSKI HORIZONT Faza investicionog razvoja 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. Merna stanica na Dunavu 200 200 – – – Polaganje optičkog kabla duž cele trase 1.500 – 500 1.000 – – Video nadzor nad blok-stanicama – – – – – – Pristupni put do merne stanice u Pančevu 2.300 2.300 – – – – Ispitivanje naftovoda inteligentnim kracerom 150 150 – – – – RAZVOJ SISTEMA PRODUKTOVODA 312.000 – 10.000 50.000 123.000 129.000 Izgradnja deonice Pančevo–Smederevo 60.000 – 10.000 30.000 20.000 – Izgradnja deonice Smederevo–Jagodina–Niš 144.000 – – 20.000 60.000 64.000 Izgradnja deonice Novi Sad–Pančevo 70.000 – – – 25.000 45.000 Izgradnja deonice Pančevo–Beograd (V. Selo) 38.000 – – – 18.000 20.000 RAZVOJ SKLADIŠTA 4.000 – – 1.000 3.000 – OSNIVAČKA ULAGANjA 4.105 520 1.205 1.230 1.150 – PSO za ceo sistem Produktovoda 100 100 – – – – GP za deonicu Pančevo–Smederevo 180 – 180 – – – GP za deonicu Smederevo–Jagodina–Niš 1.000 – 500 500 – – SO za deonicu Novi Sad–Pančevo 100 – 100 – – – GP za deonicu Novi Sad–Pančevo 350 – 150 200 – – SO za deonicu Pančevo–Beograd (V. Selo) 35 – 35 – – – GP za deonicu Pančevo–Beograd (V. Selo) 100 – 20 80 – – Razvoj skladišta 90 20 70 – – – PSO za 2 nova rezervoara u Novom Sadu 10 10 – – – – SO za 2 nova rezervoara u Novom Sadu 20 10 10 – – – GP za 2 nova rezervoara u Novom Sadu 60 – 60 – – – Panevropski naftovod (PEOP) 1.850 100 150 450 1.150 – PSO sa Generalnim projektom 200 100 100 – – – SO sa Idejnim projektom 400 – 50 350 – – GP 1.250 – – 100 1.150 UKUPNA INVESTICIONA ULAGANjA 324.255 3.170 000 evra Preduzetnički kapital 64.851 20.0% Sopstvena sredstva investitora 16.213 5.0% Sredstva saulagača 48.638 15.0% Bespovratna sredstva (u skladu sa mogućnostima države) 32.426 10.0% Dugoročni krediti 226.979 70.0% Komercijalni bankarski kredit 97.277 30.0% Državni kredit 129.702 40.0% S V E G A : 324.255 100.0%
Primenom diskontne stope od 10% svi budući neto efekti finansijskih, ekonomskih i društveno-ekonomskih poslovnih tokova, odnosno odgovarajuće razlike neto priliva (prihoda) i neto odliva (rashoda) u čitavom planskom horizontu, svedeni su na sadašnje vrednosti.
Osnovni cilj bio je da se identifikuju minimalno ekonomski opravdane cene usluga cevovodnog transporta. Pošlo se od kriterijuma da interna stopa rentabilnosti mora biti ≥ 15%. Analizom osetljivosti došlo se do rezultata da bi gornji kriterijum bio ispunjen sa prosečnom tarifiranom cenom transporta nafte naftovodima na nivou od 3,7 EUR(evra) po toni/100 km (≈ 4,9 USD po toni/100 km), odnosno sa tarifiranim cenama transporta motornih goriva produktovodima prikazanim u tabeli 4.7.
Tabela 4.7. Tarifne cene transporta motornih goriva produktovodima
Deonica Pančevo–Smederevo (35 km) 3,25 EUR po toni Deonica Smederevo–Jagodina–Niš (180 km) 8,70 EUR po toni Deonica Novi Sad–Pančevo (91 km) 5,40 EUR po toni Deonica Pančevo–Beograd/Velikoselski rit (15 km) 2,00 EUR po toni
Ovako projektovane cene transporta motornih goriva produktovodima više su od aktuelnih cena rečnog transporta, slične su cenama transporta vagon-cisternama, ali niže od cena transporta auto-cisternama. Primera radi, na deonici od RNP do Smedereva cena rečnog transporta motornih goriva je aktuelno na nivou od oko 1,86 evra po toni, dok se cena transporta auto-cisternama kreće u rasponu 4,95–6,87 evra po toni (opseg cena je u zavisnosti od nosivosti auto-cisterne). Na deonici od RNP do Niša cena transporta motornih goriva vagon-cisternama je aktuelno na nivou od oko 8,69 evra po toni, dok cena transporta auto-cisternama dostiže nivo i do 13,94 evra po toni (kada se koriste auto-cisterne manje nosivosti).
Poslovanje bi bilo profitabilno u skoro svim godinama planskog horizonta; međutim, od 2012. godine javlja se problem likvidnosti poslovanja, dakle od momenta kada započinje plaćanje anuitetnih obaveza po osnovu korišćenja dugoročnih kredita.
U svakom slučaju, cene cevovodnog transporta nafte i derivata nafte svakako bi morale da budu niže od prethodno identifikovanih „minimalnio ekonomski opravdanih cena“. U stvari, ove cene treba posmatrati kao „gornji plafon”. U prevodu to znači da bi:
investiciona ulaganja morala da budu redukovana, što bi u značajnoj meri obezbedila pomenuta promena koncepta sistema produktovoda kroz Srbiju, na bazi sinergetskih efekata saradnje kompanija JP „Transnafta”, „NIS-Petrol” i „Lukoil-Beopetrol”;
projektovana hipotetička struktura izvora finansiranja morala u praksi da bude korigovana u smislu povećanja udela države (kroz povećanje učešća bespovratnih uloga i posebno povoljnih dugoročnih kredita).
Sa prethodno projektovanim „minimalno ekonomski opravdanim cenama” korišćenja naftovoda i produktovoda društveno-ekonomska opravdanost poslovanja je prilično impresivna. Dakle, postojanje nacionalnog ekonomskog interesa za investiranjem u cevovodni transport nafte i naftnih derivata potvrđuje činjenica da se samo u periodu 2007–2016. godine ostvaruje neto sadašnja vrednost od 81,2 miliona evra i realizuje interna stopa rentabilnosti od 30,9%. Sa nacionalnog aspekta posmatrajući, uložena sredstva se vraćaju nakon 12-13 godina.
Ovde treba dodati da navedeni finansijski parametri ne mere drugi veoma bitan nacionalni interes – doprinos unapređenju nivoa zaštite životne sredine – koji je nesumnjivo velik u slučaju realizacije izgradnje produktovoda kroz Srbiju.
Strateški projekti u domenu transporta nafte i derivata nafte koji imaju makrokarakter – izgradnja Panevropskog naftovoda i izgradnja produktovoda kroz Srbiju – razvojni su programi od posebnog nacionalnog značaja.
Realizacija programa izgradnje Panevropskog naftovoda je u najvećoj meri determinisana međunarodnim okolnostima i efikasnošću svih aktera u realizaciji ovog međudržavnog projekta, pri čemu svakako i Vlada Republike Srbije nosi svoj deo odgovornosti za kvalitet pripremnih aktivnosti.
Efikasnost realizacije projekta izgradnje sistema produktovoda je maksimalno u funkciji podrške države – u fazi pripreme projekta u obezbeđenju regulatornih preduslova (primera radi, kroz dopunu prostornog plana Republike Srbije) i stvaranju povoljnog društvenog ambijenta, a u fazi izvođenja projekta u obezbeđivanju (ili pomoći kod obezbeđivanja) najkvalitetnijih izvora finansiranja (bespovratna sredstva i najpovoljniji dugoročni krediti po osnovu NIP ili sličnih državnih fondova za kapitalni razvoj, koncesiona ulaganja, saulaganja budućih korisnika i slično).
Tarifirana cena korišćenja naftovoda, koju određuje Regulatorna agencija, mora da obezbedi dovoljno prostora za ostvarivanje svih strateških razvojnih programa, dakle ne samo projekata u domenu poboljšanja i modernizacije rada postojećeg naftovoda i unapređivanja postojećih sistema za upravljanje i regulaciju (za šta bi prosečna cena morala biti ≥ 1 evra po t/100 km), već i makroprojekata izgradnje novih cevovodnih i infrastrukturnih sistema (kada bi minimalno ekonomski opravdana cena mogla da ide i do maksimalnih 3,7 evra po t/100 km).
Na bazi sagledavanja aktuelnih cena transporta motornih goriva auto-cisternama, vagon-cisternama i rečnim plovnim objektima, a imajući u vidu i činjenicu da je proizvođačka cena svakog derivata znatno viša u odnosu na cenu sirove nafte, jasno proizlazi da bi tarifirane cene korišćenja produktovoda trebalo da budu „jače” u odnosu na cene korišćenja naftovoda.
U toku su pregovori nekoliko privrednih subjekata zainteresovanih za realizaciju strateškog projekta izgradnje produktovoda kroz Srbiju o zajedničkoj valorizaciji postojećih skladišnih resursa, a sinergetski efekat po osnovu eventualnog postizanja dogovora mogao bi bitno da redukuje predračun investicionih ulaganja (kao i projekcije „minimalno ekonomski opravdanih” cena budućeg korišćenja produktovoda).
Svaka ozbiljnija izmena koncepcije za realizaciju nekog od strateških razvojnih projekata, kao što je i situacija pomenuta u prethodnom stavu, zahteva naknadnu verifikaciju rentabilnosti razvojnog programa u novonastalim okolnostima, kao i ocenu svih graničnih parametara efikasnosti promenjenih investicionih ulaganja.
Dokument Strategija definiše pet osnovnih prioriteta daljeg razvoja energetike Srbije. Ovi prioriteti u velikoj meri podrazumevaju niz aktivnosti u oblasti gasne privrede u delu proizvodnje, uvoza, transporta, skladištenja i distribucije prirodnog gasa, odnosno u sektorima potrošnje:
modernizaciju postojećeg gasovodnog sistema;
istraživanja u cilju nalaženja novih ležišta gasa;
izgradnju novih transportnih pravaca u cilju povećanja sigurnosti snabdevanja;
izgradnju lokalnih distributivnih mreža radi povećanja broja porošača za obezbeđenje toplotnih energetskih usluga u sektoru zgradarstva.
Imajući u vidu planirani ekonomski razvoj Srbije, njen geostrateški položaj, strukturu i raspoloživost energetskih rezervi, kao i postojeću energetsku infrastrukturu, razvoju strateške – regionalne infrastrukture za transport gasa, planirane aktivnosti u sektoru gasne privrede spadaju u prioritet Strategije razvoja energetike.
Republika Srbija je potpisnica obavezujućeg međunarodnog pravnog Ugovora o energetskoj zajednici Jugoistočne Evrope koji se odnosi na tržište električne energije i gasa.
Imajući u vidu ove činjenice, kao i uticaj korišćenja prirodnog gasa na životnu sredinu, nameće se potreba za ubrzanim razvojem gasne privrede.
Gasovodni sistem Srbije sastoji se od magistralnih, dovodnih i razvodnih gasovoda i gradskih distributivnih mreža srednjeg i niskog pritiska, prijemnih i predajnih stanica za gas, glavnih razvodnih čvorova (GRČ), kompresorskih stanica, glavnih merno-regulacionih stanica (GMRS) i merno-regulacionih stanica kod potrošača (MRS). Osnovni podaci o gasovodnom sistemu Republike srbije prikazani su tabeli 5.1.
Tabela 5.1. Osnovni podaci o gasovodnom sistemu
Broj ulaza prirodnog gasa u transportni sistem Uvozni gas 1 (Horgoš) Domaći gas 14 NIS-Naftagas Broj izlaza prirodnog gasa iz transportnog sistema GMRS: 158 PPS: 2 (Zvornik prema BiH, Pojate prema JUGOROSGAZ) Karakteristike transportnog sistema Kapacitet primopredajne stanice Horgoš 540 000 m3/h ( 13 miliona m3/dan) Radni pritisak transportnog sistema 16–50 bar Dužina transportnog sistema 2.140 km Dimenzije gasovoda od DN 150 do DN 750 Prosečna starost transportnog sistema 25 godina Distributivni gasovodni sistem Radni pritisak distributivnog sistema za industrijske potrošače 4–16 bar Dužina distributivnog sistema pritiska 4–16 bar 650 km Radni distributivni pritisak za široku potrošnju do 4 bar Dužina distributivnog sistema pritiska do 4 bar oko 3 000 km Prosečna starost 10 godina Broj ulaza prirodnog gasa u distributivni sistem Ulazi u GMRS 158 Ulazi iz domaćih izvora 7 Broj izlaza prirodnog gasa iz distributivnog sistema Industrijski potrošači 700 Individualna domaćinstva oko 170 000
Gasovodni sistem povezuje sva gasna polja u Vojvodini sa potrošačima, omogućuje uvoz gasa iz Rusije preko Mađarske i tranzit gasa za Bosnu i Hercegovinu. Gasovodnim sistemom se može transportovati 6100 miliona m3 prirodnog gasa godišnje, od čega je 5340 miliona m3 za potrošače u Republici Srbiji, a preostalih 760 miliona m3 za zapadnu Srbiju i Bosnu i Hercegovinu. Povećanjem transportnog kapaciteta kompresorske stanice u Batajnici moguće je transportovati kroz gasovodni sistem JP Srbijagas – 6 800 miliona m3 godišnje.
Gasovodni sistem visokog pritiska kojeg čine magistralni i razvodni gasovodi i objekti nalazi se u vlasništvu preduzeća JP Srbijagas, osim magistralnog gasovoda MG-9, deonica Pojate – Niš koja je u vlasništvu Jugorosgas a.d. (akcionarsko društvo u vlasništvu JP Srbijagas sa 25% i Gasprom-a sa 75%).
Gasovodne mreže srednjeg pritiska i lokalne distributivne mreže niskog pritiska nalaze se u vlasništvu JP Srbijagasa, Jugorosgasa, kao i lokalnih distributera.
Uvoz, transport i distribucija prirodnog gasa za potrebe Republike Srbije, kao i tranzit prirodnog gasa za potrebe Bosne i Hercegovine, obavlja preduzeća JP Srbijagas.
Potrošnja prirodnog gasa u Republici Srbiji još nije dostigla nivo koji je bio pre 1990. godine (u 1988. godini potrošnja je iznosila gotovo 3 000 miliona m3 ), a promenjena je i struktura potrošnje, tako da je smanjena industrijska potrošnja a povećana potrošnja u toplanama i kod domaćinstava. Kao ilustracija u tabeli 5.2. dat je prikaz potrošnje u 2004. i 2005. godini.
Tabela 5.2. Proizvodnja i potrošnja prirodnog gasa u Republici Srbiji
2004(miliona m3) 2005(miliona m3) Toplotna moć Domaća proizvodnja 236 193 30000 kJ/m3 Uvozni gas 2587 2635 34000 kJ/m3 Tranzit za BiH 323 386 Ukupno potrošeno u Republici Srbiji 2499 2442
Procenjeno je da će potrošnja prirodnog gasa u periodu do 2012. godine porasti na 3 400 miliona m3. Da bi se omogućio kvalitetan i ubrzan razvoj gasne privrede, potrebno je stvoriti pravne i institucionalne okvire, realizovati projekte modernizacije i revitalizacije postojećih objekata, kao i izgradnje novih magistralnih, razvodnih i distributivnih gasovoda, te podzemnih skladišta.
Neophodno je uspostavljanje savremene legislative, a posebno u domenu tehničke regulative, edukacije kadrova, uspostavljanje sistema kvaliteta. U cilju unapređenja rada i razvoja gasne privrede u Republici Srbiji neophodno je uspostaviti zakonodavne i institucionalne okvire koji će omogućiti sprovođenje savremene tehničke regulative, propisa i standarda. Pregled neophodnih mera dat je u tabeli 5.4.
U gasovodnom sistemu Srbije posebno su izraženi sledeći problemi:
starost gasovodnog sistema;
neadekvatno i nedovoljno održavanje sistema kao posledica sankcija međunarodne zajednice;
mešanje uvoznog prirodnog gasa sa gasom iz domaćih gasnih polja loših karakteristika što ima za posledicu veliko raubovanje opreme i armature na gasovodnom sistemu;
rad gasovodnog sistema u neregularnim uslovima promenljivog radnog pritiska, što se odražava na :
stanje cevovoda;
stanje opreme za merenje i regulaciju pritiska prirodnog gasa;
stanje gasne armature.
Da bi se navedeni problemi prevazišli, definisani su sledeći projekti modernizacije i revitalizacije gasovodnog sistema:
modernizacija sistema upravljanja, koja obuhvata poboljšanje kvaliteta postojeće upravljačke opreme, potrebe operativnog rukovođenja transportnim i distributivnim sistemom, i
revitalizacija celokupnog gasovodnog sistema, koja obuhvata dovođenje u ispravno i funkcionalno stanje gasovoda, opreme i armature u objektima na trasi gasovoda.
Realizacija ovih projekata podrazumeva sprovođenje sledećih aktivnosti:
inspekciju gasovoda savremenim alatima;
zamenu najstarijih gasovoda i opreme novim;
rekonstrukciju postojećih merno-regulacionih stanica;
osavremenjivanje postojećih sistema za:
daljinski nadzor i upravljanje i
merenje isporučenih količina energije.
Finansijska sredstava potrebna za realizaciju navedenih projekata iznose 5 miliona evra. Izvori finansiranja su sopstvena sredstva JP Srbijagas, krediti i sredstva Republike Srbije.
Osnovni pravci daljeg razvoja gasne privrede sadržani su u dokumentima Strategija, Prostorni plan Republike Srbije i Nacionalni akcioni plan za gasifikaciju na teritoriji Republike Srbije.
Na osnovu ovih dokumenata definisani su sledeći projekti:
povećanje postojećeg transportnog kapaciteta sa 6 100 na 6 800 miliona m3 godišnje. To podrazumeva izgradnju sledećih deonica: Bečej – Gospođinci, Gospođinci – Sombor – Apatin, Gospođinci – Bačka Palanka – Odžaci, Gospođinci – Banatski Dvor (dvosmerno), Ada – Bačka Topola, Tilva – Bela Crkva, Gospođinci – Beočin, Horgoš – Subotica, Bečej – Novi Bečej, Bačka Palanka – Šid, kao i 19 glavno merno-regulacionih stanica. Ukupna dužina navedenih magistralnih i razvodnih gasovoda iznosi oko 420 km, dok će se dalja izgradnja distributivnih mreža prirodnog gasa u prvom redu vezivati za proširenje snabdevanja domaćinstava i povećanje njihovog broja. Predviđeno je da se do 2012. godine gasificira 140 000 domaćinstava. Planirani gasovodi za teritoriju Republike Srbije bez teritorije Autonomne pokrajine Kosovo i Metohija prikazani su u tabeli 5.3;
projekti gasifikacije zapadnog dela Republike (Bresnica – Užice, kao i u planu paralelni gasovod Batočina – Cvetojevac), istočnog i južnog (Niš – Knjaževac – Bor – Zaječar – Prahovo, Niš – Leskovac – Vranje i Niš – Prokuplje – Priština), kao i program široke potrošnje.
Investiciona vrednost za izgradnju distributivnih gasnih mreža od polietilenskih cevi prečnika 40–180 mm, kao i ugradnja kućnih mernoregulacionih setova G-4 – G-25 prema planu do 2012. godine iznosi 140 miliona evra. Izvori finansiranja su sopstvena sredstva JP Srbijagas, kao i sredstva iz Nacionalnog investicionog plana;
projekat izgradnje ulaza iz pravca Bugarske za uvoz gasa iz Rusije čime bi se povećala pouzdanost i sigurnost snabdevanja gasovodnog sistema. U decembru 2006. godine u Moskvi je potpisan memorandum, između Gasprom-eksporta i Ministarstva za rudarstvo i energetiku Republike Srbije, o gradnji transportnog gasovoda preko teritorije Republike Srbije u dužini od 400 km, kapaciteta 20 milijardi m3 prirodnog gasa;
izgradnja podzemnog skladišta gasa. Najveći problem koji se javlja u snabdevanju prirodnim gasom je usaglašavanje ravnomerne proizvodnje, odnosno uvoza, i transporta sa veoma neravnomernom potrošnjom. Povećanje broja domaćinstava koja koriste prirodni gas, kao i gradskih toplana koje rade u toplifikacionom sistemu, povećava sezonsku neravnomernost. Problem neravnomernosti isporuke gasa je moguće rešiti izgradnjom sopstvenih podzemnih skladišta prirodnog gasa. Prema svetskim iskustvima, kapacitet podzemnog skladišta treba da iznosi do 30% godišnje potrošnje gasa. U toku je izgradnja podzemnog skladišta prirodnog gasa „Banatski Dvor” kapaciteta 850 miliona m3/godišnje, što je oko 25 % ukupne godišnje potrošnje gasa u Republici Srbiji.
Tabela 5.3. Planirani gasovodi za teritoriju Srbije bez teritorije Autonomne pokrajine Kosovo i Metohija
Broj Prečnik Dužina Cena Dinamika ulaganja (mm) (km) (106evra) do 2008. do 2010. do 2012. 1 760 43 11.48 4,00 4,75 2.73 2 720 158 42.92 14,00 14,88 14.04 3 609 91 21.14 4,01 10,00 7.13 4 500 215 41.75 9,50 17,70 14.55 5 457 127 22.22 5,40 10,00 6.82 6 355 160 21.78 6,00 8,44 7.34 7 324 146 16.71 5,00 6,10 5.61 8 273 217 21.08 6,00 8,20 6.88 Ukupno 199.08 54,00 79,98 65.1
Projekat je na početku finansiran sopstvenim sredstvima NIS-a a zatim Srbijagasa. Nacionalnim investicionim planom država je opredelila 11,5 miliona evra za 2006. i 2007. godinu, što će omogućiti završena prva faza izgradnje podzemnog skladišta kapaciteta 200 miliona m3/godišnje i skladište učiniti operativnim. Za nastavak realizacije ovog projekta koja podrazumeva dogradnju još jedne kompresorske jedinice kapaciteta 1,5 miliona m3/dan, izgradnju linije za vađenje gasa kapaciteta 5 miliona m3/dan, država ili JP Srbijagas treba da izdvoji još oko 20 miliona evra.
Pored ovog podzemnog skladišta, zbog povećane potrošnje gasa u narednom periodu, planira se izgradnja podzemnog skladišta u blizini Požarevca (gasno polje Ostrovo) i u toku je izrada tehničke dokumentacije. Takođe, postoji još nekoliko ispitivanih lokaliteta na kojima bi trebalo nastaviti istraživanja za izgradnju podzemnih skladišta gasa, a to su: Mala Krsna, Kurjače, Šalinac, Azanja i Staro Selo u centralnoj Srbiji, kao i neka gasna polja koja su sada u eksploataciji.
Za praćenje realizacije POS-a u oblasti gasne privrede u periodu do 2010. godine neophodno je:
sagledati mogućnost reorganizacije JP Srbijagas-a u skladu sa Zakonom o energetici, odnosno formirati sledeća nezavisna preduzeća:
Preduzeće za transport prirodnog gasa, sa operatorom gasovodnog sistema;
Preduzeće za distribuciju prirodnog gasa sa operatorom sistema za distribuciju prirodnog gasa;
Preduzeće za podzemna skladišta prirodnog gasa, sa operatorom sistema za podzemno skladištenje gasa i
Preduzeće za trgovinu prirodnim gasom;
uspostavljanje savremene legislative, tehničke regulative, edukacije kadrova, sertifikacije i uspostavljanja sistema kvaliteta;
osposobljavanje specifično obrazovanih kadrova i kvalifikovane radne snage. U našoj zemlji postoji vrlo mali broj školskih ustanova koje pripremaju radnu snagu potrebnu gasnoj privredi. U srednjim školama postoje željeni profili, dok u visokom školstvu, osim na Rudarsko-geološkom fakultetu u Beogradu gde se pripremaju visokoobrazovni kadrovi za potrebe istraživanja i eksploatacije nafte i gasa, nema smerova ili grupa koje su namenjene inženjerima za rad u gasnoj privredi;
podsticanje razvojno-istraživačkih aktivnosti. Razvoj gasne tehnike i gasne privrede u našoj zemlji je dugi niz godina zapostavljan. Zbog toga su na prostoru naše zemlje ugrađivani oprema i delovi postrojenja za gas i gasnu tehniku neodgovarajućih standarda i kvaliteta. Istraživačko-razvojne aktivnosti nisu sprovođene, jer u našoj zemlji ne postoji nijedna istraživačko-razvojna jedinica ili institut koji se bave gasom, gasnom tehnikom i gasnom privredom ;
formiranje istraživačko-razvojne institucije, koja bi bila oslonac u razvojnom smislu za preduzeća i organizacije koje čine gasnu privredu Republika Srbija.
Tabela 5.4. Pregeled mera neophodnih za uspostavljanje tehničke regulative, propisa i standarda u oblasti gasne privrede
Mera/ Aktivnost Cilj Pravni okvir/ Nadležna institucija Rok Regulisanje cevovodnog transporta gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribucija gasovitih ugljovodonika Utvrditi uslove za bezbedan i nesmetan cevovodni transport gasovitih i tečnih ugljovodonika i distribuciju gasovitih ugljovodonika, projektovanje i izgradnja, održavanje i korišćenje cevovoda i unutrašnjih gasnih instalacija Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2007. Definisati tehničke uslove i normative za bezbedan transport prirodnog gasa gasovodima pritiska većeg od 16 bar Urediti uslove za izbor trase gasovoda, lokaciju i način izgradnje objekata koji su sastavni delovi gasovoda; izbor materijala, opreme i uređaja; radne parametre gasovoda, obeležavanje trase gasovoda; zaštitni pojas gasovoda, naseljenih zgrada, objekata i infrastrukturnih objekata; radni pojas, zone opasnosti, zaštitu gasovoda i nadzemnih uređaja, postrojenja i objekata od neovlašćene upotrebe ili oštećenja; zaštitu od korozije gasovoda; projektovanje, ugradnju i održavanje električne opreme i instalacija u zonama opasnosti; ispitivanje pre puštanja u rad, korišćenje, rukovanje cevovodima i njihovo održavanje u toku rada, remonta i vanrednih događaja; fizičko odvajanje cevovoda ili delova cevovoda koji se više neće koristiti; mesta povrmenog ispuštanja ili spaljivanja gasa Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2007. Ustanoviti tehničke uslove i normative za gasovode radnog pritiska 6 – 16 bar Urediti uslove za izbor trase gasovoda, lokaciju i način izgradnje objekata koji su sastavni delovi gasovoda; izbor materijala, opreme i uređaja, radne parametre gasovoda, obeležavanje trase gasovoda; zaštitni pojas gasovoda, naseljenih zgrada, objekata i infrastrukturnih objekata, radni pojas, zone opasnosti; zaštitu gasovoda i nadzemnih uređaja, postrojenja i objekata od neovlašćene upotrebe ili oštećenja; zaštitu od korozije gasovoda; projektovanje, ugradnju i održavanje električne opreme i instalacija u zonama opasnosti; ispitivanje pre puštanja u rad; korišćenje, rukovanje cevovodima i njihovo održavanje u toku rada; remonta i vanrednih događaja, fizičko odvajanje cevovoda ili delova cevovoda koji se više neće koristiti; mesta povremenog ispuštanja ili spaljivanja gasa Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2007. Ustanoviti tehničke uslove i normative za bezbednu distribuciju prirodnog gasa gasovodima pritiska manjeg od 6 bar Definisati uslove za izbor trase gasovoda, lokaciju i način izgradnje objekata koji su sastavni delovi gasovoda, izbor materijala, opreme i uređaja, radne parametre gasovoda, obeležavanje trase gasovoda; zaštitni pojas gasovoda, naseljenih zgrada, objekata i infrastrukturnih objekata; radni pojas, zone opasnosti, zaštitu gasovoda i nadzemnih delova od neovlašćene upotrebe ili oštećenja; zaštitu od korozije gasovoda, ispitivanje pre puštanja u rad, korišćenje, rukovanje cevovodima i njihovo održavanje u toku rada, remonta i vanrednih događaja, fizičko odvajanje cevovoda ili delova cevovoda koji se više neće koristiti Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2008. Uspostaviti daljinski nadzor i upravljanje cevovodima Organizovati daljinski nadzor i upravljanje cevovodnim sistemom Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2009. Pravilnik o odorizaciji Urediti projektovanje sistema odorizacije gasovitih ugljovodonika, izbor sredstava za odorizaciju i način odorisanja Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2008. Precizirati način vođenja evidencije o transportovanim količinama gasovitih i tečnih ugljovodonika i distribuiranih količina gasovitih ugljovodonika Urediti način i rokove za vođenje evidencije o transportovanim količinama gasovitih i tečnih ugljovodonika i distribuiranih količina gasovitih ugljovodonika Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2008. Precizirati tehničke normative za unutrašnje gasne instalacije Definisati projektovanje, izgradnju, izmenu, održavanje i proveru ispravnosti UGI Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2008. Uspostaviti tehničke normative za trošila Regulisati izbor, ugradnju, ispitivanje i puštanje u rad trošila Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2008. Uspostaviti merenje količina gasovitih i tečnih ugljovodonika Regulisati način merenja količina gasovitih i tečnih ugljovodonika, regulaciju pritiska i mere sigurnosti od prekoračenja dozvoljenog radnog pritiska Zakon o cevovodnom transportu gasovitih i tečnih ugljovodonikai distribuciji gasovitih ugljovodonika / Ministarstvo rudarstva i energetike 2008.
U okviru prioriteta Strategije posebno su detaljno sagledana tri prioriteta hidroenergetskog sektora: modernizacija i revitalizacija postojećih hidroelektrana, izgradnja novih elektrana i podsticanje investicionih aktivnosti elektroenergetskog sektora Srbije u Jugoistočnoj Evropi.
Elektroenergetski sektor Srbije već je dovoljno stabilan, snažan i verovatno najfunkcionalniji sistem u Republici Srbiji. Kao takav sposoban je da analizira sadašnjost i strateški planira svoje buduće aktivnosti, pa je ovim Programom predviđeno sagledavanje mogućnosti za prenošenje nekih nadležnosti sa Vlade Republike Srbije na elektroenergetski sektor Srbije, pre svega nadležnosti koje ovaj sektor, kao privredni kompleks, mora imati ukoliko se želi njegov dalji razvoj, jačanje i zauzimanje adekvatne pozicije na energetskom tržištu jugoistočne Evrope.
U nastavku su date osnovne tehničke karakteristike postojećih hidroelektrana.
Hidroelektrane u okviru PD Hidroelektrane Đerdap:
Đerdap I Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 1 164 MW Ukupni instalisani protok: 4 800 m3 /s Datum prve sinhronizacije: 5.8.1970. Đerdap II Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 270 MW Ukupni instalisani protok: 4 200 m3/s Datum prve sinhronizacije: 12.12.1987. Pirot Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 80 MW Ukupni instalisani protok: 45 m3 /s Datum prve sinhronizacije: 1990. Vrla 1 Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 50.1 MW Ukupni instalisani protok: 18.32 m3 /s Datum prve sinhronizacije: 10.07.1955. Vrla 2 Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 23.72 MW Ukupni instalisani protok: 18.5 m3/s Datum prve sinhronizacije: 09.04.1954. Vrla 3 Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 28.95 MW Ukupni instalisani protok: 18 m3/s Datum prve sinhronizacije: 10.05.1975. Vrla 4 Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 24.75 MW Ukupni instalisani protok: 18.4 m3 /s Datum prve sinhronizacije: 15.02.1958.
Hidroelektrane u okviru PD Drinsko – Limske hidroelektrane:
Bajina Bašta Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 4×91,54 = 365,2 MW Ukupni instalisani protok: 600 m3/s Datum prve sinhronizacije: 27.11.1966. Reverzibilana Bajina Bašta Jedinica Podaci za RHE Instalisana snaga: – Turbine 614 MW – Pumpe 616 MW Ukupni instalisani protok: – Turbine 129,2 m3/s – Pumpe 104,4 m3/s Datum prve sinhronizacije: 23.09.1982. Uvac Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 36 MW Ukupni instalisani protok: 43 m3/s Datum prve sinhronizacije: 17.10.1979. Kokin Brod Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 22.5 MW Ukupni instalisani protok: 37.4 m3/s Datum prve sinhronizacije: 23.03.1962. Bistrica Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 104 MW Ukupni instalisani protok: 36 m3/s Datum prve sinhronizacije: 01.02.1960. Zvornik Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 52 MW Ukupni instalisani protok: 165 m3 /s Datum prve sinhronizacije: 09.07.1967. Ovčar Banja Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 5.8 MW Ukupni instalisani protok: 40 m3/s Datum prve sinhronizacije: 1954. Međuvršje Jedinica Podaci za HE Snaga elektrane: 7 MW Ukupni instalisani protok: 40 m3 /s Datum prve sinhronizacije: 10.08.1957.
S obzirom na starost i stanje opreme na hidroelektranama, neophodno je nastaviti pripremu i realizaciju njihove modernizacije i revitalizacije. Čak 60% instalisane snage hidroelektrana u Republici Srbiji ima prosečnu starost od 40 godina a neke su starije i od 50 godina. Radni vek ove opreme je pri kraju i, kada su u pitanju postojeći kapaciteti, prioritet mora biti modernizacija i revitalizacija.
Uvažavajući činjenicu da su sve hidroelektrane u Republici Srbiji vlasništvo same države koja njima upravlja preko JP Elektroprivreda Srbije (EPS), opšti cilj modernizacije hidroelektrana jeste produženje njihovog radnog veka i obezbeđivanje pouzdanog snadbevanja električnom energijom po ekonomski najpovoljnijim i ekološki najprihvatljivim uslovima u budućnosti.
Specifični ciljevi modernizacije i revitalizacije su:
povećanje raspoloživosti i pouzdanosti agregata;
povećanje snage i proizvodnje energije;
smanjenje gubitaka;
iskorišćenje prelivnih voda;
ekonomičnije i jednostavnije održavanje.
Neophodan uslov za sprovođenje uspešne modernizacije i revitalizacije opreme hidroelektrana, pored izrade investiciono-tehničke dokumentacije visokog kvaliteta, jeste izgradnja Laboratorije za ispitivanje i dokazivanje karakteristika nove opreme.
Procena je da će se modernizacijom i revitalizacijom postojećih hidroelektrana povećati njihova snaga za 128 MW, odnosno za 4,5 %, a godišnja proizvodnja za 247,5 GWh, odnosno za 2,2 %. Takođe, procena je da će se aktivnostima na modernizaciji i revitalizaciji hidroelektrana do 2012. godine dobiti novih 50 MW, odnosno 82 GWh godišnje.
S obzirom na do sada sprovedene aktivnosti na modernizaciji i revitalizaciji ove hidroelektrane vezane za ratifikaciju sporazuma o dugu Ruske federacije prema Srbiji, u periodu do 2012. godine, neophodno je realizovati revitalizaciju tri agregata. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava snaga elektrane za 66 MW, a godišnja proizvodnja za 80 GWh. Investicija za kompletnu revitalizaciju iznosi 136.000.000 USD.
Modernizacijom i revitalizacijom se povećava ukupna snaga obe elektrane za 4 MW a godišnja proizvodnja za 12 GWh. Ukupne investicije su preko 11.000.000 evra a uvodiće se u toku 2 godine, i to istovremeno po jedan agregat na svakoj hidroelektrani.
S obzirom na do sada sprovedene aktivnosti na modernizaciji i revitalizaciji ovih hidroelektrana, koje su među najstarijim u Republici Srbiji, neophodno je, u periodu do 2012. godine, prvo obezbediti uslove u kojima će JP Elektroprivreda Srbije (sama ili sa strateškim partnerom) moći da izdvoji potrebna sredstva za realizaciju modernizacije i revitalizacije, a zatim sprovesti neophodne procedure sa izabranim isporučiocima opreme.
U cilju modernizacije i revitalizacije ove hidroelektrane, osim završetka izrade investiciono tehničke dokumentacije, do sada je sklopljen i ugovor o kreditiranju dela potrebnih sredstava u iznosu od 30.000.000 evra, dok će ostali deo do 46.000.000 evra, na koliko su procenjene investicije za revitalizaciju glavne opreme, obezbediti JP Elektroprivreda Srbije. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava snaga elektrane za 28 MW, a godišnja proizvodnja za 60 GWh. Do 2010. godine potrebno je izabrati najpovoljnijeg ponuđača opreme i realizcije projekta (u 2007. godini), a nakon toga sprovesti procedure neophodne za početak radova same revitalizacije. Do 2010. godine na ovoj hidroelektrani treba realizovati revitalizaciju jednog ili dva agregata.
U periodu do 2012. godine neophodno je nastaviti sa aktivnostima povezanim sa izradom investiciono-tehničke dokumentacije: izradu tenderske dokumentacije i izbor isporučioca opreme i izvođača radova sprovesti u 2007. i 2008. godini. S obzirom na vreme potrebno za obavljanje pripremnih radova, revitalizacija prvog agregata moguća je tek u 2010. godini. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava snaga elektrane za 25 MW, a godišnja proizvodnja za 70 GWh. Procena je da investicije iznose blizu 60.000.000 evra, pa je neophodno obezbediti uslove u kojima će JP Elektroprivreda Srbije (sama ili sa strateškim partnerom) moći da izdvoji potrebna sredstva za realizaciju modernizacije i revitalizacije.
Na osnovu do sada sprovedenih aktivnosti, u periodu do 2012. godine, u cilju modernizacije i revitalizacije kompleksnog sistema Vlasinskih hidroelektrana, neophodno je nastaviti sa izradom investiciono-tehničke dokumentacije. Izradu investiciono tehničke i tenderske dokumentacije treba obaviti u 2007. i 2008. godini. Nakon toga, zaključno sa 2010. godinom, treba izabrati isporučioca opreme i radova, obaviti tehničke pripreme neophodne za realizaciju modernizacije i revitalizacije i sprovesti procedure potrebne za početak radova same revitalizacije. Modernizacijom i revitalizacijom se povećava ukupna snaga četiri elektrane za 5 MW, a godišnja proizvodnja za 25,5 GWh. Potrebne investicije za modernizaciju i revitalizaciju Vlasinskih hidroelektrana procenjene su na oko 7.000.000 evra.
S obzirom na dosadašnje aktivnosti preduzete u cilju modernizacije i revitalizacije Limskih hidroelektrana, u periodu do 2012. godine, potrebno je završiti izradu investiciono-tehničke i tenderske dokumentacije i sprovesti postupak izbora najpovoljnijeg ponuđača opreme i izvođenja radova. U ovom trenutku nije moguće dati procenu potrebnih sredstava.
U Republici Srbiji postoji značajan broj malih hidroelektrana koje su u vlasništvu Republike Srbije a za čiji rad i održavanje je zaduženo JP Elektroprivreda Srbije. Kako se radi o objektima od istorijskog značaja za razvoj elektroenergetike u Republici Srbiji, neophodno je ove objekte modernizovati i revitalizovati a njihov rad i održavanje učiniti efikasnijim. Zbog toga ovaj program predviđa sagledavanje mogućnosti da Vlada Republike Srbije, najkasnije do kraja 2007. godine, izvrši prenos vlasništva nad ovim objektima sa Republičke direkcije za imovinu na JP Elektroprivreda Srbije, da JP Elektroprivreda Srbije sprovede neophodne postupke u cilju izrade investiciono-tehničke dokumentacje za modernizaciju i revitalizaciju ovih objekata najkasnije do kraja 2008. godine, da u 2009. godini izabere isporučioca opreme i izvođača radova i da u 2010. godini započne modernizaciju i revitalizaciju najmanje dve male hidroelektrane (HE Sokolovica i HE Sićevo), samostalno ili sa izabranim strateškim partnerom.
Modernizacijom i revitalizacijom hidroelektrana u Republici Srbiji predviđena je zamena velikog broja hidrauličnih turbina. S obzirom na to da je dokazivanje hidrauličkih karakteristika novih turbina izuzetno osetljivo pitanje i čest uzrok sporenja investitora i isporučioca opreme, ovaj program predviđa izgradnju Laboratorije za ispitivanje hidrauličnih mašina na Mašinskom fakultetu u Beogradu, u okviru Katedre za hidroenergetiku, čija je svrha ispitivanje i dokazivanje hidrauličkih karakteristika novih turbina modelskim ispitivanjem u cilju zaštite domaćih investitora.
U cilju jačanja elektroenergetskog sektora Srbije putem prioritetnog programa modernizacije i revitalizacije hidroelektrana, na osnovu iskustva zaduženih eksperata različitih profila sa dosadašnjih aktivnosti sprovedenih na poslovima modernizacije i revitalizacije, potrebno je da Vlada Republike Srbije predloži a Skupština Republike Srbije usvoji, najkasnije do kraja 2007. godine, izmenu odgovarajuće zakonske regulative.
Ovaj Program predviđa izmenu zakonske regulative u cilju rešavanja dva osnovna problema:
način donošenja odluka i sprovođenja procedura po modelu zajedničkih ulaganja kod obezbeđivanja finansijskih sredstava potrebnih za realizaciju modernizacije i revitalizacije hidroelektrana i
neefikasnost sadašnjih administrativnih procedura za izdavanje potrebnih dozvola i saglasnosti za izvođenje radova modernizacije i revitaizacije.
6.3. Projekti izgradnje novih hidroenergetskih kapaciteta
S obzirom na stvaranje zajedničkog tržišta na prostoru jugoistočne Evrope, aktivnosti drugih zemalja u Jugoistočnoj Evropi u cilju jačanja sopstvene pozcije, kao i na aktivnosti energetskih kompnije iz Evrope, objektivna ambicija elektroenergetskog sektora Srbije da zauzme lidersku poziciju na regionalnom tržištu neće biti ispunjenja bez intoezivne izgradnje novih kapaciteta. Da bi ovo bilo ostvareno, ovaj modul predviđa tri pravca izgradnje novih kapaciteta: povećanje kapaciteta postojećih hidroelektrana dogradnjom, izgradnja novih objekata i iskorišćenje potencijala graničnih slivova.
S obzirom na ekonomske efekte povećanja kapaciteta postojećih hidroelektrana povećanjem snage i proizvodnje (na osnovu povećanja instalisanog protoka, na osnovu povećanja energetske vrednosti akumulacija, na osnovu neiskorišćenih, a raspoloživih količina voda itd.), ovaj modul predviđa realizaciju odgovarajućih aktivnosti za sledeće objekte.
S obzirom na do sada uložena sredstva na realizaciji ovog projekta koji omogućava povećanje proizvodnje postojeće HE Pirot od 21 GWh godišnje, kao i na otpor koji postoji kod lokalne uprave, Vlada Republike Srbije će, do kraja 2007. godine, pružiti pomoć investitoru JP Elektroprivredi Srbije kod iznalaženja optimalnog rešenja za nastavak realizacije ovog projekta ili njegovim proglašenjem za projekat od opšteg interesa ili na drugi način, čime će biti omogućen završetak radova do 2010. godine.
Ukupna vrednost projekta iznosi 13.400.000 evra, a za završetak radova je potrebno izdvojiti 10.000.000 evra.
Ugradnjom 5 – dodatnog agregata rešio bi se problem garantovanog protoka i postojeći agregati bi se oslobodili nepovoljnih režima rada, a omogućio bi se i fleksibilniji rad hidroelektrane sa pet agregata, instalisani protok elektrane povećao za oko 10% i ostvarila nova godišnja proizvodnja energije od 72 GWh. Investiciono tehnička dokumentacija je na nivou glavnog projekta i licitacione dokumentacije koja je urađena u 2006. godini. Potrebne investicije su 16.886.000 evra, B/C je 2,34 a IRR je 10,08%.
U 2007. godini treba izabrati isporučioca opreme i izvođača radova, a odluku o datumu početka radova uskladiti sa radovima na modernizaciji i revitalizaciji ove hidroelektrane.
Izgradnja dodatnog agregata na ovoj hidroelektrani usko je povezana sa projektom modernizacije i revitalizacije. Odluku o potrebi i tehničkim mogućnostima njegove izgradnje doneće JP Elektroprivreda Srbije u saradnji sa potencijalnim strateškim partnerom ili sama pre izrade glavnog projekta i licitacione dokumentacije. U tom slučaju Vlada Republike Srbije pružiće sve neophodne garancije da će u cilju realizacije ovog projekta biti izdate sve neophodne dozvole i saglasnosti od strane institucija osnovanih za upravljanje i korišćenje vode i prostora.
S obzirom na sadašnje aktivnosti JP Elektroprivreda Srbije na analizi stanja i objekata Vlasinskog sistema i ispitivanje mogućnosti uvođenja dodatnih voda, u periodu do 2012. godine, moguće su aktivnosti na izradi investiciono-tehničke dokumentacije i izvođenju radova u cilju povećanja energetske vrednosti ovog sistema za 42 GWh godišnje. Ove aktivnosti treba uskladiti sa aktivnostima planiranim na modernizaciji i revitalizaciji ovih objekata.
Pošto je dosadašnjim analizama utvrđeno da je na postojećim hidroenergetskim objektima (hidroelektranama i vodoprivrednim akumulacijama) moguće izgraditi određeni broj malih hidroelektrana, ovaj modul predviđa izradu investiciono-tehničke dokumentacije do kraja 2008. godine za male hidroelektrane na:
lokacijama postojećih hidroelektrana: MHE Jezero, MHE Mala Vrla 1, MHE Zavoj i MHE Pirot, na kojima investitor može biti samo JP Elektroprivreda Srbije sama ili sa izabranim strateškim partnerom;
a ovaj program, do kraja 2012. godine, predviđa izgradnju najmanje dve male hidroelektrane na lokacijama postojećih hidroelektrana od strane JP Elektroprivreda Srbije.
Izgradnja novih kapaciteta i aktivnosti koje treba sprovesti u tom cilju u narednom periodu do 2010. godine, prema ovom programu, odnose se, pre svega, na izgradnju tri nove hidroelektrane: HE Ribarići, RHE Bistrica i HE Vrutci. Osim toga, u cilju jačanja elektroenergetskog sektora Srbije i omogućavanja intoezivnije izgradnje hidroelektrana državnim i privatnim investitorima, domaćim i stranim, koji u tome vide svoj interes, u skladu sa postojećom zakonskom regulativom, predviđa se mogućnost izgradnje i drugih hidroelktrana.
Lokacija je na reci Ibar, oko 4 km uzvodno od Ribarića, na kraju uspora akumulacije Gazivode. Osnovne karakteristike su:
Tip brane nasuta, Visina brane 94 m, Ukupna zapremina akumulacije 82·106 m3, Protok 62 m3/s, Pad 88 m, Snaga 46,7 MW (dva agregata) Godišnja proizvodnja 76,1 GWh.
Analiza opravdanosti izgradnje HE Ribarići iz 2002. godine za tehničko rešenje iz Idejnog projekta inovirane su investicije i urađene energetsko-ekonomske analize. Ukupne investicije su 93.100.000 evra, B/C 1,05 i IRR je 8,81.
U 2007. i 2008. godini izvršiti aktuelizaciju postojećeg idejnog projekta i studije opravdanosti. Nakon toga, u 2008. i 2009. godini uraditi glavni projekat i licitacionu dokumentaciju i započeti izbor isporučioca opreme.
Svakako jedan od najatraktivnijih novih hidroenergetskih objekata je reverzibilna hidroelektrana Bistrica, locirana u blizini postojeće HE Bistrica sa zajedničkom novom akumulacijom „Klak” čija je energetska vrednost oko 60 GWh. Energetski značaj i uloga RHE Bistrice naročito su važni na regionalnom tržištu energije, pogotovo zbog postojanja uzvodnih akumulacija Kokin Brod i Uvac, čije bi regulisane vode mogle da se koriste za vršni rad zajedno sa HE Bistricom sa snagom 680 + 100 MW.
Procena je da je specifična cena izgradnje oko 1.200 evra/kW i ona mora biti proverena u narednim koracima izrade investiciono-tehničke dokumentacije.
Osnovne karakteristike su:
Tip elektrane reverzibilna Kota normalnog uspora 812 m.n.v. Korisna zapremina akumulacije 80·106 m3 Kota donje vode 430 m.n.v. Tip i broj agregata jednostepena pumpa-turbina h 4 Potok po agregatu 42/54 m3/s Napor/pad 397/381 m Nominalna snaga motor/generator 180/180 MVA Instalisana snaga 680 MW cos φ 1,0/0,95
U 2007. godini treba uraditi analizu opravdanosti izgradnje a nakon toga u 2008. i 2009. godini aktuelizaciju idejnog projekta i studiju opravdanosti. U 2010. godini treba uraditi glavni projekat i licitacionu dokumentaciju.
Lokacija je na reci Đetini uzvodno od Užica na kojoj je 1984. godine izgrađena brana čija je osnovna namena bila snabdevanje vodom stanovništva i industrije Užica i Sevojna. Idejni projekat i investicioni program HE Vrutci urađen je 1987. godine kako bi se iskoristio hidropotencijal ovog vodotoka pri čemu bi se i vode reke Sušice prepumpavale u akumulaciju Vrutci.Osnovne karakteristike su:
Tip brane betonska, lučna Visina brane 270 m Ukupna zapremina akumulacije 54,0·106 m3 Protok 18 m3/s Pad 203 m Snaga 31,8 MW (2 agregata) Godišnja proizvodnja 42,2 GWh
Analiza opravdanosti izgradnje HE Vrutci urađena je 2002. godine. Ukupne investicije su 49.400.000 evra, B/C je 1,05 a IRR je 5,98%.
U 2007. i 2008. godini izvršiti aktuelizaciju postojećeg idejnog projekta i studije opravdanosti. Nakon toga, u 2008. i 2009. godini uraditi glavni projekat i licitacionu dokumentaciju i započeti izbor isporučioca opreme.
Osim već pomenutih hidroelektrana, moguće je izgraditi i druge hidroelektrane snage iznad 50 MW, kao što su HE Svođe (100 MW, 100 GWh), HE Pakleštica (100 MW, 89 GWh), i RHE Đerdap III, kao i značajan broj hidroelektrana snage između 10 i 50 MW a čije su lokacije definisane osnovnim projektom hidroelektrana iz 1984. godine: Brodarevo, Novi Sad, Veliko Tegare, Mala Dubravica, Kozluk, Drina I, Drina II, Drina III, Brodarevo-nizvodno, Prijepolje, Priboj, Gokčanica, Ušće, Glavica, Cerje, Gradina, Bela Glava, Dobre Strane, Maglić, Lakat, Dubočica, Jošanica, Orlovača, Roge, Arilje, Ivanjica, Vitanovac, Stubal, Trstoeik, Medveđa, Kukljin I, Kukljin II, Odorovci, Crnoklište, Bela Palanka, Paraćin, Ćuprija, Bagrdan, Svilajnac, Velika Plana, Vlaški Do, Ljubičevo i Pčinja.
Jedan od prioriteta predviđenih za realizaciju u periodu do 2012. godine, a u cilju obezbeđivanja potreba za električnom energijom Republike Srbije i ostvarivanja prihoda na regionalnom tržištu električne energije, jeste stvaranje uslova za korišćenje potencijala graničnih reka i njihovih pritoka. Na ovaj način omogućava se elektroenergetskom sektoru Srbije da gradi nove i koristi postojeće hidroelektrane u Jugoistočnoj Evropi i da se i na taj način približi liderskoj poziciji na regionalnom tržištu.
Elektroenergetski sektor Srbije ima naročiti interes na Drini sa pritokama, a u budućnosti i na Savi i Dunavu, da kroz izgradnju novih hidroelektrana (HE Buk Bjela i HE Srbinje) i kupovinu postojećih (HE Višegrad), obezbedi sigurno, kvalitetno i pouzdano snabdevanje električnom energijom u količinama potrebnim u bliskoj budućnosti. Osnovni uslov za pokretnje bilo kakvih aktivnosti vezanih za izgradnju hidroelektrana na reci Drini i njenim pritokama jeste podela potencijala Drinskog sliva i precizno utvrđivanje raspoloživog potencijala za buduću izgradnju među državama čije teritorije ovaj sliv zahvata.
Da bi se ovo realizovalo, Vlada Republike Srbije će, najkasnije do kraja 2007. godine, obezbediti sve potrebne zakonske i druge uslove koji će elektroenergetskom sektoru Srbije dati sve potrbne nadležnosti i omogućiti:
bolju pregovaračku poziciju u pregovorima oko podele potencijala graničnih reka;
potrebne garancije i osiguranja kod davanja ponuda za izgradnju hidroelektrana u drugim zemljama i dobijanja koncesija za korišćenje prirodnih resursa;
kupovinu, ili raspolaganje na drugi način, već izgrađenih hidroelektrana.
7. TERMOELEKTRANE I TERMOELEKTRANE-TOPLANE
Kao sublimat prioritetnih programa predviđenih Strategijom, ovaj Program je definisan na osnovu prirodnih priroriteta termoenergetskog sektora: modernizacija i rehabilitacija postojećih termoelektrana i termoelektrana-toplana i izgradnja novih termoelektrana i termoelektrana-toplana uz povećanje efikasnosti korišćenja ograničenih rezervi primarne energije u Republici Srbiji i uvoznog goriva.
Program ostvarivanja strategije razvoja termoenergetskog sektora napisan je za period do 2012. godine, ali daje aktivnosti i smernice za razvoj sektora i posle 2012. godine. Kao osnovni uslov svog postojanja i ralizacije podrazumeva postojanje političke podrške i odsustvo političkog uticaja.
U cilju obezbeđenja kontinualnog izučavanja stanja i predviđanja razvoja celine termoenergetskog sektora i obavljanja delatnosti u novim uslovima rada i poslovanja energetskih subjekata ovim programom su predviđene i adekvatne mere za praćenje njegove realizacije.
Proizvodnja električne energije u Republici Srbiji ostvaruje se u najvećoj meri u okviru JP „Elektroprivreda Srbije” (EPS), koja raspolaže proizvodnim kapacitetima prikazanim u tabeli 7.1.
Tabela 7.1. Instalisana snaga elektrana (na pragu prenosa) u MW
Instalisana neto snaga sa kapacitetima na Kosmetu % bez kapaciteta na Kosmetu % Termoelektrane na ugalj 5.171 61,9 3.936 55,3 Termoelektrane-toplane ( na gas i mazut) 353 4,2 353 5,0 Hidroelektrane 2.831 33,9 2.831 39,7 Ukupno elektrane EPS-a 8.355 100,0 7.120 100,0
Termoenergetske kapacitete Elektroprivrede Srbije čini:
osam termoelektrana (TE) sa 25 blokova koji sagorevaju lignit ukupne instalisane neto snage 5.171 MW. Od toga su dve termoelektrane sa sedam blokova ukupne neto snage 1 235 MW na teritoriji Kosova i Metohije;
tri termoelektrane-toplane (TE-TO) sa 6 blokova ukupne neto snage 353 MW, na tečna i gasovita goriva.
Izvan EPS-a u okviru komunalnih preduzeća postoji instalisani termoenergetski kapacitet u Toplani Novi Beograd (vlasništvo JKP „Beogradske elektrane”) snage 3 x 32 MWe, sa sirovim benzinom kao projektnim gorivom koji je duže vremena van pogona. Takođe, u okviru industrijskih energana, u više od 30 preduzeća u Republici Srbiji, instalisano je oko 450 MWe, ali je značajan deo instalisanih kapaciteta van pogona. Postoje primeri uključenja industrijskih kogenerativnih postrojenja u sisteme daljinskog grejanja, kao u Kragujevcu (energana „Zastava”). Ova postrojenja će biti predmet posebnih modula i u okviru ovog modula neće biti detaljnije razmatrana.
Trenutni status privremene uprave na teritoriji Kosova i Metohije (UNMIK) definisan Rezolucijom 1244 Saveta bezbednosti UN iz 1999. godine, ne omogućava EPS-u korišćenje i upravljanje elektroenegetskim kapacitetma na Kosovu i Metohiji kao integralnim delom sistema, kao ni planiranje daljeg razvoja. Usled toga i ne postoje precizni podaci vezani za eksploataciju ovih postrojenja, pa ona i nisu detaljnije obuhvaćena ovim dokumentom.
U prilogu 7.1. dati su detaljniji podaci o TE i TE-TO EPS-a (snage blokova, starost, dosadašnje angažovanje i broj startova, proizvođači glavne opreme).
Prosečna starost termoenergetskih jedinica na ugalj bez kosovskih elektrana, zaključno sa 31.12.2005. godine, iznosi 26 godina, a starost se kreće u rasponu 15–50 godina.
Prosečna starost termoelektrana na ugalj bez kosovskih elektrana prema strukturi nominalne snage do 31.12.2005. iznosi za:
snagu manju od 100 MW 47 godina,
snagu 100–199 MW 33 godine,
snagu 200–299 MW 28 godina,
snagu 300–399 MW 17 godina,
snagu 400 i više MW 22 godine.
Ovakva starost i, s tim povezana, tehnološka zastarelost postrojenja, imajući u vidu da najmlađe originalno primenjene tehnologije, potiču iz sredine 80-ih godina prošlog veka, prouzrokuju visoku specifičnu potrošnju goriva. Opremu termoelektrana i termoelektrana-toplana EPS-a karakteriše i velika heterogenost opreme, jer je 11 proizvođača iz 7 država isporučilo kotlove; 12 proizvođača iz 7 država isporučilo je turbine i 10 proizvođača iz 8 država isporučilo je generatore.
Kombinovana proizvodnja toplotne i električne energije ostvaruje se u više termoelektrana EPS-a, i to u:
parnim blokovima na ugalj nakon rekonstrukcije turbina u TE Nikola Tesla A (za daljinsko grejanje Obrenovca) i u TE Kostolac A (za daljinsko grejanje Požarevca i Kostolca) i
parnim blokovima na gas i tečno gorivo (TE-TO Novi Sad, TE-TO Zrenjanin i TE-TO Sremska Mitrovica za sisteme daljinskog grejanja i tehnološku paru).
Projekat daljinskog grejanja Beograda iz TE Nikola Tesla A započet je izradom dokumentacije početkom osamdestih, a izvođenje radova započelo je 1993. godine, ali je njegova realizacija trenutno obustavljena.
EPS je, skoro u potpunosti primenio kombinovanu proizvodnju električne i toplotne energije u elektranama za koje postoje toplotni konzumi u okruženju. U objektima EPS-a, postoji još mogućnost proizvodnje toplotne energije za potrebe daljinskog grejanja u TE Kolubara A (za Lazarevac, koji raspolaže gradskom toplifikacionom mrežom) i u TE Morava (za Svilajnac, koji ne raspolaže gradskom toplifikacionom mrežom), s tim što se iz TE Kolubara određena količina tehnološke pare već isporučuje spoljnom potrošaču.
Uvažavajući značaj termoenergetskog sektora, kao i nepovoljno tehničko-tehnološko stanje postrojenja krajem 2000. godine, u periodu 2001–2005. godina ostvarena su značajna ulaganja u kapitalne remonte, rehabilitaciju i modernizaciju termoenergetskih postrojenja. Realizovani su prioritetni programi na postrojenjima koja su krajem 2000. godine imala veća tehnička ograničenja, koja su prestala sa radom ili su radila sa smanjenim kapacitetima, čime je značajno povećana, pre svega, njihova raspoloživost.
Od izvedenih zahvata na termoenergetskim postrojenjima najznačajniji su sledeći:
TE Kolubara A5 – nakon dužeg stajanja bloka (oko 4 godine) pristupljeno je 2001. godine sanaciji postrojenja koja je trajala više od godinu dana. Zahvati su obuhvatili opremu kotlovskog postrojenja (nov isparivač i značajan deo grejnih površina), glavne cevovode, kapitalni remont turbopostrojenja, elektroenergetsku opremu, opremu za merenje, regulaciju i upravljanje (MRU) na nivou bloka (ugrađena savremena oprema), rekonstrukciju građevinskih objekata i obimne remonte na pomoćnoj opremi;
TE Nikola Tesla A1 i A2 – na ova dva bloka su sprovedeni obimni zahvati: zamena parovoda sveže pare, rekonstrukcija elektrofiltera, značajni zahvati na kotlovskom postrojenju, ugradnja savremene opreme za MRU bloka, značajni zahvati na turbopostrojenju, napojnim pumpama i ostaloj opremi;
TE Nikola Tesla A3 – rehabilitacija bloka sprovedena 2003. godine obuhvatila je rekonstrukciju na kotlovskom postrojenju (nov isparivač i zamenu značajanog dela grejnih površina), značajne zahvate na turbopostrojenju, cevovodima i parovodima, zamenu merno- regulacione opreme (ugrađena savremena oprema), elektroenergetskom postrojenju. Izvršena je i delimična rekonstrukcija elektrofiltera, zahvati na građevinskom delu i obimniji remonti na pomoćnoj opremi. Ukupna vrednost ugrađene opreme i izvedenih radova iznosila je oko 80 miliona evra;
TE Nikola Tesla A5 – rehabilitacija ovog bloka sprovedena 2004. godine je po obimu i sadržaju slična aktivnostima realizovanim na bloku A3. Ukupna vrednost izvedenih aktivnosti iznosila je približno 60 miliona evra;
TE Nikola Tesla B2 – aktivnosti su sprovedene 2002. godine i obuhvatile su zahvate na kotlovskom postrojenju, generalni remont turbine visokog i srednjeg pritiska, zahvate na generatoru i obimnije remonte na pomoćnoj opremi. Ukupna vrednost izvedenih aktivnosti iznosila je približno 20 miliona evra;
TE Kostolac A2 – u produženom četvoromesečnom remontu 2006. godine zamenjeni su parovodi sveže pare, rekonstruisani elektrofilteri i sprovedeni su značajni zahvati na kotlovskom postrojenju i obimniji remontni zahvati na ostaloj opremi;
TE Kostolac B1 i B2 – u toku kapitalnih remonata bloka B1 obavljenog 2002. godine i bloka B2 obavljenog 2003. godine, izvršene su značajne rekonstrukcije i modernizacije na opremi jer su blokovi, praktično od početka eksploatacije, radili sa 15–20% manjom snagom od projektovane. Rekonstrukcijom kompletnog ložnog uređaja, turbinskih ventilskih komora i manjim rekonstrukcijama na pojedinoj opremi, kao i podešavanjem rada opreme, a pre svega napojnih pumpi postignuta je snaga od 330 MW. Uvođenjem automatskog vođenja bloka i dodatnim zahvatima na ložnom uređaju bila bi postignuta puna snaga od 348,5 MW.
TE Morava – u toku remonta 2004. godine izvršena je rekonstrukcija kotlovskog postrojenja, značajni zahvati na cevovodima, ugrađena savremena oprema za MRU na nivou bloka, kao i obimniji remontni zahvati na ostaloj opremi. Vrednost izvršenih zahvata je iznosila oko 5 miliona evra.
TE Kostolac A1 – rehabilitacija bloka koja je u toku (očekuje se završetak marta 2007. godine) obuhvata ugradnju nove opreme na cevnom sistemu kotla, generatoru i turbini visokog pritiska, cevovodima, opremi za MRU, elektrofilteru, veće zahvate na građevinskom delu i elektroenergetskom postrojenju, kapitalni remont ložnog uređaja kotla i značajne remontne radove pomoćne opreme.
Sa učešćem od 60,3% u instalisanoj snazi proizvodnih postrojenja EPS-a, termoenergetski sektor je 2005. godine u ukupnoj proizvodnji električne energije učestvovao sa preko 65 % (TE na ugalj 64,1 % i TE-TO sa 1,1 %). Pokazatelji rada termoelektrana u periodu od 2001 – 2005. prikazani su u tabeli 7.2.
Tabela 7.2. Pokazatelji rada termoelektrana
Pokazatelji Jed. mere Godine 2001. 2003. 2005. Ukupna proizvodnja el.energije u elektranama EPS-a GWh 29.452 30.108 34.502 Proizvodnja u TE na ugalj GWh 18.975 20.154 22.138 Pogonska spremnost TE % 68,5 74,4 76,9
Navedena intoezivna ulaganja u unapređenje tehničkog stanja postrojenja u termoelektranama u periodu 2001–2005. izazvala su poboljšanje rada. U 2005. godini pokazatelji rada termoelektrana bili su najbolji od 1992. godine:
ekvivalentni koeficijent prinudnih zastoja u 2000. godini je iznosio 32,3%, a u 2005. godini 15,6%;
pogonska spremnost termoelektrana povećana je sa 68,5% (2001. god.) na 76,9% (2005. god.);
povećana proizvodnja u termoelektranama na ugalj sa 18 975 GWh (2001. god.) na 22 138 GWh (2005. god.).
Termoelektrane, posebno one na lignit, imaju nepovoljan uticaj na životnu sredinu. Krajem 2000. godine praktično u svim termopostrojenjima u Republici Srbiji emisija čvrstih čestica, sumpornih i azotnih oksida višestruko je prevazilazila dozvoljene granične vrednosti emisije (GVE), a odlaganje pepela i šljake i tretman otpadnih voda nije bio rešen na zadovoljavajući način.
Obaveze proistekle iz zahteva domaće i evropske regulative nalažu da se na postojećim termoelektranama do 2015. godine sprovedu značajni zahvati u oblasti zaštite životne sredine, koji kao krajnji cilj imaju dobijanje ekoloških dozvola. Zbog toga su u prethodnom periodu pokrenute brojne aktivnosti, a realizacija najznačajnijih projekata tek predstoji. Uvažavajući značaj ove problematike, u poglavlju 7.4. biće posebno istaknuti detalji vezani za ove projekte.
U periodu do 2012. godine ne može se očekivati nastavak iskazanog trenda poboljšanja eksploatacionih karakteristika postojećih termoelektrana kao u periodu 2000–2005. godine, jer će se aktivnosti rehabilitacije sprovoditi na blokovima koji su u boljem stanju u odnosu na stanje blokova koji su dosada obuhvaćeni projektima produženja radnog veka.
Dostignuti nivo proizvodnje i pouzdanosti kapaciteta ne može se održati i unapređivati bez daljih većih ulaganja u rehabilitaciju i modernizaciju proizvodnih kapaciteta. Pored ulaganja u racionalizaciju potrošnje električne energije, ulaganje u povećanje proizvodnih mogućnosti postojećih kapaciteta i produženje njihovog radnog veka predstavlja najbrži vid rešavanja sadašnjih elektroenergetskih problema.
Realno tehničko stanje postojećih termoenergetskih kapaciteta na kraju 2006. godine zahteva nastavak povećanih remontnih radova i tekućeg održavanja u odnosu na uobičajeni obim i sadržinu, sprovođenje rehabilitacije i modernizacije kapaciteta, uključujući i realizaciju projekata iz zaštite životne sredine.
I pored navedenih pozitivnih uticaja realizovanih rehabilitacija blokova, kao i očekivanih unapređenja sprovođenjem planiranih zahvata, ne sme se zanemariti činjenica da je prosečna starost termoelektrana 26 godina. Zbog toga kod ocene tehničkog stanja kapaciteta EPS-a treba imati u vidu, pre svega, starost kapaciteta (Prilog 7.1) i zastarelost tehnologije, tako da će i nakon predviđenih rehabilitacija i modernizacija tehničko stanje proizvodnih kapaciteta i dalje zaostajati u odnosu na elektroenergetske sisteme razvijenih evropskih zemalja.
U okviru aktivnosti i projekata koji se odnose na održavanje i unapređenje postojećih proizvodnih postrojenja u periodu do 2012. godine potrebno je predvideti realizaciju sledećih projekata:
rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A4 (2007. godine) i
rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A6 (2008. godine).
Na drugim termoelektanama se takođe predviđaju određeni nestandardni remontni zahvati, kao, na primer, oni na: TE Nikola Tesla B2 (zamena parovoda 2008. godine), TE Kolubara A3 (aktivnosti za dovođenje bloka na nominalnih 65 MW u 2007. godini), TE Kolubara A5 (zamena parovoda u 2009. godini) i TE Nikola Tesla A3-A5 (rekonstrukcija mlinova 2007–2009. godine).
Prema termin planu rehabilitacija i aktivnosti remontnih radova EPS-a u 2007. godini planirana je rehabilitacija i modernizacija bloka TE Nikola Tesla A4 (snage 308,5 MW).
Razlozi za predviđene značajne investicione zahvate na ovom bloku su:
starost postrojenja (u pogonu preko 27 godina) i angažovanje od preko 180 000 radnih sati, kao i višegodišnje odlaganje neophodnih zahvata na pojedinim sistemima;
značajno pogoršane tehničke i pogonske karakteristike bloka, i samim tim i ekonomske performanse (smanjenje efikasnosti bloka, smanjenje proizvodnje električne energije, pad raspoloživosti i ekonomičnosti);
promenjene karakteristike goriva u odnosu na projektno gorivo;
neispunjenje propisa i standarda iz oblasti zaštite životne sredine;
tehnološka zastarelost određenih sistema.
U skladu sa rezultatima izvršenih analiza (aktuelno stanje vitalnih komponenti utvrđeno 2004. godine) i pripremljenom investiciono-tehničkom dokumentacijom koja je ukazala na opravdanost ulaganja u produženje radnog veka bloka A4, predviđeni su značajni zahvati na: kotlovskom postrojenju i elektrofilteru (rekonstrukcija); turbopostrojenju; parovodima (kompletna zamena parovoda sveže i međupregrejane pare); elektroenergetskoj opremi; sistemu merenja, regulacije i upravljanja; arhitektonsko-građevinskim objektima. Zahvati predviđeni u cilju poboljšanja prihvatljivosti uticaja bloka na životnu sredinu i zadovoljenja emisionih normi za postojeći termoblok predviđaju i uvođenje sistema za redukciju emisije azotnih oksida i izgradnju postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova (početak aktivnosti 2009. godina, puštanje u pogon 2013. godina).
Očekivani efekti rehabilitacije su:
produženje radnog veka bloka A4 za dodatnih 100 000 sati rada;
vraćanje snage bloka na projektovanu vrednost;
smanjenjenje specifične potrošnje toplote i povećanje stepena korisnosti bloka;
otklanjanje uočenih tehnoloških ograničenja primenom savremene, pouzdane i efikasne opreme;
dovođenje pouzdanosti i raspoloživosti na nivo savremenih blokova;
povećanje sigurnosti i ekonomičnost rada bloka;
poboljšanje uslova zaštite životne sredine (u skladu sa zahtevima EU normi).
Ukupna investiciona ulaganja u rehabilitaciju bloka A4 procenjena su na nivou od oko 115 miliona evra (do 2015. godine) i u taj iznos uključena su i potrebna ulaganja u postrojenje za odsumporovanje dimnih gasova, kao i pripadajući deo investicija u zajedničke sisteme elektrane. Troškovi koji se odnose na opremu i radove koji će se realizovati u toku remonta 2007. godine na samom bloku iznose 62 miliona evra.
Pri ekonomskoj analizi projekta rehabilitacije troškovi su sagledani na nivou investicija ukupnog termobloka, za period posmatranja novog radnog ciklusa, a ekonomska analiza je obuhvatila i postrojenja u koja će biti sukcesivnih ulaganja (postrojenje za odsumporavanje dimnih gasova, drugi zajednički sistemi elektrane) do 2015. godine. Neto sadašnja vrednost projekta je pozitivna, u iznosu od 21 milion evra, interna stopa rentabilnosti je 13,44 %. Finansiranje projekta je predviđeno komercijalnim kreditima i sredstvimaa EPS-a.
Projekat rehabilitacije i modernizacije bloka TE Nikola Tesla A6 predviđen je za 2008. godinu i u značajnoj meri se može porediti sa projektom predviđenim na bloku TE Nikola Tesla A4. Slično stanje opreme, kao i slične, značajno pogoršane tehničke i pogonske karakteristike bloka definišu praktično iste ciljeve i zahvate, sa očekivanim istim efektima. Jedina značajna razliku je što je u slučaju bloka A6 predviđena analiza mogućnosti podizanja nominalne snage bloka sa 308,5 do nivoa 330 MW sa povećanjem stepena korisnosti ekonomski opravdanim zahvatima.
Na osnovu ranijih ispitivanja stanja opreme na bloku i iskustava sa sličnih blokova (A4 i A5) i okvirnim predlogom isporučioca opreme mogu se predvideti okvirne investicije za osnovnu opremu. Tek izradom Studije opravdanosti sa idejnim projektom produženja radnog veka bloka A6, koja će uvažiti specifičnosti rada ovog bloka, definisaće se detaljne specifikacije radova i troškova, ali se na osnovu raspoloživih informacija u ovom trenutku investicije u ovaj projekat procenjuju na oko 80 miliona evra bez troškova za izgradnju postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova i za rekonstrukciju sistema transporta i odlaganja pepela i šljake.
Jedan od značajnijih projekata koje treba sprovesti do 2012. godine je rekonstrukcija 16 od 18 mlinova uglja (rekonstrukcija 2 mlina je već realizovana) na TE Nikola Tesla A3, A4 i A5 koja će poboljšati karakteristike postojećih mlinova (finoće mlevenja i povećanje kapaciteta mlinova sa sadašnjih 78 t/h na projektovanu vrednost od 95 t/h). Po osnovu poboljšanja rada rekonstruisanog ložnog uređaja očekuje se značajno povećanje stepena korisnosti kotlova i smanjenje gubitaka u šljaci i letećem pepelu, kao i u izlaznim dimnim gasovima (zbog poboljšanja procesa sagorevanja i razmene toplote). Ovakav zahvat treba da, pri proizvodnji iste količine električne energije, smanji potrošnju uglja za ova tri bloka od skoro tri stotine hiljada t godišnje, čime će se znatno smanjiti količina pepela i šljake na deponiji, emisija gasova i emisija čvrstih čestica u atmosferu. Projekat će se finansirati iz kredita KfW IV čija je vrednost oko 37 miliona evra, a realizacija je predviđena u periodu 2007–2009. godine.
Nasuprot navedenim merama za poboljšanje efikasnosti rada, predviđa se povlačenje iz pogona najstarijih i najneekonomičnijih parnih blokova EPS-a, a to su TE Kolubara A1 – A4 (ukupne nomimalne snage 161 MW, a stvarno raspoložive oko 120 MW), starosti 45– 50 godina i dosadašnjeg angažovanja od 255 000 do 330 000 radnih sati. Ovi blokovi rade sa specifičnom potrošnjom od preko 16 000 kJ/kWh, što uzrokuje negativne ekonomsko-finansijske pokazatelje rada, uz ugroženu pogonsku sigurnost rada i bezbednost osoblja i opreme i veoma izražen negativni uticaj na životnu sredinu. Zbog neisplativosti daljih značajnijih ulaganja u povećanje efikasnosti rada i povećanje nivoa sigurnosti posle 2012. godine, predviđeno je povlačenje iz pogona ova četiri bloka do 2013. godine, pri čemu se do 2010. godine predviđa povlačenje blokova A4 i A2.
Strategija predviđa izgradnju novih termoenergetskih postrojenja u okviru trećeg (uvođenje novih energetski efikasnijih i ekološki prihvatljivih tehnologija, sa ciljem da se smanji potrošnja primarne energije), četvrtog (projekti sa kratkoročnim ulaganjima u nove elektroenegetske izvore sa gasnim tehnologijama /kombinovani gasno-parni ciklus/ i spregnutom proizvodnjom električne i toplotne energije za uslove izrazito povoljnog privredno-ekonomskog razvoja i eventualno nepovoljnh uslova za proizvodnju električne energije iz postojećih elektroenergetskih izvora) i petog (odnosi se na kapitalno intoezivna ulaganja u nove energetske objekte i učešće energetskih subjekata Srbije u planiranju i u realizaciji energetsko-strateških projekata na nivou internog i regionalnog/panevropskog tržišta čime bi se na vreme obezbedili novi i zamenski kapaciteti elektroenegetskih izvora) prioriteta. Realizacijom odgovarajućih projekata u sektoru elektroenergetike Srbije, energetski sektor Srbije bi oko 2015. godine dostigao kvalitativno novo stanje, kako po tehnološkim i proizvodnim performansama celine energetskih sistema, tako i po finansijsko-ekonomskim performansama u radu, poslovanju i razvoju energetskih subjekata u novim uslovima na domaćem i međunarodnom energetskom tržištu. Upravo formiranje zajedničkog energetskog tržišta na prostoru jugoistočne Evrope, uz dosadašnje aktivnosti kako energetskih kompanija iz Evrope, tako i aktivnosti samih zemalja u Jugoistočnoj Evropi u cilju jačanja sopstvenih pozicija, predstavlja veliki izazov, ali i šansu za elektroenergetski sektor Srbije. Ukoliko se želi dalji razvoj, jačanje i zauzimanje adekvatne pozicije na energetskom tržištu jugoistočne Evrope, neophodna je intoezivna izgradnja novih, savremenih kapaciteta u okviru elektroenergetskog sektora Srbije.
Za realizaciju ovakvih projekata potrebne su dugoročne i kompleksne pripremne aktivnosti, pri čemu se deo aktivnosti odnosi na konkretizaciju i implementaciju mera predviđenih Zakonom o energetici, koje omogućuju tržišno poslovanje svih subjekata koji se bave energetskom delatnošću u cilju stvaranja povoljnog ambijenta za strana ulaganja u gradnju novih energetskih objekata u Republici Srbiji, i po toj osnovi, sticanja delimičnog ili potpunog vlasništva u tako sagrađenim objektima.
Pri tome stimulisanje i podržavanje strateških inicijativa u domenu investicija u nove energetske izvore podrazumeva vrlo konkretne mere i aktivnosti koje treba da potencijalnim investitorima (strateškim partnerima) pruže uslove koji obezbeđuju zadovoljavajući nivo sigurnosti investicija, kao i prepoznatljiv teren za realizaciju investicija u energetski sektor, a koje su po pravilu finansijski intoezivne, osetljive na regulatorne promene i politički ambijent. Potrebno je da Vlada Republike Srbije obezbedi uslove koji će pružiti dovoljan nivo sigurnosti da će se novi proizvodni kapaciteti eksploatisati u okolnostima koje su predviđene, odnosno predvidive u razumnoj meri, za ceo vek eksploatacije postrojenja koje je izgrađeno investicijama iz privatnog sektora (strateški partneri). U zavisnosti od modela za realizaciju investiranja u elektroenergetski sektor (zajedničko ulaganje, koncesija, tender), mere koje je potrebno da Vlada Republike Srbije preduzme radi stimulisanja strateških inicijativa u domenu investicija u nove energetske izvore i podsticanje privatnih ulaganja mogu biti različite. Bez obzira na model, Vlada Republike Srbije, mora da obezbedi koordiniran pristup, aktivnost i ažurnost svih nadležnih organa koji učestvuju u izdavanju akata (saglasnosti, dozvole, licence, mišljenja i dr.), a koja akta su potrebna za obavljanje energetskih delatnosti, kako bi se omogućila primena i realizacije bilo kojeg koncepta razvoja tržišnog rada energetskih subjekata.
Primena i različita rešenja više sistemskih zakona na problematiku zajedničkog investiranja u elektroenergetski sektor zahtevaju iznalaženje rešenja na državnom nivou ili putem izmene i usklađivanja propisa ili putem definisanja uslova, načina i dinamike ostvarivanja Strategije i stimulisanja investiranja u energetski sektor.
Imajući u vidu navedeno, uz uvažavanje prioriteta definisanih u Strategiji kada su u pitanju novi termoenergetski objekti u Republici Srbiji u periodu do 2012. godine ovaj program predviđa, pre svega, sprovođenje sledećih aktivnosti:
izgradnju novih TE i TE-TO na domaće gorivo čime je obuhvaćena:
izgradnja novih termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit;
izgradnja termoenergetskih postrojenja sa kotlovima sa sagorevanjem u fluidizovanom sloju lignita niske toplotne moći;
izgradnju novih TE i TE-TO na uvozno gorivo čime je obuhvaćena:
rekonstrukcija TE-TO Novi Sad u kombinovano gasno-parni ciklus ili izgradnja novog gasno-parnog bloka na istoj lokaciji;
izgradnja novih postrojenja na gas za proizvodnju električne energije saglasno potrebama razvoja i optimizacije rada EES.
7.3.1. Izgradnja novih termoelektrana i termoelektrana-toplana na domaće gorivo
Polazeći od rezervi primarne energije u Republici Srbiji (u situaciji kada se korišćenje resursa na Kosovu i Metohiji ne može operativno planirati) i činjenice da je značajan deo tehnički iskoristivog i ekonomski opravdanog hidropotencijala već upotrebljen, novi kapaciteti, koji mogu da nadomeste prognoziran nedostatak snage i električne energije u narednom periodu, mogu se pre svega graditi na uglju iz površinskih kopova Kolubarskog i Kostolačkog ugljenog basena. Uglja u ovim basenima ima dovoljno za planirani razvojni potencijal i on je iskoristiv po ekonomski i ekološki najprihvatljivijim uslovima u ambijentu urgentnih potreba kompenzacije velikih energetskih deficita.
Imajući u vidu dosada sprovedene aktivnosti i postojeću investiciono-tehničku dokumentaciju, novi termoenergetski kapaciteti se mogu graditi u periodu do 2015. na ugalju iz Kolubarskog basena, a u kasnijem periodu i iz Kostolačkog basena. Potrebno je, međutim, započeti, odnosno inovirati ranije sprovedene, aktivnosti na sagledavanju mogućnosti izgradnje postrojenja za proizvodnju električne energije koja će koristiti ugalj i iz drugih basena i rudnika iz Srbije, uz primenu kako klasičnih tako i savremenih tehnologija sagorevanja uglja.
Kao najznačajniju aktivnost od navedenih potrebno je istaći projekat izgradnje termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit, kako na osnovu finansijske vrednosti samog projekta, tako i na osnovu njegovog ključnog značaja za energetski sistem Srbije i regiona.
Proizvodnja električne energije iz novog termoenergetskog kapaciteta na lignit od najmanje 4 800 GWh godišnje, u baznom režimu rada, prema Strategiji razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine obezbedila bi sigurnost i redovnost snabdevanja privrede i građana električnom energijom bez značajnijeg uvoza. Dinamičkim planom ostvarivanja Strategije u domenu ulaganja u nove elektroenergetske izvore predviđeno je njegovo puštanje u rad u periodu 2011/2012. godina.
Na osnovu dosadašnjih sprovedenih analiza i aktivnosti, moguće opcije za izgradnju novih proizvodnih kapaciteta na kolubarski lignit su sledeće.
Opcija 1: Dovršetak izgradnje započetih blokova Kolubara 2×350 MW
Odluka o izgradnji TE Kolubara B, kapaciteta 2 x 350 MW, doneta je 1984. godine. Planirano je da se izgradnja realizuje do kraja 1990. godine u kom smislu su i bile donete odluke u vezi sa finansiranjem izgradnje. Izvršeno je ugovaranje osnovne opreme, koja je značajnim delom i isporučena. Raspad bivše SFRJ i uvođenje sankcija UN zaustavile su započete aktivnosti u realizaciji ovog projekta, proizvodnju i pribavljanje opreme i korišćenje odobrenog kredita Svetske banke i izgradnja se odvijala veoma usporenim tempom da bi, zbog nedostatka sredstava, sredinom 1992. godine bila potpuno obustavljena. U drugoj polovini devedesetih ponovo se aktivira izgradnja, ali bez značajnijih pomaka. Nakon demokratskih promena u zemlji (2001. godine) pitanje nastavka izgradnje je ponovo aktuelizovano. Urađena je 2004. godine studija preseka stanja dosadašnjih ulaganja i ocene opravdanosti nastavka izgradnje i u okviru nje došlo se do zaključka da postoje tehničko-tehnološka rešenja koja obezbeđuju da TE „Kolubara B” nakon završetka izgradnje ostvari savremene radne parametre koji odgovaraju blokovima te snage. Studija je utvrdila da je u dosadašnju izgradnju TE Kolubara B uloženo preko 300 miliona evra, ali da se u nova tehnička rešenja uklapaju samo objekti i oprema čija je vrednost procenjena na oko 220 miliona evra. Konačno, u studiji je procenjeno da za završetak izgradnje objekta nedostaje još oko 550 miliona evra. Ova opcija je opterećena nižim stepenom korisnosti (na nivou 35%). Prednost ove opcije predstavlja kraći period izgradnje jer se može koristiti već delimično isporučena oprema, izgrađeni objekti i izvedeni radovi, kao i niži nivo osnovnih investicionih ulaganja. Sprovedene analize pokazuju opravdanost realizacije ove opcije.
Opcija 2: Izgradnja savremenog novog bloka nominalne snage oko 700 MW sa nadkritičnim parametrima
Ovakvo postrojenje je u skladu sa savremenim konceptom koji se u najvećoj meri primenjuje za gradnju novih blokova u Evropi. Odlikuje se visokim stepenom korisnosti i zadovoljenjem najviših evropskih ekoloških standarda. Kao potencijalne lokacije za ovakvo postrojenje, pre svega, analizirana je lokacija TE Nikola Tesla B, a u poslednje vreme i lokacija započete elektrane TE Kolubara B. Investiciono-tehnička dokumentacija za izgradnju bloka TE Nikola Tesla B3 analizirala je izgradnju bloka snage 744 MW (na pragu 686 MW), sa neto stepenom korisnosti od približno 40 %. Osnovna investicija je veća nego u slučaju opcije 1 (na nivou 870 miliona evra), ali su niži eksploatacioni troškovi i sprovedene analize pokazuju da je i ova investicija opravdana, odnosno da su svi parametri rentabilnosti objekta pozitivni (neto sadašnja vrednost projekta je pozitivna u iznosu od 82,6 miliona evra; interna stopa je 10,15 %; period povraćaja sredstava je 8 godina od početka rada bloka).
Opcija 3: Izgradnja postrojenja po obe opcije
Prema ovoj opciji pristupilo bi se realizaciji i završetku TE Kolubara B (2×350 MW) i novog bloka snage 700 MW. Pri tome bi jedan kapacitet od 700 MW zadovoljio očekivani rast potrošnje, a drugi predstavljao zamenski kapacitet za stare, neefikasne i ekološki neprihvatljive jedinice. Izgradnja novog kapaciteta je dugoročno ekonomski isplativija od ulaganja u ekološku opremu na neefikasnim postrojenjima i omogućava racionalnije raspolaganje ograničenim rezervama uglja. Sirovinska baza kolubarskog ugljenog basena raspolaže dovoljnim količinama uglja odgovarajućeg kvaliteta koji može, uz odgovarajuća investiciona ulaganja, da podrži ovakav razvojni trend proizvodnje električne energije koji je u skladu sa osnovnim principima održivog razvoja (energetska i ekološka efikasnost). Takođe, analize i očekivani trendovi razvoja potrošnje i potencijala proizvodnih kapaciteta, ukazuju na opravdanost ovakvog pristupa. Pri tome, posebno treba imati u vidu da je:
do 2013. godine predviđeno gašenje prvih 120 MW (nominalna snaga 161 MW) (blokovi A1 – A4 u TE Kolubara) zbog izuzetno niskog stepena efikasnosti i neracionalnog rada, ugrožene sigurnosti po ljude i opremu u radu i izuzetno negativnog ekološkog uticaja;
posle 2015. godine neophodno dalje smanjenje angažmana i sukcesivno gašenje daljih termokapaciteta (nivoa snage 100 i 200 MW) zbog nekonkurentne efikasnosti na budućem tržištu, dodatno visokog stepena ulaganja u podizanje sigurnosti u radu i zadovoljenje ekoloških zahteva;
evidentan rast deficita električne energije u Jugoistočnoj Evropi i Srbiji koji bez novih proizvodnih kapaciteta preti da ugrozi sigurnost snabdevanja (osnovni postulat aktuelnih EU smernica).
U tom smislu, EPS je započeo aktivnosti za, sa jedne strane, završetak započete TE Kolubara B, a, sa druge strane, definisanje jedinične snage, karakteristika i lokacije za novi blok na uglju iz Kolubarskog basena, čiji bi ulazak u pogon mogao biti posle 2013. godine. Pri tome je imajući u vidu ostvarivanje proizvodnih ciljeva utvrđenih Strategijom razvoja energetike Republike Srbije do 2015. godine, radi oživljavanja investicionih aktivnosti koje su u neposrednoj funkciji povećanja proizvodnje i snabdevanja kupaca električnom energijom, realizacija ovog projekta predviđena modelom zajedničkog ulaganja EPS-a sa strateškim partnerom, pri čemu EPS stavlja na raspolaganje sredstva (objekte i opremu) koji su već izgrađeni, odnosno nabavljenu opremu, a strateški investitor ulaže kapital, te srazmerno uloženom kapitalu stiče učešće u vlasništvu, čime se obezbeđuju sredstva za realizaciju projekta. Istovremeno ovakav način rešavanja finansiranja ovog projekta predstavlja značajan korak u otvaranju tržišta električne energije, odnosno uključivanje u to tržište velikog nezavisnog proizvođača električne energije sa sedištem u zemlji. Imajući u vidu više mogućih načina realizacije zajedničkog ulaganja, a radi zauzimanja konačnog stava u vezi sa optimalnim modelom organizovanja obavljanja poslova na realizaciji završetka TE Kolubara B” i/ili izgradnje novog savremenog bloka nominalne snage oko 700 MW sa natkritičnim parametrima izabran je konsultant – finansijski savetnik koji će EPS-u pružiti stručnu pomoć u izboru modela i strateškog partnera za realizaciju ovog projekta.
Ovakav pristup je, pre svega, uslovljen činjenicom da EPS ne raspolaže sopstvenim sredstvima, niti ima kreditnu sposobnost i finansijski potencijal koji omogućuje nivo investicija koji je potreban, čemu je prvenstveno doprinela dugogodišnja politika depresiranja cene električne energije. Sa druge strane, dobro strateško partnerstvo, osim finansijske podrške, donosi i transfer znanja, novih tehnologija i podizanje opšte poslovne efikasnosti. Takođe, model privatizacije kroz strateška partnerstva u investicijama u osnovnu delatnost doprinosi očuvanju integriteta EPS-a i vodi ka liderskoj poziciji na budućem regionalnom tržištu.
Uvažavajući dosadašnje aktivnosti, potrebno je u toku 2007. godine sprovesti transparentnu tendersku proceduru koja će rezultirati izborom strateškog partnera za realizaciju optimalne od navedenih opcija, nakon čega bi se nastavilo sa realizacijom samog projekta.
Opredeljenje da postojeće domaće energetske resurse treba iskoristiti na najefikasniji način uslovljava i primenu tehnologija koje do sada nisu primenjivane u Republici Srbiji. Tehnologija sagorevanja uglja u cirkulacionom fluidizovanom sloju (CFS) koristi se u svetu od osamdesetih godina prošlog veka. Glavni razlozi koji su doveli do komercijalnog proboja u proizvodnji električne energije su veoma niski nivoi emisija štetnih gasova bez primene sekundarnih mera i mogućnost efikasnog sagorevanja ugljeva sa širim opsegom karakteristika. U okviru elektroenergetskog sistema Srbije, ova tehnologija se može primeniti za sagorevanje ugljeva niske toplotne moći sa površinskih kopova, koji se ne mogu koristiti u postojećim postrojenjima, nekomercijalnih partija ugljeva iz podzemne eksploatacije, industrijskog i komunalnog otpada.
Sprovedene analize su pokazale da će, razvojem kolubarskog rudarskog basena i otvaranjem novih otkopnih polja, doći do porasta učešća niskokvalitetnih ugljeva toplotne moći ispod 5 300 kJ/kg, koji je prisutan kako u rezervama kopova koji su u radu, tako i u budućim kopovima RB Kolubara. Niskokvalitetni ugalj se otkopava (ili se može otkopavati) pri redovnom procesu proizvodnje uglja za termoelektrane, ali se ne može, bez prethodnog mešanja, sagorevati u postojećim kotlovima sa sagorevanjem uglja u sprašenom stanju. Jedna od mogućih opcija primene takvog uglja za proizvodnju električne energije je njegovo korišćenje u kotlovima sa sagorevanjem u CFS. Značajne količine niskokvalitetnog uglja (procenjene su geološke rezerve od 170 miliona t u kolubarskom basenu) dovele su do potrebe da se za njihovo efikasno i ekološki prihvatljivo sagorevanje predvidi izgradnja posebnog postrojenja. Preliminarne analize rađene za postrojenje reda snage 200 MW su pokazale da sagorevanje niskokvalitetnog uglja ima opravdanost, i to kao pitanje od strateškog značaja za razvoj kolubarskog ugljenog basena.
Postrojenje sa kotlom sa sagorevanjem u CFS smeštoeo u neposrednoj zoni postojeće TE Kolubara A ili bliže zoni kopanja, u cilju smanjenja transportnih troškova, omogućilo bi efikasnije korišćenje ograničenih rezervi lignita kolubarskog basena. Korišćenjem značajnih količina (oko 3 miliona t godišnje) lignita niske toplotne moći za potrebe novog bloka ujedno bi se poboljšali uslovi rada postojećih blokova. Novo kotlovsko postrojenje sa sagorevanjem u CFS, kao manje osetljivo na promene karakteristika goriva, moglo bi da, u slučaju pokazane isplativosti, sagoreva i suvu prašinu i druge otpadne produkte prerade lignita (otpadni ugalj separacije, mulj iz taložnika), kao i sagorivi gradski i industrijski otpad. Ukupna procenjena ulaganja za ovakvo postrojenje snage 200 MW su procenjena na oko 230 miliona evra. U slučaju izbora pogodne mikrolokacije na obodu kolubarskog basena, ovo postrojenje bi moglo da preuzme i dugoročno snabdevanje grada i industrije Lazarevca toplotnom enegijom za grejanje iz kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije. Ovakvim konceptom bi se omogućilo dalje unapređenje efikasnosti i ekoloških karakteristika postrojenja.
Imajući u vidu dosadašnje aktivnosti, u narednom periodu je potrebno pristupiti izradi investiciono tehničke dokumentacije višeg nivoa za projekat izgradnje postrojenja sa kotlom sa CFS za sagorevanje niskokvalitetnog uglja iz kolubarskog basena koja treba da uključi analize izbora snage i lokacije potencijalnog bloka. Razradu ove dokumentacije je neophodno uskladiti sa aktivnostima na projektovanju novih otkopnih polja.
Kada je u pitanju realizacija projekata izgradnje postrojenja sa kotlovima sa sagorevanjem u CFS na neka druga goriva, a ne lignit iz površinske eksploatacije kolubarskog basena, potrebno je, u periodu koji razmatra ovaj program započeti ili nastaviti ranije započete aktivnosti na izradi investiciono tehničke dokumentacije, pribavljanju potrebnih dokumenata, pa i realizaciji samih projekata. Pri tome treba posebno analizirati mogućnosti snabdevanja gorivom (npr. ugalj iz podzemne eksploatacije, gradski i industrijski otpad), kao i mogućnost plasmana električne ili električne i toplotne energije u slučaju postrojenja sa kogenerativnom proizvodnjom.
Uvažavajući značajnu energetsku uvoznu zavisnost Srbije, neophodno je sprovesti mere koje će dovesti do racionalnijeg i efikasnijeg korišćenja uvoznih energenata, a pre svega prirodnog gasa. U tom smislu, kada je u pitanju termoenergetski sektor, predviđa se:
realizacija aktivnosti koje će dovesti do efikasnijeg rada postojećih TE-TO kroz projekte rekonstrukcije;
realizacija aktivnosti koje će dovesti do izgradnje novih termoelektrana ili termoelektrana-toplana, kao i
realizacija aktivnosti za uvođenje novih savremenih gasnih tehnologija u proizvodnju električne energije i toplote u industrijskim preduzećima i sistemima daljinskog grejanja.
pri čemu treba uspostaviti punu koordinaciju navedenih aktivnosti sa aktivnostima vezanim za ubrzani razvoj gasne infrastrukture u Republici Srbiji.
Uvažavajući trenutne paritete cena goriva i energije, realizacija ovih aktivnosti u Republici Srbiji danas pretpostavlja uspostavljanje sistema stimulativnih i restriktivnih mehanizama od strane Vlade, koji će promovisati efikasnu upotrebu, pre svega, skupog uvoznog gasa, ali i drugih goriva, za proizvodnju električne energije, a posebno za kombinovanu proizvodnju električne i toplotne energije (kogeneraciju) u termoelektranama-toplanama. Upravo zbog svih energetskih, ekonomskih i ekoloških prednosti koje odlikuju kogeneraciju, potrebno je stvoriti ambijent koji će omogućiti:
stimulisanje primene efikasnih tehnologija pri upotrebi prirodnog gasa kao goriva ili u slučaju da se u osnovnoj tehnologiji već koristi (ili čak proizvodi) prirodni ili neki sintetički gas;
stimulisanje izgradnje zamenskih i novih termoenergetskih kapaciteta, pre svega, u industriji i sistemima daljinskog grejanja uz primenu kogeneracije.
U narednom periodu neophodno je u skladu sa smernicama direktiva EU i evropskom praksom, kao i značajnim interesom investitora za gradnju novih kogenerativnih postrojenja, stvoriti okvir koji će obuhvatiti:
sagledavanje nacionalnih potencijala za korišćenje visoko efikasne kogeneracije;
određivanje nacionalnih ciljeva (definisanje i praćenje realizacije);
definisanje podsticajnih mehanizama (na nacionalnom nivou): pomoć pri izradi studija i projekata, pomoć pri investiranju, program direktnog podsticaja preko uvećanih cena za isporučenu električnu i toplotnu energiju iz kogeneracije, kao i izuzimanje, reduciranje ili povraćaj taksi i drugih davanja;
definisanje kriterijuma za određivanje povlašćenih proizvođača;
izrade efikasnih administrativnih procedura.
pri čemu pored gasa, koji će se izvesno najviše koristiti, treba obuhvatiti i ostala goriva.
TE-TO Novi Sad je najveći termoenergetski objekat u Republici Srbiji, koji kao gorivo koristi prirodni gas ili mazut (podaci u prilogu 7.1). Zasnovan je na parno-turbinskoj tehnologiji i projektovan za proizvodnju bazne toplotne energije za grejanje grada Novog Sada, tehnološke pare za potrebe rafinerije Novi Sad i električne energije za elektroenergetski sistem. Instalisani toplotni kapacitet postrojenja bio je veći od potrebnog u trenutku gradnje, u cilju zadovoljenja značajno uvećanih potreba za toplotnom energijom i tehnološkom parom koje su bile predviđene razvojnim planovima grada i rafinerije. Međutim, potrebe za toplotnom energijom, kako grada, a posebno rafinerije, nisu dostigle planirane vrednosti, tako da TE-TO Novi Sad praktično nikad nije radila u projektnom režimu. Imajući u vidu i neodgovarajući paritet cena električne energije, toplotne energije i goriva, kao i visoku cenu prirodnog gasa i mazuta u odnosu na domaći lignit, proizvodna cena električne energije iz ovog postrojenja je u trenutnim uslovima vrlo visoka.
Rekonstrukcija TE-TO Novi Sad u kombinovano postrojenje sa gasnom i parnom turbinom ili izgradnja novog gasno-parnog bloka na istoj lokaciji treba da obezbedi konkurentnost i profitabilnost postrojenja u uslovima tržišnog poslovanja i normalnog pariteta cena goriva i energije. U toku je izrada investiciono-tehničke dokumentacije sa ciljem definisanja optimalnog tehno-ekonomskog rešenja sistema kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije i tehnološke pare, koje će primenom savremenih tehnoloških rešenja uz ispunjenje svih ekoloških zahteva dovesti do značajnog povećanja stepena korisnosti. Razmatraju se različiti nivoi rekonstrukcije postojećih postrojenja izgradnjom jedne ili više gasnih turbina, odnosno izgradnjom novog gasno-parnog postrojenja na istoj lokaciji, na način koji će omogućiti optimalno iskorišćenje postojeće opreme i infrastrukture, povećanje proizvodnje električne energije i zadovoljenje potreba potrošača toplotne energije i tehnološke pare.
Novo postrojenje treba, takođe, da bude fleksibilno u pogledu promene opterećenja i sa mogućnošću ulaska u pogon velikom brzinom, što je od značaja za funkcionisanje elektroenergetskog sistema. Uz to, dodatni elektroenergetski kapacitet u Vojvodini će doprineti stabilizaciji rada prenosne mreže i obezbediti potrebnu reaktivnu snagu.
Realizacija ovog projekta predviđa učešće inostranog strateškog partnera EPS-a, na isti način kao i u slučaju realizacije projekta izgradnje termoenergetskih postrojenja na kolubarski lignit. Tendersku proceduru koja će rezultirati izborom strateškog partnera za realizaciju projekta je potrebno sprovesti u toku 2007. godine, nakon čega bi se nastavilo sa realizacijom samog projekta. Projekat treba realizovati do 2010. godine. Pošto još uvek nije definisano konačno tehničko rešenje, u ovom trenutku nije moguće dati procenu potrebnih sredstava.
Pored završetka navedenih aktivnosti na realizacije projekta rekonstrukcije TE-TO Novi Sad, u narednom periodu treba sprovesti aktivnosti za izradu dokumentacije koja bi sagledala tehnološka rešenja, konfiguraciju postrojenja, prostorne mogućnosti, investicije, energetsku i ekonomsku efikasnost, ekološke efekte, jedinične snage i dinamiku realizacije projekata rekonstrukcije preostale dve TE-TO na prirodni gas u vlasništvu JP Elektroprivreda Srbije (Zrenjanin i Sremska Mitrovica) i u skladu sa rezultatima analiza doneti odgovarajuće odluke vezane za samu realizaciju projekata.
Pored projekta rekonstrukcije TE-TO Novi Sad, potrebno je predvideti aktivnosti koje će, u slučaju iskazane ekonomske opravdanosti, omogućiti realizaciju projekata izgradnje novih postrojenja za proizvodnju električne energije na prirodni gas. Kapacitet postojećeg magistralnog gasovoda omogućava uvoz potrebnih količina gasa i za eventualnu gradnju novih kapaciteta za proizvodnju električne energije. Izgradnjom kraka magistralnog gasovoda Niš – bugarska granica obezbediće se, pored značajnog povećanja sigurnosti snabdevanja, i povećanje kapaciteta snabdevanja gasom čime se otvaraju mogućnosti za širu primenu gasnih energetskih tehnologija (gasni motori, gasne turbine i kombinovani gasno-parni ciklus) u postrojenjima različitih snaga u gradskim područjima.
Potrebno je u narednom periodu pristupiti izradi dokumentacije, koja će kroz analizu postojeće elektroenergetske situacije u Republici Srbiji i Jugoistočnoj Evropi, postojeće i planirane gasne mreže, raspoloživih količina gasa, predviđenog toplotnog konzuma za grejanje područja (grada) i/ili konzuma za industrijske potrebe, sprovesti izbor snage postrojenja (električna i toplotna) i ispitati tehnoekonomsku opravdanost izgradnje gasnih postrojenja za proizvodnju električne ili električne i toplotne energije u novonastalim uslovima na tržištu električne energije. Pri tome treba uporediti potencijalne projekate i lokacije i definisati prioritetne projekte. Na osnovu rezultata ovih analiza biće donete odgovarajuće odluke vezane za realizaciju samih projekata.
Kao potencijalne lokacije za realizaciju ovakvih projekata mogu se navesti praktično svi značajniji gradovi i industrijski centri u Republici Srbiji (Beograd, Novi Sad, Niš, Kragujevac, Subotica, Pančevo…), ali samo detaljne analize mogu definisati najpovoljnije opcije.
U fazi izrade je studija koja razmatra opravdnost izgradnje kombinovanog postrojenja za proizvodnju električne i toplotne energije na gas na Novom Beogradu. U ovom trenutku se ne može proceniti optimalna snaga postrojenja, pa samim tim ni vrednost investicije, kao ni finansijsko-ekonomski parametri projekta.
Kada je izgradnja novog postrojenja na lokaciji Novi Beograd u pitanju, pre nastavka aktivnosti na realizaciji samog projketa, ukoliko se on pokaže ekonomski opravdanim, potrebno je doneti i konačnu odluku vezanu za projekat daljinskog grejanja Beograda iz kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije u TE Nikola Tesla A. Ovaj projekat je predmet razmatranja od 1981. godine kada je sačinjena prva investiciono-tehnička dokumentacija, a na izradi različitog nivoa dokumentacije radi se sa većim ili manjim intoezitetom, gotovo bez prekida, do današnjih dana. Isporuka opreme i izgradnja toplovoda, koja je započeta devedesetih godina prošlog veka, nije završena. Poslednja značajna poskupljenja uvoznog goriva koje se koristi u sistemu daljinskog grejanja grada Beograda i očekivani dalji rast cena prirodnog gasa i nafte u nastupajućem periodu, sa jedne, kao i potreba za povećanjem energetske efikasnosti termoelektrana koje koriste domaći lignit,sa druge strane, upućuje na potrebu okončanja ovog projekta. Povećanjem energetske efikasnosti korišćenja kolubarskog lignita uvođenjem kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije u postojećim rekonstruisanim i/ili zamenskom kapacitetu (toplifikacionom bloku ili blokovima) TE Nikola Tesla A ostvarili bi se značajni strateški, ekonomski, tehnološki i ekološki efekti (sigurno i dugoročno rešenje grejanja grada, smanjenje energetske uvozne zavisnosti, zamena skupog uvoznog gasa domaćim jeftinijim lignitom, uštede goriva primenom kombinovane proizvodnje električne i toplotne energije, smanjenje ukupne emisije ugljen-dioksida, angažovanje domaće industrije i operative i drugo).
Postojećim projektima predviđeno je oduzimanje toplote sa blokova TE Nikola Tesla A1 i A2 (korišćenjem već ugrađene opreme za grejanje Obrenovca), kao i ostalih blokova A3–A6 za koje je obezbeđena tehnička dokumentacija i deo opreme. Ukupna toplotna snaga iz TOET A jednaka je zbiru nominalnih toplotnih snaga blokova A3–A6 i toplotne snage blokova A1 i A2. Pri projektnoj temperaturi povratne vode od 70 OC, toplotna snaga bloka A3 iznosi 130 MWt, a blokova A4, A5 i A6 po 180 MWt, odnosno ukupno 670 MWt, a faktor umanjenja električne snage kod ovih blokova je oko 0,25. Toplotna snaga blokova A1 i A2 je ukupno oko 200 MWt, od čega se deo koristi za daljinsko grejanje Obrenovca. Faktor umanjenja električne snage kod ovih blokova je povoljniji i iznosi oko 0,2. Ukupna toplotna snaga za sistem danjinskog grejanja Beograda iznosi 664,1 MWt na projektnim uslovima. Projektni kapacitet transportnog sistema za daljinsko grejanje Beograda iznosi 580 MWt. U najvećem delu trajanja sezone grejanja, TOET A je dovoljan da obezbedi potrebnu količinu toplote za pokrivanje baznog opteraćenja, dok bi se potrebna vršna toplotna energija obezbedila iz postojećih toplana. Od ukupnih procenjenih ulaganja na nivou 152 miliona evra, do sada je utrošeno oko 15 miliona evra. Imajući u vidu da je ovo projekat od značaja ne samo za grad Beograd, već i Republiku Srbiju, kao i više zainteresovanih strana (EPS, JKP Beogradske elektrane, grad Beograd), potrebno je u organizaciji Ministarstva rudarstva i energetike pristupiti obezbeđenju dodatne dokumentacije, na osnovu koje se mora doneti konačna odluka o sudbini ovog projekta.
U Republici Srbiji se u narednom periodu predviđa gradnja značajnih termoenergetskih kapaciteta, kao i modernizacija i rehabilitacija postojećih termoelektrana i termoelektrana-toplana. Pouzdanost i ekonomičnost rada termoelektrana postaće veoma značajno pitanje, s obzirom na konkurenciju kojoj će domaće firme biti sve više izložene. Ovim programom se predviđa izgradanja Laboratorije za ispitivanje parnih i gasnih blokova na Mašinskom fakultetu u Beogradu. Laboratorija bi bila osposobljena za prijemna ispitivanja termoelektrana radi dokazivanja garantovanih radnih karakteristika, što je izuzetno osetljivo pitanje i čest uzrok sporenja investitora i isporučioca opreme. Labaratorija bi, takođe, sprovodila ispitivanja radi optimizacije rada termoelektrana u pogonu, utvrđivanja stanja postrojenja radi definisanja obima potrebnih remontnih zahvata, utvrđivanja stanja posle sprovedenih rehabilitacija blokova i određivanje ekonomskih parametara za eksploataciju blokova. Važna uloga Laboratorije će biti i ispitivanje dinamičkog stanja turbogaregata pošto su vibracije najčešći uzrok havarija u teroelektranama.
Mašinski fakultet iz Beograda i JP Elektroprivreda Srbije će izraditi Program izgradnje Laboratorije do kraja 2007. godine. Procenjuje se da je ukupna investicija oko 2,2 miliona evra, a vreme potrebno za realizaciju je do kraja 2009. godine.
Prema paketu Zakona o zaštiti životne sredine koji su stupili na snagu krajem 2004. godine, obaveza EPS-a je da uskladi rad svojih objekata sa odredbama Zakona do 2015. godine. To znači da će se i po nacionalnim propisima koji se usaglašavaju sa regulativom EU, u novim objektima, kao i u objektima koji se revitalizuju, morati primeniti savremene mere zaštite, odnosno moraće se ugraditi postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova i elektrofilteri visoke efikasnosti, primeniti mere smanjenja nastajanja azotnih oksida, ugraditi postrojenja za prečišćavanje otpadnih voda, uvesti nova, sa gledišta zaštite životne sredine, povoljna rešenja transporta i odlaganja pepela i sl.
Očekuje se da će se u okviru EPS-a do 2015. godine potrošiti oko 1,2 milijarde evra za projekte zaštite životne sredine, od čega najveći deo u termoelektranama i termoelektranama-toplanama. Pri tome treba imati u vidu da će realizacija ovih projekta obezbediti ispunjenje zahteva definisanih zakonskom regulativom, što nesumnjivo predstavlja značajan doprinos za širu društvenu zajednicu. Međutim, činjenica je da realizacija ovih projekata neće dovesti do povećanja proizvodnje električne energije, već do smanjenja proizvodnje (nemogućnost rada termoelektrana u vreme zahvata, kao i povećanje sopstvene potrošnje tokom eksploatacije, pre svega, zbog rada postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova) i povećanja proizvodnih troškova električne energije.
Kada su u pitanju termoelektrane i termoelektrane-toplane u periodu 2007–2012. predviđena je realizacija sledećih aktivnosti.
Po pitanju vazduha:
ugradnja opreme za kontinualni monitoring, smanjenje emisije/imisije i poboljšanje stanja kvaliteta vazduha;
rekonstrukcija elektrofiltera u skladu sa EU normama (GVE = 50 mg/m3 čvrstih čestica) na blokovima koji se rehabilituju;
primena primarnih mera za smanjenje koncentracije azotnih oksida u dimnim gasovima u skladu sa EU normama (GVE = 200 mg/m3 azotnih oksida) na blokovima koji se revitalizuju;
uvođenje postrojenja za odsumporavanje dimnih gasova TE u skladu sa EU normama (GVE = 400 mg/m3 sumpornih oksida);
praćenje rada na povećanju efikasnosti proizvodnje (smenjenje specifične potrošnje) sa aspekta zaštite životne sredine;
podržavanje programa toplifikacije iz termoelektrana sa aspekta zaštite životne sredine;
unapređenje postojećih i uvođenje novih tehnologija transporta i odlaganja pepela i šljake (mešanjem pepela i vode u odnosu 1:1), kao i zamena postojećih novim sistemima za transport i odlaganje pepela;
rekultivacija deponija pepela u skladu sa posebnim programom;
poštovanje svih normi zaštite životne sredine pri gradnji novih objekata i blokova.
Po pitanju voda:
smanjenje količine i prečišćavanje otpadnih voda;
kontrola kvaliteta ispuštoeih voda i praćenje njihovog uticaja na recipijente;
uvođenje novih tehnologija transporta i odlaganja pepela kojim se minimizira negativan uticaj na zagađivanje voda (površinskih i podzemnih);
izrada vodenih zavesa bunara oko deponija radi zaštite podzemnih voda i zemljišta u okolini;
izgradnja postrojenja za prečišćavanje zauljenih otpadnih voda.
Po ostalim pitanjima:
ekonomska valorizacija korišćenja pepela i šljake kao sekundarne sirovine u cementnoj industriji, putogradnji i sl.;
projekat organizacije i upravljanja zaštitom životne sredine.
Procena potrebnih sredstava za usaglašavanje rada blokova TE EPS-a sa zahtevima regulative Evropske Unije, odnosno domaće zakonske regulative iz oblasti zaštite životne sredine je data u tabelama 7.3 – 7.6.
U tabeli 7.Z daje se paralelno pregled procenjene emitovane količine štetnih materija ukupno za sve TE EPS-a na godišnjem nivou (pri radu od 6 000 sati), kao i količine posle modernizacije kojom bi se emisija štetnih materija svih blokova TE EPS-a svela na nivo dozvoljen regulativom EU sa procenjenim potrebnim sredstvima.
Tabela 7.3. Emisije iz postrojenja EPS-a i potrebna sredstva za modernizaciju
Ukupna emisija iz TE EPS-a (t/godini) procenjena potrebna sredstva(x 1 000 evra) stanje bez izvedenih zahvata stanje posle izvedenih zahvata čestice 66.900 5.850 31.500 SO2 360.440 40.720 318.000 NOx 43.200 16.350 30.000 Ukupno 379.500
Određene aktivnosti na rekonstrukciji elektrofiltera TE EPS-a su realizovane i u prethodnom periodu, odnosno izvršena je rekonstrukcija na blokovima sa najvišim emisijama: TE Nikola Tesla A3 (2003. godine – delimična rekonstrukcija), TE Nikola Tesla A5 (2004. godine), A2 (2005. godine) i A1 (2006. godine), kao i TE Kostolac A2 (2006. godine) i A1 (u toku, biće gotova 2007. godine) i njihova emisija je ispod GVE od 50 mg/m3. Predstojeće predviđene aktivnosti prikazane su u tabeli 7.4.
Tabela 7.4. Rekonstrukcija ili zamena postojećih elektrofiltera na TE EPS-a (GVE = 50 mg/m3)
Blok Godina realizacije Procenjena sredstva (x 1 000 evra) TE Nikola Tesla A4 2007. 5.000 TE Nikola Tesla A6 2008. 5.000 TE Kolubara A5 2008/09. 3.000 TE Kostolac B1 i B2 2008/09. 6.000 TE Nikola Tesla A3 2009. 3.500 TE Morava 2009/2010. 3.000 TE Nikola Tesla B1 i B2 2010/11. 6.000 31.500
Visoke emisije azotnih oksida (do 500 mg/m3 na pojedinim blokovima, pri čemu je na svim iznad propisane granice) zahtevaju primenu primarnih mera za smanjenje emisije NOx iz TE EPS-a i dovođenje u propisane okvire (GVE = 200 mg/m3). Procenjena sredstva su data u tabeli 7.5, a predviđeni period implementacije je 2007–2010. godina.
Tabela 7.5. Primena primarnih mera za smanjenje emisije NOx (GVE = 200 mg/m3)
Blok Procenjena sredstva (x 1 000 evra) TE Nikola Tesla A3–A6 12.000 TE Nikola Tesla B1–B2 12.000 TE Kostolac B1–B2 6.000 30. 000
Veći sadržaj sumpora u lignitu iz Kostolačkog ugljenog basena (oko 1,30%) u odnosu na Kolubarski (0,45%) doveo je do odluke da se prvo postrojenje za odsumporavanje dimnih gasova izgradi u TE Kostolac B. Radovi će se obaviti tokom 2008–2009. godine pod pretpostavkom da se obezbedi sva potrebna dokumentacija (započeta je izrada investiciono-tehničke dokumentacije). Nakon toga postrojenje za odsumporavanje dimnih gasova izgradiće se u TE Nikola Tesla B u periodu 2010–2011. godine, a zatim slede TE Nikola Tesla A5 i A6 u periodu 2011–2012. godine i TE Nikola Tesla A3 i A4 2012–2013. godine. Kada je u pitanju odsumporavanje ostalih blokova TE EPS-a (TE Nikola Tesla A1 i A2, TE Kolubara A5, TE Kostolac A1 i A2 i TE Morava), odluka o njihovom usaglašavanju sa zahtevima zakonske regulative doneće se u zavisnosti od njihovog predviđenog angažovanja u narednom periodu. U tabeli 7.6. data su procenjena finansijska sredstva za izgradnju postrojenja za odsumporavanje.
Tabela 7.6. Izgradnja postrojenja za odsumporavanje (GVE = 200 mg/m3)
Blok Godina realizacije Procenjena sredstva(x 1000 Evra) TE Kostolac B1-B2 2008/09 78.000 TE Nikola Tesla B1-B2 2010/11 120.000 TE Nikola Tesla A5-A6 2011/12 60.000 TE Nikola Tesla A3-A4 2012/13 60.000
Od mera za smanjenje negativnog uticaja termoelektrana na životnu sredinu treba istaći i projekte rekonstrukcije sistema transporta i odlaganja pepela i šljake primenom unapređene tehnologije (ugušćena pulpa sa odnosom vode i pepela 1:1). Za TE Kostolac B 2006. godine ugovorena je zamena sistema transporta pepela i šljake (ugušćena pulpa 1:1) u iznosu od 21.4 miliona evra finansirana iz kredita EBRD I, pri čemu bi projekat trebao da se završi do kraja 2008. godine. Zamena sistema transporta pepela i šljake (ugušćena pulpa 1:1) za TE Nikola Tesla B treba da bude finansirana donacijom Evropske agencije za rekonstrukciju (EAR) u iznosu od 27.5 miliona evra i trebalo bi da se završi do septembra 2008. godine (u toku je ponovljena procedura izbora najpovoljnijeg ponuđača za izvođenje projekta). Zamena sistema transporta pepela i šljake novim sistemom (ugušćena pulpa 1:1) u TE Kostolac A završiće se do kraja 2009. godine i finansiraće se iz kredita KfW IV u iznosu od 18 miliona evra. U TE Nikola Tesla A predviđena je zamena sistema transporta pepela i šljake do 2010. godine (investiciona dokumentacija u fazi izrade), pri čemu su potrebna sredstva procenjena na 40 miliona evra i još uvek nije definisan izvor finansiranja.
PRILOG 7.1.
Osnovni podaci o termoelektranama EPS-a
Blok Snaga (MW) Godina puštanja u pogon Od prve sinhronizacije do 31.12.2005. Proizvođač opreme nominalna na pragu sati rada (h) nominalna na pragu UKUPNO TE i TE-TO sa Kosovom 6209 5524 UKUPNO TE i TE-TO bez Kosova 4711 4289
* TE-TO S. Mitrovica 1 i 2 su van pogona, S. Mitrovica 3 se povremeno uključuje u slučaju potreba sistema
Toplotni konzum Panonskih elektrana
Blok Toplotna energija za grejanje(nominalna snaga)(MWt) Toplotnikonzumza grejanje(MWt) Tehnološkapara(nom. snaga)(t / h) Potrošnja tehnološke pare(t / h) TE-TO Novi Sad 332 660 320 5*50 – 100 ** TE-TO Zrenjanin 140 80 510 3 TE-TO Sremska Mitrovica 40 22 200 110
* za potrebe TE–TO Novi Sad
** prema potrebama rafinerije (rafinerija ima svoj izvor)
Program koji obuhvata elektrodistributivnu delatnost, urađen je u saglasnosti sa Strategijom i Srednjoročnim planom razvoja JP EPS-a do 2010. godine.
Pored podataka koji su prikupljani direktno od PD ED Srbije, korišćene su i studije razvoja PD ED, Studije razvoja JP EPS-a i JP EMS-a, Prostorni plan Republike Srbije i druga relevantna dokumentacija.
Posebno su značajni delovi dati na kraju osnovnog dela ovog dokumenta kroz koje je izvršena kvantifikacija efekata realizacije ovog projekta, kao i predlozi i sugestije za razvoj elektrodistributivnog sektora do 2015. godine.
U 2005. godini privredna društva za distribuciju električne energije preuzela su od EPS-a 29 204,1 GWh električne energije, što zajedno sa proizvodnjom u sopstvenim elektranama i ostalim nabavkama čini 29 261 GWh raspoložive električne energije, ili 3,4% više nego u prethodnoj godini i 2,7% više od plana za 2005. godinu. Za nabavljenu električnu energiju od EPS-a, fakturisano je bez poreza na dodatu vrednost (PDV) 49.819,2 miliona RSD, pri čemu je ostvarena prosečna nabavna cena od 1,71 din./kWh i koja je u odnosu na 2004. godinu veća za 5,6%. Ostvarena prosečna nabavna cena svedena na realizovani kWh iznosila je 1,99 din./kWh.
U 2005. godini u odnosu na prethodnu godinu došlo je do povećanja potrošnje električne energije za 4,3%, a u odnosu na plan za 1,7%. Ukupna potrošnja na nivou Republike Srbije iznosila je 25 040,6 GWh, i to potrošnja na visokom i srednjem naponu 5 677,2 GWh, a na niskom naponu 19 363,3 GWh. Potrošnja na visokom i srednjem naponu veća je za 1,5% i u odnosu na uporedivi period, i u odnosu na plan za posmatranu godinu. Potrošnja na niskom naponu veća je nego u prethodnoj godini za 5,1%, a u odnosu na plan za 1,8%. Od ukupne potrošnje na niskom naponu na potrošnju u domaćinstvima se odnosi 74,4%. Potrošnja u domaćinstvima veća je nego u prethodnoj godini za 4,2%, a od planirane potrošnje za 1,2%. Fakturisana vrednost prodate električne energije bez PDV bila je 71.029,2 miliona RSD, a prosečna prodajna cena 2,84 din./kWh . U odnosu na prethodnu godinu, prodajna cena je veća za 10,5%. Učešće neto distributivne cene u prosečnoj prodajnoj ceni bilo je 29,95 %, što je više nego u prethodnoj godini za 15,7%.
Razlika između raspoložive i prodate električne energije od 4 219,5 GWh, predstavlja gubitak na distributivnoj mreži i on je u odnosu na prethodnu godinu ( 4 271,4 GWh) manji za 1,2%, a od plana ( 3 878,7 GWh) je veći za 8,8%. Ostvareni gubici u odnosu na ukupnu preuzetu električnu energiju iznosili su 14,42% ili 4,5% manje nego u uporedivom periodu, i 6% više od plana. Prihod od prodaje električne energije u 2005. godini iznosi 71.127,2 miliona RSD (knjigovodstveni podatak), što je za 14,9% više nego u prošloj godini, u isto vreme troškovi za preuzetu električnu energiju (knjigovodstveni podatak) iznosili su 50.071,9 miliona RSD ili 8,9% više nego u 2004. godini, što znači da su prihodi imali intoezivniji rast od troškova za 6 indeksnih poena, a što se pozitivno odrazilo na visinu distributivne razlike u ceni električne energije. U relativnom odnosu posmatrano distributivna razlika u ceni u posmatranom periodu bila je 29,6% i u odnosu na prethodnu godinu veća je za 15%.
U Elektroprivredi Srbije kod elektrodistributivnih kupaca nalazi se oko 3 291 020 merila i oko 878 mernih grupa za VN potrošnju, prodaju i razmenu električne energije.Stanje po PD ED je sledeće:
PD ED Ukupni broj brojila „Elektrovojvodina” 872 513 „ED Beograd” 723 063 „Elektrosrbija” 847 942 ED „Jugoistok” 579 243 ED „Centar” 286 259 Ukupno 3 291 020
Brojila su prosečne starosti od 25 godina. Najveći broj brojila (više od 95%) je indukcionog tipa, proizvodnje „Iskra”, a preostalih 5% su ostalih proizvođača.
Pored brojila i mernih grupa za VN mernu infrastrukturu sačinjavaju još i uklopni časovnici kojih ima više od 600 000 komada, kao i oko 85 000 mernih transformatora.
Stanje kompletne merne infrastrukture je nezadovoljavajuće, posebno ako se posmatraju brojila za merenje utrošene električne energije kod široke potrošnje.
Pored toga što je veliki broj brojila, ukolpnih časovnika i mernih transformatora nebaždareno, velika prosečna starost pretežno indukcionih brojila uslovljava i povećanje gubitaka električne energije. Prema ispitivanjima obavljenim u ovlašćenim labaratorijama za baždarenje, brojila i merne grupe starija od 25 godina pokazuju da je ogroman broj tih merila izašao iz tražene klase tačnosti. Naime, više od 60% merila je izašlo iz specificirane klase tačnosti i izmerena vrednost potrošnje električne energije je manja od stvarno isporučene.
Zbog toga je procenjeno da ovakvo stanje merne infrastrukture uzrokuje značajan procenat gubitaka u distributivnoj mreži. Vrednost gubitaka se procenjuje na 25% ukupnih komercijalnih gubitaka.
Ako se procenjuje da ukupni gubici u distributivnoj mreži iznose oko 4 GWh (tačnije 4 163 481 MWh za 2005. godinu), i da na tehničke gubitke otpada oko 60% dok su 40% takozvani komercijalni gubici i gubici u mernoj infrastrukturi i ostali, što iznosi 1 665 200 MWh. Ako se uzme da su gubici u mernoj infrastrukturi oko 25% od njih, dobija se iznos 416 300 MWh. Preračunato na novac, dolazi se do cifre od 14.570.500 evra. Ovaj iznos se može smatrati za godišnji iznos sredstava koji se po ovom osnovu nepovratno odliva.
Podaci o prognozi očekivanog broja stanovnika do 2012. godine dobijeni su interpolacijom računajući sa prosečnim stopama rasta između popisa za 1991. i 2002. godinu.
U tabeli 8.1 data je procena broja stanovnika po ED područjima i za Republiku Srbiju.
Tabela 8.1. Procena broja stanovnika po ED područjima i za Republiku Srbiju u celini – period od 2006. do 2012 godine
Područje/Godina 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. „EDB” Beograd 1 532,338 1 535,639 1 540,553 1 548,295 1 552,886 1 552,886 1 552,886 „Elektrosrbija” Kraljevo 1 982,735 1 984,232 1 985,865 1 987,369 1 989,011 1 989,011 1 989,011 ED „Centar” Kragujevac 619,285 619,132 618,928 618,715 618,532 618,532 618,532 ED „Jugoistok” Niš 1 335,688 1 333,975 1 332,278 1 330,730 1 328,969 1 328,969 1 328,969 „Elektrovojvodina” Novi Sad 2 025,663 2 025,920 2 026,159 2 026,273 2 026,570 2 026,570 2 026,570 Republika Srbija 7.497,637 7.502,189 7.506,785 7.511,390 7.515,969 7.515,969 7.515,969
Podaci o prognozi očekivanog broja stanovnika do 2012. godine dobijeni su interpolacijom računajući sa prosečnim stopama rasta između popisa za 1991. i 2002. godinu.
Procenjeni broj potrošača u budućem periodu do 2012. dat je u tabeli 8.2, a na osnovu podataka iz tabele 1 i 2 izračunati su podaci o broju stanovnika po domaćinstvu za prethodni period, tabela 8.3. Procenjeni broj stanovnika do 2012. godine prikazan je u tabeli 8.3.
Tabela 8.2. Procena broja domaćinstava – potrošača po ED područjima i za Republiku Srbiju u celini –
period 2006–2012. godine
Područje/Godina Ukupno „EDB“ Beograd „ElektroRepublika“ Kraljevo ED „Centar“ Kragujevac ED „Jugoistok“ Niš „Elektrovojvodina“ Novi Sad 2006. 2.936,528 626,910 760,336 245,122 465,902 778,301 2007. 2.938,950 628,539 761,346 245,197 464,862 778,470 2008. 2.940,661 629,634 762,292 245,252 463,877 778,564 2009. 2.942,416 630,761 763,240 245,303 462,902 778,644 2010. 2.944,647 632,247 764,234 245,366 461,894 778,768 2011. 2.944,647 632,247 764,234 245,366 461,894 778,768 2012. 2.944,647 632,247 764,234 245,366 461,894 778,768
Tabela 8.3. Procena broja stanovnika po domaćinstvu za ED područja i za Srbiju u celini 2006–2012. godine
Područje/Godina 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. „EDB” Beograd 2,44 2,44 2,45 2,45 2,46 2,46 2,46 „Elektrosrbija” Kraljevo 2,61 2,61 2,61 2,60 2,60 2,60 2,60 ED „Centar” Kragujevac 2,53 2,53 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 ED „Jugoistok” Niš 2,87 2,87 2,87 2,87 2,88 2,88 2,88 „Elektrovojvodina” Novi Sad 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 Republika Srbija 2,55 2,55 2,55 2,55 2,55 2,55 2,55
Statistički podaci o postojećim distributivnim objektima, od naponskog nivoa 110 kV pa sve do niskonaponske mreže, sa stanjem na dan 31.12.2005. godine, dati su u Prilogu 8.1. (tabele 8.1.1, 8.1.2, i 8.1.3 ).
Prognoza potrošnje električne energije do 2010. na nivou svih PD ED data je u tabeli 8.1.4. u Prilogu 8.1, a prognoza raspoložive i isporučene električne energije, kao i gubitaka električne energije po PD ED i Srbiju u celini do 2010. date su u Prilogu 8.1. (tabele 8.1.5. i 8.1.6).
a. Komentar kretanja energije
U posmatranom petnaestogodišnjem periodu desile su se veoma velike promene u strukturi finalne potrošnje električne energije, kako na nivou Srbije kao celine, tako i po pojedinim ED područjima. Po pravilu, došlo je do značajnog opadanja učešća potrošnje na visokom naponu (110 kV) i srednjem naponu (10, 20 i 35 kV) i porasta učešća potrošnje na niskom naponu u ukupnoj potrošnji. Za Srbiju kao celinu, na primer, u 1990. godini (poslednjim godinama „normalnog stanja”), potrošnja na visokom (VN) i srednjim (SN) naponima učestvovala je u ukupnoj potrošnji (računajući i gubitke u distribuciji) sa 42,3%, da bi već 1993. godine njeno učešće palo na ~23%, koliko je bilo i 2005. godine. Učešće domaćinstava u ukupnoj potrošnji Srbije poraslo je sa ~40% u 1990. godini na ~55% u 1995. godini, da bi u 2005. godini opalo na 47%. Potrošnja ostalih potrošača na niskom naponu, uključujući i javnu rasvetu rasla je u celom prethodnom petnaestogodišnjem periodu, tako da je njeno učešće u ukupnoj potrošnji poraslo sa 10,5% u 1990. godini na 15,6% u 2005. godini. Kao što se iz tabela, vidi učešće gubitaka u distributivnoj mreži, u energiji isporučenoj na pragu preuzimanja iz prenosne mreže, za Srbiju u celini, poraslo je sa 8,45% u 1990. godini na 14,2% u 2005.godini. Kao što se iz priloženih tabela vidi, u periodu 1990–1995. godine potrošnja u kategoriji domaćinstava rasla je po vrlo visokim godišnjim stopama na svim posmatranim ED područjima. Za Srbiju ta stopa, za taj period, bila je 8,18%, a na nekim područjima je išla i do 14%. Osnovni uzrok takvim kretanjima bila je, najverovatnije, izuzetno niska cena električne energije, što je rezultiralo masovnom preorijentacijom domaćinstava na grejanje električnom energijom. Nedostatak drugih energenata po paritetnim cenama i korišćenje električne energije za dogrevanje tada slabo grejanih stanova priključenih na daljinsko grejanje dodatno su doprinosili tome. U isto vreme, enormno smanjenje aktivnosti privrednih preduzeća, a često i potpuni prekid njihovog rada, dovelo je do izuzetno velikog pada potrošnje potrošača priključenih na srednji i visoki napon.
U periodu 1995–2005. godine došlo je do značajne promene trendova u razvoju potrošnje električne energije (u odnosu na period 1990–1995. godine), kako u Republici Srbiji kao celini, tako i na najvećem broju ED područja. U kategoriji domaćinstava, čiji je udeo u ukupnoj potrošnji najveći, došlo je do zaustavljanja daljeg rasta potrošnje i do njenog blagog opadanja. Takav trend je najverovatnije posledica podizanja cena električne energije i promene tarifnog sistema početkom 2002. godine, dostupnosti i drugih energenata za zagrevanje stanova, boljeg rada sistema daljinskog grejanja i činjenice da je u periodu do 1995. godine prelazak domaćinstava na grejanje električnom energijom u najvećoj meri već bio završen. Takođe, može se videti da je maksimalna potrošnja prosečnog domaćinstva dostignuta za Srbiju u celini i na najvećem broju ED područja oko 1995. godine. Oko tada dostignute vrednosti ta potrošnja zadržala se, uz manja kolebanja, do 2000. godine, da bi u narednim godinama, posebno posle donošenja novog tarifnog sistema i porasta cene, počela blago da opada. Dalja kretanja potrošnje u ovoj kategoriji zavisiće od više faktora (cene, gasifikacije, toplifikacije i dr.).
U ovome periodu na najvećem broju područja (izuzetak su područja Zaječara, Leskovca i Vranja), kao i u Republici Srbiji u celini, zaustavljeno je dalje opadanje potrošnje na visokom i srednjem naponu, odnosno zabeležen je njen blagi porast.
U kategoriji „ostalih” potrošača na niskom naponu, uključujući i javno osvetljenje, nastavljen je i u ovome periodu pozitivan trend porasta potrošnje, sa značajnim prosečnim godišnjim stopama rasta. Za Srbiju u celini ta stopa je iznosila ~4,5%. Ukupna potrošnja na pragu prenosne mreže Srbije (neto potrošnja + gubici u distributivnim mrežama) rasla je u periodu 1995–2005. godine po prosečnoj godišnjoj stopi od 1,21%. Loše je što je dobar deo toga porasta otišao u gubitke (ma koje vrste da su bili) u distributivnoj mreži. Na području ED Vranje, na primer, ceo porast nabavke između 1995. i 2005. godine otišao je u gubitke. Čak i nešto više, pošto je zabeležen pad neto potrošnje. Samo na području ED Zaječar zabeležen je i u ovom periodu pad isporuke na pragu prenosne mreže, pre svega zbog nastavka opadanja potrošnje na naponskim nivoima 110kV i 35kV.
b. Komentar kretanja snage
U tabeli 8.1.7. Priloga 8.1. prikazane su vrednosti godišnjeg faktora opterećenja po ED područjima i za Srbiju u celini (m), a u tabeli 8.1.8. vrednosti ekvivalentnog godišnjeg vremena iskorišćenja vršne snage (Tm), po istim područjima za period 2006–2010. godine.
Posle stupanja na snagu novog tarifnog sistema (2002. godine) došlo je do pada vršnog opterećenja na većini područja, i Srbiji u celini. Takođe se dolazi i do boljeg iskorišćenja vršne snage, odnosno do značajnog porasta vrednosti (Tm). Ta promena je naročito izražena na područjima ED Beograd i Elektrovojvodine.
v. Prognoza energije i snage
Korišćen je model prave linije za prognozu, definisan jednačinom:
[pic]
U ovoj jednačini su:
a i b – koeficijenti koji se određuju na osnovu razvoja potrošnje na posmatranom području u izabranom prethodnom periodu 1990–2005;
t – vreme, odnosno godina za koju se vrednost energije Wt izračunava, pri čemu prva godina izabranog prethodnog perioda nosi broj 1.
Podaci za prognozu vršne snage dobijeni su deljenjem prognozirane energije do 2010. godine sa ekvivalentnim vremenima godišnjeg korišćenja vršne snage, koja se nalazi u tabeli 8.1.9. u Prilogu 8.1 po ED područjima i za Srbiju u celini.
Na nivou Srbije (bez Autonomne pokrajine Kosovo i Metohija) računato je sa Tm = 5343 časova/godišnje u 2010. godini. Ovaj podatak je preuzet iz studije Instituta Nikola Tesla.
Dugogodišnja „simbolična” ulaganja u distributivnu mrežu dovela su do toga da je veliki broj elektroenergetski objekti, posebno u zimskom periodu, bio preopterećen i vrlo često radio iznad tehničkih mogućnosti, što je za posledicu imalo povećane tehničke gubitke, česte kvarove, a potrošači su ostajali bez napajanja električnom energijom u dužim vremenskim periodima.
Tabela 8.4. Pregled prognoziranih sredstava za rekonstrukciju i modernizaciju po naponskim nivoima u 1000 RSD
Godina Period 2006–2010. Ukupno 110kV 35kV 10(20)kV i NN 2006. 280,650 344,795 654,844 1,280,289 2007. 1,380,900 2,046,138 1,559,607 4,986,645 2008. 1,201,450 2,689,887 895,057 4,786,394 2009. 436,350 1,143,748 1,355,376 2,935,474 2010. 624,600 1,019,412 1,580,754 3,224,766 UKUPNO 3,923,950 7,243,980 6,045,638 17,213,568
Analizom rada elektroenergetski objekti ranijih godina, očekivanim vekom trajanja ugrađene opreme, kao i podataka PD ED došlo se do relevantnih podataka i realnih podloga koje su korišćene prilikom izbora objekata kod kojih je do 2010. godine potrebno izvršiti rekonstrukciju, revitalizaciju, proširenje i modernizaciju.
Potrebna sredstva po PD ED i za Srbiju u celini za rekonstrukciju i modernizaciju, za period 2006–2010. godine, za objekte po naponskim nivoima, dati su u tabelama 8.4 i 8.5.
Tabela 8.5. Pregled prognoziranih sredstava za rekonstrukciju i modernizaciju po PD ED i Srbiju u 1000 RSD
Red.br. PDED Tabelarni pregled prognoziranih sredstava za rekonstrukciju i modernizaciju po PD ED i Srbiju za period 2006–2010. Ukupno ED 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 1 NS 247,263 750,806 567,814 534,290 687,381 2,787,554 2 BG 401,417 1,311,918 1,733,162 550,829 944,458 4,941,784 3 KV 341,671 1,785,815 1,604,273 1,037,963 786,471 5,556,193 4 KG 66,766 519,684 413,355 351,884 373,768 1,725,457 5 NI 223,172 618,422 467,790 460,508 432,688 2,202,580 UKUPNO ED 1,280,289 4,986,645 4,786,394 2,935,474 3,224,766 17,213,568
Kako bi EPS, mogao u najskorije vreme da izađe na tržište električne energije i u deregulisanom tržištu postane konkurentna kompanija, a u cilju kvalitetnog i pouzdanog napajanja kupaca električnom energijom potrebno je, između ostalog, pored rekonstrukcije i modernizacije postojećih objekata izgraditi i nove distributivne elektroenergetske objekte svih naponskih nivoa, tim pre što devedesetih godina prošlog veka, iz poznatih razloga, nije bilo značajnijih ulaganja u distributivne elektroenergetski objekti.
Tabelarni pregled potrebnih sredstava za izgradnju novih objekata u periodu 2006 – 2010. godine, po PD ED i po naponskim nivoima dat je u tabelama 8. 6. i 8.7. u ovom poglavlju.
Kao izvor finansiranja predviđaju se sredstva EPS i PD ED, krediti Svetske banke, Evropske banke za obnovu i razvoj, krediti poznatih multinacionalnih kompanija, sredstva iz donacije i sredstva potrošača.
Tabela 8.6. Pregled prognoziranih sredstava za izgradnju novih objekata po PD ED i Srbiju u 1 000 RSD
Red.br. PDED Period 2006–2010. Ukupno ED 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 1 NS 450,495 1,159,219 947,061 1,346,376 1,348,472 5,251,623 2 BG 428,933 1,046,817 963,678 1,250,454 1,406,038 5,095,920 3 KV 789,101 2,600,081 2,839,659 3,117,724 1,992,822 11,339,387 4 KG 150,685 608,457 824,387 1,165,766 909,302 3,658,597 5 NI 353,621 940,414 886,095 1,144,532 1,050,404 4,375,066 UKUPNO ED 2,172,835 6,354,988 6,460,880 8,024,852 6,707,038 29,720,593
Tabela 8.7. Pregled prognoziranih sredstava za izgradnju novih objekata po naponskim nivoima u 1000 RSD
Godina Period 2006–2010. Ukupno 110kV 35kV 10(20)kV i NN Merni uređaji 2006. 265,362 255,412 436,561 1,215,500 2,172,835 2007. 798,500 1,043,075 2,439,413 2,074,000 6,354,988 2008. 1,466,575 1,548,220 1,142,585 2,303,500 6,460,880 2009. 2,018,200 1,542,585 2,033,067 2,431,000 8,024,852 2010. 1,408,000 617,905 2,471,133 2,210,000 6,707,038 UKUPNO 5,956,637 5,007,197 8,522,759 10,234,000 29,720,593
U skladu sa prognoziranim sredstvima za izgradnju novih objekata, predviđena su značajna sredstva za poboljšljnje merne infrastrukture.
Aktivnosti vezane za poboljšanje merne infrastrukture za period 2006–2010.godine date su u tabeli 8.8.
Tabela 8.8. Aktivnosti za poboljšanje merne infrastrukture u periodu 2006–2010. godine u 1 000 RSD
GODINA Aktivnosti UKUPNO Zamena postojećih brojila mikroprocesorskim Sistemi za daljinsko očitanje brojila Oprema za baždarenje(sistem) Overa brojila Zamena i ugradnja mernih grupa Ostalo (upravljanjepotrošnjom i sl.)
Predviđenim sredstvima za rekonstrukciju, revitalizaciju, proširenje, modernizaciju postojećih i izgradnju novih elektroenergetski objekti postigli bi se sledeći efekti:
povećana stabilnost i pouzdanost elektroenergetski objekti;
povećanje postojećih kapaciteta što omogućava nesmetano priključenje novih kupaca na mrežu;
kontinuirano napajanje kupaca kvalitetnom električnom energijom i snagom;
znatno smanjenje broja i vremena trajanja kvarova;
poboljšanje naponskih prilika kod kupaca;
smanjenje tehničkih i netehničkih gubitaka;
smanjenje troškova ekspoloatacije i održavanja ugradnjom opreme i materijala novih tehnoloških rešenja;
smanjenje troškova modernizacijom i automatizacijom;
poboljšanje ekoloških prilika ugradnjom ekološki prihvatljivih materijala i izgradnjom objekata u skladu sa ekološkim zahtevima.
Na bazi tehnoekonomskih analiza EPS planirana je rekonstrukcija i modernizacija postojećih i izgradnja novih elektroenergetski objekti, pa kvantifikacija efekata po tom osnovu nije posebno razmatrana.
U ovom poglavlju ukazuje se na efekte smanjenja tehničkih gubitaka rekonstrukcijom i modernizacijom postojećih i izgradnjom novih elektroenergetskih objekata u periodu 2006–2010. godine, zatim efekte delimičnog smanjenja netehničkih gubitaka modernizacijom postojećih i izgradnjom novih elektroenergetski objekti, kao i smanjenja netehničkih gubitaka zamenom neispravnih mernih uređaja i baždarenjem postojećih nebaždarenih mernih uređaja. U efekte smanjenja tehničkih gubitaka uračunato je i smanjenje gubitaka po osnovu znatno manje sopstvene potrošnje savremenih mernih uređaja čija se ugradnja planira.
Imajući u vidu sve izneto, u tabeli 8.9 data je kvantifikacija efekata smanjenja tehničkih i delom netehničkih gubitaka u MWh i 000 RSD, za period 2006–2010. godine. Treba napomenuti da će efekti biti znatno veći budući da će u narednom periodu prosečna cena biti mnogo veća od 2,963 RSD po kWh, kolika je bila prosečna cena za široku potrošnju u 2005. godini, prema podacima EPS.
U tabeli 8.10, u ovom poglavlju, prikazane su uštede koje bi nastale smanjenjem vremena trajanja kvarova za period 2006–2010. godine, u odnosu na vreme ostvarenih kvarova u 2005. godini. Treba napomenuti da je, u zavisnosti od kategorije i specifičnosti kupaca, cena neisporučene električne energije veća za 4–20 puta od aktuelne cene za isporučenu električnu energiju.
Tabela 8.9. Kvantifikacija efekata smanjenja gubitaka
Gubitci električne energije Efekti smanjenja gubitaka u MWh 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. Ukupno Tehnički 68.893,89 59.340,88 30.778,61 60.695,48 90.230,95 309.939,81 Netehnički 113.234,11 172.512,12 219.047,39 297.915,52 373.232,05 1.175.940,19 Ukupni 182.128,00 231.853,00 249.826,00 358.611,00 463.462,00 1.485.880,00 (U periodu 2006–2010. godine procenjuje se da će se smanjiti tehnički gubici zahvaljujući investicionim ulaganjima za 309.939,81 MWh, što bi računajući prosečnu prodajnu cenu EPS u 2005. godini od 2,963 RSD po kWh iznosilo 918.351.657,03 RSD. (U periodu 2006–2010.godine u procenjenim netehničkim gubicima neispravni i nebaždareni merni uređaji učestvuju sa oko 25%, što iznosi 239.985,04 MWh, pa se procenjuje da bi se po ovom osnovu za toliko smanjili netehnički gubitci, što iznosi 711.075.673,52 RSD. (Ukoliko se u periodu 2006–2010. godine smanje ukupni gubici sa 14,42% ostvarenih u 2005. godini, na planiranih 11.97%, na kraju 2010.godine efekti po ovom osnovu iznosili bi 1.485.880.000 kWh h 2,963 = 4.402.662.440 RSD.
Tabela 8.10. Uštede usled smanjenja vremena trajanja kvarova za period 2006–2010. godine
Procenjena neisporučena energija u 2005. godini Efekti smanjenja vremena trajanja kvara u kWh 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. 110kV 6 974 376,50 697.437,65 941.540,82 800.309,70 907.017,66 362.807,06 35kV 31 553 470,00 3.155.347,00 4.259.718,45 3.620.760,68 4.103.528,77 1.614.111,50 10(20)kV 41 618 549,05 4.161.854,90 5.618.504,12 4.775.728,50 5.412.493,30 2.164.996,69 0,4 kV 42 366 511,85 4.236.651,18 5.719.479,09 4.861.557,23 5.509.764,84 2.203.905,90 Ukupno 12.251.290,73 16.539.242,48 14.058.356,11 15.932.803,57 6.345.821,36 (Ukupni efekti smanjenja neisporučenih kWh 2006–2010. godine smanjenjem vremena trajanja prekida iznose 65.127.514,25 kWh. Ukoliko pretpostavimo, uvažavajući strukturu potrošnje, da je prosečna cena neisporučenog kWh 8h 2,963 = 23,704 RSD, sledi 65.127.514,25 h 23,704, što iznosi 1.543.782.597,78 RSD. stanje 31.12. 2005.godine
PRILOG 8.1. Tabela 8.1.1. Statistički podaci o Elektrodistributivnoj mreži Srbije
PRILOG 8.1. Tabela 8.1.2. Struktura Elektrodistributivne mreže
stanje 31.12. 2005. godine Naponski nivo STRUKTURA NADZEMNE DISTRIBUTIVNE MREŽE STRUKTURA UKUPNE DISTRIBUTIVNE MREŽE NA DRVENIM STUBOVIMA NA ČELIČNO-REŠETKASTIM STUBOVIMA NA BETONSKIM STUBOVIMA UKUPNO
PRILOG 8.1. Tabela 8.1.3. Podaci o Elektrodistributivnim transformatorskim stanicama
stanje 31. 12. 2005. godine
PRILOG 8.1.Tabela 8.1.4. Prognoza potrošnje električne energije u MWh po kategorijama potrošnje
za period 2006–2010. godine – Rešublika Srbija ukupno
ED Srbije Kategorija potrošnje 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. Visoki napon – 110 kV 1197733 1233778 1278731 1341993 1383084 Srednji napon – ukupno 4620693 4623706 4666922 4726400 4764863 35 kV 435261 435814 430650 418120 403888 10(20) kV 4185432 4187891 4236272 4308280 4360975 Ukupno VN i SN 5818426 5857484 5945654 6068393 6147947 Niski napon (0.4 kV I stepen) 2904693 3222783 3544903 3851704 4149719 Široka potrošnja – ukupno 16181007 16314178 16502809 16596541 16790394 (0.4 kV II stepen) 1845235 1806616 1787564 1748437 1733010 Domaćinstva 14335773 14507562 14715245 14848104 15057384 Javno osvetljenje 460625 474718 494534 512753 528983 Ukupno NN i ŠP i JO 19546325 20011679 20542246 20960998 21469096 SVEUKUPNO 25364751 25869163 26487900 27029391 27617043
PRILOG 8.1.Tabela 8.1.5. Prognoza raspoložive i isporučene aktivne električne energije (MWh) i obračunskih gubitaka (%) u periodu 2006–2010.
Privredno društvo Elementi 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. ED Beograd Raspoloživa el. en. (MWh) 7302780 7439428 7662596 7753577 7921036 Isporučena el .en. (MWh) 6311500 6485774 6643693 6757935 6950998 Obračunski gubici (%) 13,57 13.30 12,84 12,82 12,25 „Elektrosrbija” Kraljevo Raspoloživa el. en. (MWh) 7004689 7118003 7259526 7347616 7454371 Isporučena el .en. (MWh) 6034106 6171400 6318522 6432361 6554611 Obračunski gubici (%) 13,86 13,30 12,96 12,46 12,07 ED „Centar” Kragujevac Raspoloživa el. en. (MWh) 2172728 2220112 2240418 2278776 2305099 Isporučena el .en. (MWh) 1823615 1887926 1925898 1981429 2025254 Obračunski gubici (%) 16,07 14,96 14,04 13,05 12,14 ED „Jugoistok” Niš Raspoloživa el. en. (MWh) 4379539 4510484 4585720 4698095 4785711 Isporučena el .en. (MWh) 3619453 3724727 3827881 3932449 4036075 Obračunski gubici (%) 17,42 17,36 16,53 16,30 15,66 „Elektrovojvodina” Novi Sad Raspoloživa el. en. (MWh) 8543266 8569662 8710194 8813095 8907744 Isporučena el .en. (MWh) 7576077 7599336 7771905 7925217 8050105 Obračunski gubici (%) 11,32 11,03 10,77 10,07 9,63 Republika Srbija Raspoloživa el. en. (MWh) 29403002 29857688 30458453 30891159 31373960 Isporučena el .en. (MWh) 25364751 25869162 26487900 27029391 27617043 Obračunski gubici (%) 13,73 13,36 13,04 12,50 11,97
PRILOG 8.1.Tabela 8.1.6. Struktura gubitaka električne energije MWh
2006. 2007. 2008. 2009. 2010. TehničkiMWh 2463333,11 2472886,12 2501448,39 2471531,52 2441996,05 NetehničkiMWh 1574917,89 1515639,88 1469104,61 1390236,48 1314920,95 UkupniMWh 4038251,00 3988526,00 3970553,00 3861768,00 3756917,00
PRILOG 8.1.Tabela 8.1.7. Srednji godišnji faktor opterećenja (m) po ED područjima i za Republiku Srbiju u celini za period 2006–2010.
Godina/Područje 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. m (% ) = Wnpod/(Pvrpod x T) JP „Elektrodistribucija” Beograd 0,56 0,52 0,57 0,58 0,58 „Elektrosrbija” Kraljevo 0,57 0,57 0,60 0,58 0,58 ED „Centar” Kragujevac 0,60 0,49 0,54 0,56 0,55 ED „Jugoistok” Niš 0,56 0,56 0,57 0,58 0,57 JP „Elektrovojvodina” Novi Sad 0,65 0,63 0,65 0,65 0,64 ED Srbije 0,57 0,59 0,60 0,60 0,61
PRILOG 8.1.Tabela 8.1.8. Ekvivalentno godišnje vreme iskorišćenja vršne snage (Tm) po ED područjima i za Srbiju u celini za period 2006–2010.
Godina/Područje 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. Tm (h) =Wnpod/Pvrpod=m x T JP „Elektrodistribucija” Beograd 4908 4566 4970 5076 5067 „Elektrosrbija” Kraljevo 5021 5013 5228 5080 5094 ED „Centar” Kragujevac 5223 4303 4761 4919 4815 ED „Jugoistok” Niš 4904 4912 4967 5065 5018 JP „Elektrovojvodina” Novi Sad 5658 5496 5651 5699 5646 ED Srbije 5022 5192 5240 5242 5343
PRILOG 8.1.Tabela 8.1.9. Vršne snage po ED područjima i za Republiku Srbiju u celini
za period 2006–2010.
Godina/Područje 2006. 2007. 2008. 2009. 2010. Vršna snaga (MW) JP „Elektrodistribucija” Beograd 1488,0 1629,3 1541,8 1527,6 1563,3 „Elektrosrbija” Kraljevo 1395,0 1419,8 1388,6 1446,4 1463,5 ED „Centar” Kragujevac 416,0 516,0 470,6 463,3 478,7 ED „Jugoistok” Niš 893,0 918,3 923,2 927,6 953,6 JP „Elektrovojvodina” Novi Sad 1510,0 1559,1 1541,4 1546,4 1577,8 ED Srbije 5854,5 5751,1 5812,5 5893,0 5872,0
Osnovni nosilac aktivnosti u razvoju elektroprenosnog sistema je kompanija Elektromreža Srbije (EMS). Na osnovu Zakona o energetici i Statuta EMS-a, ova kompanije će raditi kao nezavisni prenosni i sistem operator, što podrazumeva i aktivnosti na tržištu. Osoblju EMS-a biće potrebna reorganizacija i obuka kako bi se prilagodilo novoj tržišnoj ulozi i funkciji. Takođe, biće potreban i određeni nivo investicija za rehabilitaciju i unapređenje mreže, sistema upravljanja, uvođenje tržišnih aktivnosti i ostalih potreba.
Razvoj elektroprenosnog sistema na osnovu raspoloživih podloga i dokumenata najbolje se prati kroz kapitalne investicije sadržane u Investicionom i razvojnom planu elektroprenosne mreže koje primarno uključuju projekte rehabilitacije, izgradnju novih elemenata prenosne mreže i unapređenje sistema kako bi se zadovoljio očekivani nivo prenosa električne energije.
Ovaj Program koji se odnosi na razvoj elektroprenosnog sistema nastao je na osnovu detaljne analize svih raspoloživih razvojnih studija i planova i u kvantitativnom smislu je u njemu razmatran samo ograničen broj budućih eventualnih scenarija. Većina kvantitativnih podloga preuzeta je iz navedenih dokumenata. Plan takođe uključuje i investicije za informacione tehnologije (IT) i telekomunikacije koje će pružiti osnovu za unapređenje kontrole sistema i nove tržišne aktivnosti. Sa finansijske tačke gledišta, troškovi i vremenski plan ovih investicija imaće direktan uticaj na buduće tarifne nivoe i na finansijsku prognozu poslovnog plana.
Prenosni sistem električne energije čini mreža 400 kV, 220 kV i deo mreže 110 kV, kao i drugi energetski objekti, telekomunikacioni sistem, informacioni sistem i druga infrastruktura neophodna za funkcionisanje elektroenergetskog sistema (tabele 9.1. i 9.2.).
Sadašnje stanje u elektroprenosnom sistemu Republike Srbije karakteriše smanjena sigurnost i pouzdanost snabdevanja potrošača električnom energijom. Uzrok ovakvog stanja posledica je degradiranosti kapaciteta zbog starosti i lošeg održavanja postojeće opreme, kao i dugogodišnjeg zastoja u razvoju, usled čega je otpisanost opreme dostigla 85%, što se, pre svega, odnosi na mrežu 110 kV i 220 kV naponskog nivoa. Zbog neadekvatne tehničke opremljenosti mreže, kao i nedovoljno efikasnog sistema upravljanja, evidentno je zaostajanje za elektroprenosnim sistemima u okruženju. Ovakvo stanje prate i visoki gubici u prenosu, koji su u prethodnom periodu konstantno bili veći od 3% ukupne potrošnje električne energije.
Neophodne aktivnosti u cilju sniženja gubitaka mogu se podeliti na tri grupe. Prvu grupu čine mere organizacionog karaktera, kojima je zadatak precizno merenje električne energije na ulazu i izlazu iz prenosne mreže, odnosno kojima bi se i organizaciona šema i tehnička sredstva za merenje i praćenje dovele do nivoa da se preciznost može garantovati. Tehnička preporuka, kojom se nalaže da se merenje proizvodnje električne energije na svim elektranama vrši na visokonaponskoj strani blok-transformatora, morala bi se obavezno sprovesti bez obzira na ulaganja koja zahteva. Takođe, klase tačnosti mernih uređaja moraju se proveravati prema utvrđenim procedurama, pošto postoje vrlo ozbiljne indicije da jedan deo energije „nestane” u očitavanju loše baždarenih brojila. Od organizacionih mera mora se insistirati na egzaktnom registrovanju potrošnje električne energije u objektima u vlasništvu EMS-a i EPS-a, koje se redovno vrši, ali je potrebno proceduralno u administrativnom i tehničkom smislu unaprediti, kako se ona ne bi morala utvrđivati naknadnim složenim analizama.
Tabela 9.1. Stanje dalekovoda u JP Elektromreža Srbije
Pogon prenosa DV10 kV DV35 kV DV110 kV DV220 kV Oblasti kapitalnih investicija: Prior. 0 Prior. I Prior. I/II Prior. II Ukupno I. Prenosna mreža 197,00 8,43 82,60 67,77 355,70 II. IT i Telekomunikacija 11,32 25,57 0,00 0,00 36,89 III. Ostalo 11,04 0,00 0,00 0,00 11,04 Ukupno 219,36 33,91 82,60 67,77 403,64
Pojedinačni investicioni projekti rangirani su na osnovu tehničkih prioriteta. Identifikovana su četiri nivoa tehničkih prioriteta:
0. Prioritet Apsolutno neophodan za obezbeđenje pogonske sigurnosti i zadovoljavajućih performansi sistema. Finansiranje je obezbeđeno, tenderska procedura i realizacija projekata su u toku i neki od projekata su u završnoj fazi.
I. Neophodan Potreban za unapređenje rada sistema, smanjenje gubitaka, povećanje efikasnosti, ispunjenje UCTE/regionalnih standarda itd. Projekti su identifikovani ali nisu realizovani niti su obezbeđene finansije.
I/II. Poželjan Potreban za unapređenje performansi sistema i ispunjenje ekoloških standarda. Finansiranje još uvek nije identifikovano i/ili obezbeđeno.
II. Budući Planirani projekti koji nisu kritični. Projekti su identifikovani u odnosu na postojeći sistem i mogu postati višeg prioriteta u zavisnosti od razvoja i potreba mreže.
Svi eksterno finansirani projekti (EBRD, EIB, EAR itd.) u prenosnoj mreži identifikovani su kao prioritetni projekti (oko 115 miliona evra eksternih finansija). Ovi projekti već su identifikovani i finansiranje je odobreno. Primena istog tehničkog sistema rangiranja na IT i telekomunikacione investicije daje sledeće prioritete: Prioritet 0 za IT investicija, a Prioritet I za telekomunikacione projekte. IT projekti su već identifikovani i (donacija) finansiranje je obezbeđeno (SECO i/ili EAR). Rangiranje ostalih investicija je, takođe, poređano po prioritetima, i ono zahteva većinu kapitalnih investicija tokom 2006. godine.
Trenutno, postoji oko 219 miliona evra prioritetnih projekata od ukupnog iznosa od oko 404 miliona evra. Većina ovih investicija u prenosnu mrežu i IT projekte finansiraće se od strane EBRD, EIB, kao i donacija od SECO i EAR.
Sveukupni karakter Investicionog i razvojnog plana elektroprenosne mreže odražava trenutnu situaciju i tržišne prilike u Republici Srbiji. Stoga su urgentni razvojni prioriteti implementacija identifikovanih prioritetnih projekata koji će unaprediti performanse sistema, pouzdanost i uvesti sistem kontrole i funkcije tržišta.
Veći deo investicija će se plasirati u periodu 2007.-2012. godine i odgovarajuća dobit se očekuje relativno brzo, posebno u oblastima gde se ova dobit može kvantifikovati, kao što je smanjenje gubitaka. Ostale oblasti koje omogućavaju dobit obuhvataju povećanje sigurnosti napajanja, uvećanje kapaciteta, kako bi se smanjilo preopterećenje, smanjenje troškova održavanja i unapređenje standarda. Uprkos ovim koristima, teško je opravdati potpuni iznos od 219 miliona evra prioritetnih investicija isključivo na ekonomskim principima, bez uvažavanja činjenice da su mnogi projekti u tehničkom smislu obavezni i da se bez njih povećava mogućnost prekida isporuke električne energije.
Sposobnost elektroprenosne kompanije da pokrije svoje dužničke obaveze biće kritična stavka za nezavisnost TSO (prenosnog sistem operatora) i finansijske izvodljivosti plana. Postojeće cene prenosa energije nedovoljno pokrivaju operativne troškove ili tekuće finansijske troškove. Donatori su obezbedili preko 115 miliona evra za investicije u prenosnu mrežu, dok će 79 miliona evra obezbediti EMS. Ukupni finansijski parametri Plana će zavisiti od tarifnih nivoa propisanih za prenos energije, kao i od prihoda za ostale usluge i tržišne aktivnosti.
Postojeća mreža je potpuno funkcionalna, ali postoje problemi koji su posledica oštećenja i nedostatka investiranja u periodu 1990–2000. godine. Veći broj investicionih projekata je već započet u cilju rehabilitacije i unapređenja mreže. Uz prenosnu mrežu, druga najvažnija oblast investiranja obuhvata računarske i telekomunikacione sisteme za sistemsko i finansijsko (tržišno) upravljanje novom kompanijom. IT sistemi projektovani za upravljanje tržištem treba da budu nabavljeni i instalirani. Takođe, planirane su i određene investicije u telekomunikacioni sistem. Konačno, oblast preostalih značajnih investicija uključuje računare i ostalo (računovodstveni sistemi itd.). Ove investicije su planirane u funkciji broja osoblja. Ove tri oblasti (prenosni sistem, IT i telekomunikacije i ostale investicije) čine osnove Investicionog i razvojnog plana elektroprenosnog sistema. U pogledu tekućih potreba, većina (oko 90%) identifikovanih prioritetnih kapitalnih investicija namenjena je za prenosni sistem.
Za rehabilitaciju i proširenje prenosne mreže razvijen je sveobuhvatan i ambiciozan investicioni plan. Na slici 9.1. prikazane su planirane investicije za prenosni sistem prema prioritetnim nivoima.
Slika 9.1. Planirane investicije za prenosni sistem prema priorit. Nivoima (2005-2012) .
[pic]
Ovaj plan predviđa popravku i unapređenje postojećih i izgradnju novih kapaciteta, kao i interkonektivnih veza u cilju rasterećenja mreže i budućih regionalnih razmena. Identifikovano je oko 197 miliona evra prioritetnih kapitalnih investicija u prenosnoj mreži i oni će biti realizovani najvećim delom kroz EBRD i EIB kreditne programe. Donacija,koju je obezbedio EAR, od 22 miliona evra biće raspoređena na izgradnju dalekovoda od Niša do makedonske granice. Preostalih 159 miliona evra ostalih, manje prioritetnih, projekata takođe je identifikovano, ali za njih nije osigurano finansiranje.
U pogledu tipa investicionih projekata, veći deo ukupnog plana odnosi se na izgradnju novih kapaciteta, praćenu rehabilitacijom i unapređenjem postojeće mreže. Analiza tipova investicija u prenosnu mrežu za period 2005 – 2010. prikazana je na slici 9.2.
Slika 9.2. Analiza tipova investicija u prenosnu mrežu (2005–2010)
[pic]
Veći deo investicionih projekata koncentrisan je na visokonaponski prenosni nivo (400 kV). Od ukupno planiranih kapitalnih investicija u prenosnu mrežu 63% je namenjeno za 400 kV infrastrukturu, dok je oko 12% namenjeno za 220 kV naponski nivo i 24% za 110 kV naponski nivo (koji je više povezan sa distributivnim kompanijama).
Nekoliko velikih IT i telekomunikacionih investicija je planirano sa uvođenjem novih sistemskih i tržišnih aktivnosti. Te investicije čine oko 9% ukupnih investicija u okviru Investicionog i razvojnog plana.
IT investicije su fokusirane na unapređenje upravljačkog sistema i budućih tržišnih aktivnosti. Investicije u telekomunikacioni sistem imaju za cilj da povećaju kvalitet i pouzdanost sistemskih podataka.
IT investicije obuhvataju samo investicije u upravljački sistem (ne uključuju telekomunikacije, personalne računare itd.). SCADA system i SRAAMD sistem za daljinsku akviziciju i obračunsko merenje, kao i funkcija upravljanja tržištem finansirani su iz donacija.
Ukupna vrednost donatorskih sredstava za ove tri IT investicije iznosiće oko 9,8 miliona evra, dok ukupne IT investicije iznose oko 11,3 miliona evra. Projekti iz ove oblasti treba da budu implementirani do kraja 2006. ili 2007. godine.
Trenutno, upravljački sistem je potpuno oslonjen na slab primarni telekomunikacioni sistem. Investicije u telekomunikacije su neophodne za unapređenje sistema kako bi planirani IT upraljvljački sistem korektno radio. Ove investicije su rangirane kao Prioritet I.
EPS će formalno zadržati kontrolu nad svim fiber optičkim telekomunikacionim vezama instaliranim u prenosnu mrežu. EBRD i EIB su obezbedili 30 miliona evra za ove investicije, ali će ove investicije ostati u odgovornosti EPS-a.
Planirane su i određene kapitalne investicije koje će EMS finansirati sopstvenim sredstvima i one obuhvataju rekonstrukciju i unapređenje postojećih kapaciteta, unapređenje IT sistema i rezervnu opremu.
U sledećem odeljku prikazan je kratak tehnički opis najvažnijih projekata kapitalnih investicija elektroprenosnog sistema. Za ove projekte je prihvaćena studija izvodljivosti i oni su dominantno finansirani iz međunarodnih izvora.
Prioritetne investicije u prenosnu mrežu prikazane su u tabeli 9.4.
Tabela 9.4. Prioritetne investicije u prenosnu mrežu (miliona evra)
Br. Naziv projekta Donator. finansir. Sopstv. učešće Ukupna vrednost 1 Proširenje TS Sremska Mitrovica 2 3,55 0,35 3,90 2 Izgradnja TS Jagodina 4 9,70 2,00 11,70 3 Izgradnja TS Sombor 3 6,95 1,89 8,84 4 Izgradnja TS Beograd 20 16,80 2,60 19,40 5 Izgradnja 400 kV veze za TS Beograd 20 3,50 0,50 4,00 6 Dalekovod 400 kV Sombor 3 – Subotica 3,04 3,96 7,00 7 Rehabilitacija 110 kV prenosnog voda Valjevo– Zvornik 5,00 1,30 6,30 8 Rehabilitacija 110 kV prenosnog voda Beograd – Kostolac 3,40 0,80 4,20 9 Rehabilitacija TS 400/220/110 kV Niš 2 5,60 1,40 7,00 10 Zamena 400 kV prekidača, 15 jedinica 1,10 0,37 1,47 11 Rehabilitacija TS Beograd 8, 400/220 kV 3,50 1,00 4,50 12 Rehabilitacija TS Novi Sad 3, 400/200/110 kV 5,80 1,70 7,50 13 Proširenje TS Leskovac 2 400/220/110 kV 3,00 1,20 4,20 14 Proširenje TS Srbobran 220/440 kV 5,20 0,80 6,00 15 Povećanje kapaciteta transformacije i rehabilitacija TS Beograd 3 5,40 1,60 7,00 16 Rehabilitacija TS Beograd 5, 220/110/35 kV 5,20 1,30 6,50 17 Rekonstrukcija TS 220/110 kV Kruševac 1 5,60 0,80 6,40 18 400kV dalekovod Niš 2 – Leskovac 2 (Vranje) – Skoplje 16,60 14,13 30,73 19 Izgradnja 400kV dalekovoda Sremska Mitrovica – Ugljevik 4,30 0,00 4,30 20 TS 220/110 kV Smederevo 3 – II 0,00 1,21 1,21 21 Dalekovod 2 x 110 kV Niš 2 – Niš 1 1,97 0,00 1,97 22 WB-APL projekti 2,50 0,00 2,50 23 TS 400/220/110kV Smederevo 3 0,00 5,30 5,30 24 TS 400/110kV Vranje 4 0,00 9,00 9,00 25 Dalekovod 400kV TE Kostolac B (Pančevo 2) – Vršac 0,00 13,67 13,67 26 Dalekovod 400kV Vršac – Rumunija 0,00 4,40 4,40 27 TS 220/110kV Bistrica sa dalekovodnom konekcijom 0,00 8,02 8,02 UKUPNE PRIORITETNE INVESTICIJE U PRENOSNU MREŽU 117,71 79,29 197,00
Prioritetne investicije u prenosnu mrežu su:
1) Proširenje Transformatorske stanice (TS) Sremska Mitrovica 2 (projekat je završen)
Ovo proširenje uvodi 400/220 kV transformaciju u postojeću TS 220/110 kV. Ciljevi ovog projekta su:
prenosna mreža koja napaja Vojvodinu biće pojačana još jednim 400 kV vodom;
naponski profil posmatranog dela Vojvodine biće podignut za nekoliko kV;
pouzdanost snabdevanja regiona biće unapređena;
snabdevanje PAHE biće još pouzdanije.
Korist predstavlja i rasterećenje preopterećenih 220/110 kV delova sistema tokom zime, redukciju oko 8 MW vršne snage i popravljanje naponskih prilika u severnom i centralnom delu Vojvodine.
2) Izgradnja TS Jagodina 4
Izgradnja 400 kV TS Jagodina popraviće pouzdanost snabdevanja gradova Jagodina, Paraćin, Ćuprija i Ćićevac i omogućiće značajnu redukciju gubitaka u prenosu, zamenom prenosa 110 kV vodovima, prenosom preko 400 kV vodova. Izgradnja TS pružiće sledeće koristi:
popraviti pouzdanost snabdevanja za 8 TS 110 kV u Jugoistočnoj Evropi;
smanjiti preopterećenje 220 kV TS Kruševac;
smanjiti preopterećenje110 kV prenosnih vodova smanjujući gubitke;
smanjiti gubitke vršne snage do 8 MW.
3) Izgradnja TS Sombor 3 + 6) Izgradnja nadzemnog 400 kV voda Sombor 3 – Subotica
Izgradnja će dovesti 400 kV napajanje na severoistočni deo Vojvodine i tako smanjiti gubitke u sistemu za oko 10 MW u periodu vršnog opterećenja. Izgradnja će takođe unaprediti naponske prilike u ovoj oblasti i popraviti sigurnost i pouzdanost u snabdevanju. Ovaj projekat obuhvata izgradnju 55,5 km 400 kV prenosnog voda od Subotice do Sombora 3 i proširenje TS Subotica.
4) Izgradnja TS Beograd 20 + 5) Povezivanje 400 kV vodom TS Beograd 20
Izgradnja 400 kV TS Beograd 20 eliminisaće tekuće preopterećenje i popraviti pouzdanost snabdevanja za 6 TS 110 kV koje se napajaju iz ovog regiona. Trenutno, svaki kvar na jednom od dva stara 110 kV fidera izazvao bi višestruke ispade jer prenosna moć jednog fidera iznosi samo 70% od potrošnje. Nova TS biće povezana na 400 kV naponski nivo i time će se smanjiti i gubici u sistemu. TS će snabdevati oko 30% potrošnje Beograda i oblast napajanja uključiće i veliki broj prioritetnih potrošača (državnih zgrada, bolnica, industrijskih i poslovnih objekata). Ovaj projekat zahteva izgradnju 400 kV prenosnog voda za povezivanje na 400 kV mrežu.
7) Rehabilitacija 110 kV prenosnog voda Valjevo–Zvornik
Stara deonica ovog dvostrukog voda od oko 96 km, izgrađena je 1954. godine, i u lošem je stanju. Nekoliko puta je bila suočena sa preopterećenjima kao i sa kvarovima i ispadima usled lošeg stanja izolatora i zaštitnog užeta. Ovaj vod ima važnu ulogu u mreži jer povezuje HE Zvornik sa centralnom Srbijom. Rehabilitacijom će biti zamenjeni dotrajali provodnici, izolatori, oprema i zaštitno uže, kao i potrebni građevinski radovi na betonskim kulama.
8) Rehabilitacija 110 kV prenosnog voda Beograd–Kostolac
Stara sekcija ovog dvostrukog voda dugačka je oko 64 km, izgrađena je 1956. godine i u lošem je stanju. Vod je često preopterećivan u radu, posebno tokom 1999. i 2000. godine i plastično istezanje provodnika smanjilo je sigurnosna rastojanja na mnogim mestima. Izolatori, oprema, provodnici i zaštitno uže su na kraju životnog veka i zahtevaju zamenu. Vod povezuje TE Kostalac sa regionom Beograda. Rehabilitacijom će biti zamenjeni dotrajali provodnici, izolatori, oprema i zaštitno uže a biće izvršeni i neophodni građevinski radovi na betonskim kulama.
9) Rehabilitacija i rekonstrukcija TS 400/220/110 kV Niš 2
Ovaj projekat se odnosi na jedan od najvažnijih čvorova na jugu prenosne mreže EMS-a i uključuje 400 kV interkonekciju sa bugarskim sistemom. Novi dalekovod od postrojenja Niš 2 do Makedonije, a dalje prema Grčkoj, takođe je uzet u razmatranje. A 220 kV naponski nivo predstavlja napojnu tačku cele 110 kV mreže oblasti jugoistočne Srbije. Trenutno, u te svrhe je u funkciji samo jedan transformator, što je nedovoljno. Uz to, regulacioni prekidač 400/110 kV transformatora nema mogućnost regulacije napona na 110 kV nivou.
10) Zamena 400 kV prekidača u različitim podstanicama, 15 komada
U cilju omogućavanja sigurnog i pouzdanog rada 400 kV mreže kao dela UCTE sistema, neophodna je zamena nekih prekidača u 400 kV prenosnoj mreži.
11) Obnova TS Beograd 8, 400/220 kV
Sanacija TS Beograd 8, kao najvažnijeg čvora 400 kV mreže Srbije, od velikog je interesa za napajanje Beograda, kao i integraciju mreže u UCTE sistem. Sabirnice 400 kV povezane su sa TE Nikola Tesla A+B (raspoložive snage 2890 MW) i Kostolac B (697 MW), kao i HE Đerdap 1 (1200 MW). Dva 400 MVA transformatora 400/220 kV napajaju severni i južni deo Beograda preko 220/110 kV postrojenja Beograd 3 i Beograd 17. Sva oprema na oba naponska nivoa je dotrajala i na kraju je radnog veka.
12) Obnova TS Novi Sad 3, 400/220/110 kV
Ovaj projekat odnosi se na glavni prenosni čvor na severu Srbije. Pored 400 kV prenosne veze sa Mađarskom, to je glavni napojni čvor 220 kV mreže i zajedno sa podstanicom Srbobran njene 110 kV mreže. Osnovni cilj projekta je poboljšanje pouzdanosti napajanja uz održavanje povoljnog naponskog profila potrošača. Energetski transformatori u postrojenju Novi Sad 3, koji u zimskom periodu moraju da napajaju približno 700 MW, apsolutno moraju da se obnove, odnosno remontuju.
13) Unapređenje TS Leskovac 2, 400/220/110 kV
Ova rekonstrukcija uzima u obzir ulogu ovog čvora u budućoj 400/220 kV interkonekciji sa Grčkom (preko Makedonije). Mada je ovo razvodno postrojenje mlađe od 20 godina, njegova dva 220 kV dalekovodna polja snabdevena su prekidačima starim 40 godina. Jedini energetski transformator 150 MVA je često preopterećen preko 20% i često podložan curenju ulja. Pre tri godine na transformatoru je došlo do unutrašnjeg proboja.
14) Unapređenje TS Srbobran 220/110 kV
TS 220/110 kV Srbobran je drugi po važnosti čvor za napajanje 110 kV mreže na severu Srbije. Oprema u tom postrojenju datira iz 1962/64. godine i po broju godina u eksploataciji premašila je godine predviđenog radnog veka.
Trenutno, postrojenje se održava u eksploataciji korišćenjem improvizovanih rezervnih delova za zastarele prekidače i rastavljače. Operatori izbegavaju što je više moguće uključivanje i isključivanje ovih uređaja, kako ne bi došlo do ugrožavanja opreme.
15) Povećanje kapaciteta transformatora i rehabilitacija TS Beograd 3, 220/110 kV
Postrojenje Beograd 3 220/110 kV je najstarije 220 kV postrojenje u Republici Srbiji. Kompletna oprema na oba naponska nivoa, uključujući pomoćno napajanje, zaštitu i regulaciju, je na kraju radnog veka i održava se u radu primenom provizornih i privremenih mera.
16) Rehabilitacija TS Beograd 5, 220/110/35 kV
TS Beograd 5 220/110/35 kV je glavna napojna tačka severne zone Beograda. U cilju pokrivanja opterećenja od približno 700 MW, 250 MVA energetski transformator 220/110 kV je premešten iz postrojenja Zrenjanin 2 u postrojenje Beograd 5.
Dodatno, 150 MVA energetski transformator je nepouzdan i već remontovan nekoliko puta. Elektromehanički distantni relej ima veliki procenat pogrešnog dejstva, što je najverovatnije posledica oštećenja usled potresa ili lošeg stanja upravljačkih kablova.
17) Rekonstrukcija TS 220/100 kV Kruševac 1
Oprema, uključujući upravljačka kola i elektromehaničke releje je dobro održavana, ali stara 35–40 godina i nalazi se na kraju svog radnog veka.
18) 400 kV dalekovod Niš 2 – Leskovac 2 (Vranje) – Skoplje
Ozbiljne eksploatacione teškoće se trenutno javljaju na vodu Niš–Leskovac –(Vranje) Skoplje koji je glavna prenosna električna veza koja povezuje sever i jug, kao i važan put za izvoz električne energije u Grčku i Albaniju u letnjim mesecima.
Razmatrani projekat eliminiše ili ublažava mnoge od tih problema i povećava kapacitet prenosa na relaciji sever–jug sa 470 na 720 MW. Izgradnja dalekovoda znatno smanjuje električne gubitke i stvara dobit, uključujući, između ostalog, povećani profit i smanjeno održavanje.
Investicije pod rednim brojevima 19 – 27 u tabeli 9.4. uglavnom se odnose na projekte koje je finansirao EMS-a, paralelne projekte koji podržavaju osnovne projekte rehabilitacije i rekonstrukcije pod rednim brojevima 1–18.
Prioritetne investicije u IT i telekomunikacioni sistem, prikazane u tabeli 9.5, su:
1) Modernizacija i unapređenje sistema za upravljanje u realnom vremenu
Modernizacija sistema za upravljanje energijom (EMS – Energy Management System) Nacionalnog centra upravljanja (NCC – National Control Centre) sastojaće se kako od razvoja hardvera i softvera, tako i od neophodnih inženjerskih realizacija i terenskog rada u sledeće tri oblasti: tele-informacioni sistem za akviziciju podataka (SCADA), sistem za upravljanje energijom (EMS) i dispečerske trening simulatore.
Tabela 9.5. Prioritetne investicije u IT i telekomunikacioni sistem (miliona evra)
Br. Naziv projekta Donator. finansir. Sopstv. učešće Ukupna vrednost 1 SCADA/EMS 4,00 1,50 5,50 2 SRAAMD sistem 1,07 0,00 1,07 3 Sistem upravljanja tržištem 4,75 0,00 4,75 UKUPNE INVESTICIJE U IT I TELEKOMUNIKAC. SISTEM 9,82 1,50 11,32
2) Sistemi za daljinsku akviziciju podataka i obračunska merenja
Razvoj sistema za daljinsku akviziciju podataka i obračunskih merenja (SRAAMD – System for Remote Acquisition and Accounting of Metering Data) može biti podeljen u dva dela. Prvi deo uključuje nabavku merne opreme kojom će se obezbediti povećanje tačnosti, pouzdanosti i raspoloživosti podataka za EMS merni sistem: induktivni naponski transformatori, strujni transformatori, statičke merne uređaje za aktivnu i reaktivnu energiju i prenosne merne ispitne kofere za proveru mernih uređaja na licu mesta. Drugi deo ovog razvoja uključuje nabavku i instalaciju sistema za automatsko očitavanje podataka, obradu podataka, kao i obradu za prikaz na web serverima. Taj sistem se sastoji od narednih modula: hardver za Centar za obračunsko merenje, aplikacije za Centar za obračunsko merenje i interfejs sa EMS/SCADA sistemom, ETSO sistemom za vremensko planiranje (ETSO Scheduling System) i Internetom.
3) Sistem za upravljanje tržištem
Izgradnjom infrastrukture i primenom podataka obezbeđenim posredstvom SCADA i SRAAMD projekata projekat formiranja tržišta obezbeditiće: povezanost kupca i snabdevača, kao i strana odgovornih za kontrolu i obezbeđenje bilansa na tržištu energije, izravnavanje dijagrama, dnevnu kontrolu transakcija i dugoročnu prognozu potrošnje.
Ostale investije prikazane su u tabeli 9.6.
Tabela 9.6. Ostale investicije (miliona evra)
Br. Naziv projekta Donator. finansir. Sopstv. učešće Ukupna vrednost 1 Osnovna imovina 0,00 1,36 1,36 2 Građevine 0,00 3,54 3,54 3 Integrisani obračunski sistem i IT 0,00 0,75 0,75 4 Rezervna oprema 0,00 5,40 5,40 UKUPNE OSTALE INVESTICIJE 0,00 11,05 11,05
1-4) Opis ostalih projekata
Pripremljen je plan kapitalnih investicija za objekte, počev od 2006.godine. Ovaj Plan primarno uključuje obnovu i unapređivanje građevina i opreme, ali i nabavku rezervnih transformatora. Oblast investicija uključuje: rekonstrukciju upravne zgrade i drugih objekata, nabavku osnovne imovine (obrtni kapital, oprema, nameštaj), integrisani obračunski sistem i rezervnu opremu.
Većina projekata kapitalnih investicija prezentovanih u planu kapitalnih investicija ima jaka tehnička obrazloženja, ali ne ukazuju uvek jasno i na ekonomsku opravdanost. Delom je to zbog činjenice da većina prioritetnih investicija predstavlja neophodne investicije u mreži (gde ekonomska optimizacija ima sporednu ulogu). Takođe, procena ekonomskih dobiti od poboljšanja/proširenja prenosne mreže predstavlja znatno komplikovaniji problem u odnosu na, na primer, procene dobiti od promene tipa primarnih goriva za proizvodnju električne energije. Konačno, uobičajena valorizacija tehničke celishodnosti i inženjerske neophodnosti je često bila preovlađujuća u odnosu na striktna ekonomska razmatranja u javnim preduzećima u mnogim centralizovano planiranim ekonomijama, uključujući EPS. Ovde je dato razmatranje investicionih troškova i prikaz procenjenih ekonomskih dobiti od svih projekata u Planu.
Planirani troškovi investicija po kategorijama prikazani su na slici 9.3.
Slika 9.3. Planirani troškovi investicija po kategorijama
[pic]
Kompletan plan investicionih troškova i implementacije projekata definisan je i prezentovan u prethodnom poglavlju. Potencijalne ekonomske koristi uključuju sledeće:
Smanjenje gubitaka električne energije. Redukovanje gubitaka u mreži smanjuje količinu električne energije koju EMS mora da kupi da bi pokrio gubitke koji se javljaju u prenosnoj mreži. Rezultati prognoze potreba pokazuju da će se gubici u sistemu smanjiti do 2012. godine sa početnih 3,35% na 3,2% prenete energije.
Sigurnost napajanja. Investicije koje povećavaju sigurnost napajanja električnom energijom su merene u odnosu na troškove prekida napajanja i uzimaju u obzir šire efekte poremećaja prouzrokovanih u industrijskoj proizvodnji, trgovini itd.
Povećanje kapaciteta. Povećanje kapaciteta mreže dozvoljava veće opterećenje, kao i veći izvoz. Investicije koje doprinose povećanju kapaciteta mogu se meriti u odnosu na koristi od takvih tokova.
Smanjeno održavanje. Investicije kojima se smanjuju potrebe održavanja mogu rezultovati smanjenjem neophodnog osoblja i troškova materijala i mogu predstavljati najviše 10% troškova projekta.
Poboljšanje kvaliteta isporučene energije. Investicije kojima se popravlja kvalitet isporučene električne energije posredstvom prenosne mreže mogu se proceniti proračunom izbegnute penalizacije za nekvalitetnu isporučenu energiju koja ne zadovoljava zahtevane standarde.
Razvoj prenosne mreže se danas obavezno sagledava i u kontekstu zaštite životne sredine. Ekološki značaj ovog problema je od podjednake važnosti kao i njegova ekonomska strana.
Uticaj dalekovoda ispoljava se delom preko zauzeća površina, odnosno preko sniženja vrednosti zemljišta i drugih nepokretnosti u oblasti koridora dalekovoda. Sa aspekta ratarskih kultura dalekovodi utiču i na delimično umanjenje prinosa i ograničenje sadnje, kao i na uništavanje useva pri održavanju. Uticaj na šumske ekološke sisteme se grubo može podeliti na uticaje pri izgradnji dalekovoda i na uticaje pri eksploataciji dalekovoda.
Provodnici dalekovoda predstavljaju opasnost za ptice na pojedinim lokalitetima, gde se koridori ukrštaju sa pravcima letenja ptica ili gde postoje značajna staništa krupnijih ptica, ali su istraživanja pokazala da su ovi uticaji veoma mali. Izvor buke u okolini dalekovoda je poznati fenomen „korone” (lokalni električni proboj vazduha). Jačina nastale buke zavisna je od naponskog nivoa i vremenskix uslova, a najjača buka se javlja kada pada kiša. Dalekovodi su inače uglavnom tihi tokom suvih perioda.
Za dalekovode, kao i za transformatorske stanice značajna su elektromagnetna polja industrijskih frekvencija. Pored toga, po pravilu, povećava se ugroženost električnih i elektronskih uređaja u okolini. U pogledu mogućih uticaja elektromagnetnog polja na čoveka mogu se klasifikovati dve kategorije uticaja: kratkoročni i dugoročni. U prvoj kategoriji uticaja efekti su dobro poznati i generalno se opisuju gustinom struje unutar čovečjeg tela, koja se može izračunavati primenom odgovarajućih metoda. Ovi efekti su značajni za radnike, čije je radno mesto vezano za povremenu izloženost jakim elektromagnetnim poljima, a nisu značajni za ostalo stanovništvo. Pored navedenih polja za TS značajna su i impulsna elektromagnetska polja, koja nastaju u razvodnim postrojenjima, posebno tamo gde se upotrebljava SF6, pošto njihov frekvencijski sadržaj doseže do gigahercnog područja i da im je domet veliki.
Statički elektricitet indukovan u okolini visokonaponskih objekata može da bude izvor neprijatnosti za čoveka, ali i život čoveka može da bude ugrožen dodirom ili nedozvoljenim približavanjem visokonaponskim objektima. Dugoročni efekti izlaganja elektromagnetnom polju niskog intoeziteta nisu dovoljno proučeni. Pri izgradnji, održavanju i demontaži dalekovoda nastaju izvesne količine otpada, među kojima su značajniji: iskorišćeni provodnici, oštećeni izolatori, metalni delovi stubova, otpadno drvo i manje količine otpada od korišćenih materijala.
Prilikom izgradnje transformatorskih stanica, fizički se zaposeda određena površina zemljišta i pošto tehnički i ekonomski zahtevi diktiraju lociranje TS u blizini velikih potrošača, to sve, po pravilu, umanjuje komercijalne vrednosti zemljišta. Klasični transformatori koriste transformatorsko ulje kao izolacioni i rashladni fluid. Energetski transformatori mogu da sadrže velike količine ulja. Iako se, pri izgradnji TS, uobičajeno predviđaju i sprovode mere prevencije, kao što su izgradnja zaštitnih kada, uljne kanalizacije i uljnih separatora, nije uvek moguće sprečiti kvarove i udese, pri kojima postoji mogućnost isticanja (curenja) velikih količina ulja iz transformatora u tlo i/ili vodu. Ulje ima veliki potencijal za zagađenje, jer samo jedan litar ulja može da kontaminira oko milion litara vode. Isteklo ulje se širi po površini tla i prodire u dubinu, pa može zagaditi dublje slojeve zemlje i podzemne vode.
Pojedini delovi opreme pri radu TS, predstavljaju kontinuirane ili diskontinuirane izvore buke. Glavni izvor buke u TS predstavljaju transformatori, odnosno njihov sistem za hlađenje, koji u kontinuitetu proizvodi niskofrekventnu buku. Vazdušni prekidači, predstavljaju diskontinualni izvor buke, jer u trenutku aktiviranja emituju kratkotrajan intoezivan zvuk. Nivo buke koju TS emituje u okolinu zavisi od intoeziteta buke na izvoru, rasporeda objekata, blizine ograde, reljefa i flore i može u pojedinim slučajevima, da bude veći od zakonom dozvoljenih vrednosti.
Izgradnjom TS menja se izgled neposrednog okruženja postrojenja. Posebno su na promenu izgleda osetljive gradske stambene sredine, zone prirodnih ili kulturnih dobara, kao što su parkovi, turistički i rekreativni centri, spomenici kulture, arheološki ostaci i sl.
Postrojenja za prenos su beznačajni direktni zagađivači vazduha. Glavni uticaj predstavlja emisija sumporheksafluorida (SF6) iz opreme punjene ovim gasom. To je sintetički bezbojan, netoksičan gas sa odličnim izolacionim svojstvima, koji se koristi kao zamena za ulje ili vazduh u pojedinim tipovima visokonaponske opreme i za detekciju curenja vode u sistemima za hlađenje kablova. Ovaj gas spada u grupu gasova sa efektom staklene bašte i doprinosi globalnom zagrevanju i ima mnogostruko viši potencijal od ugljen-dioksida. Takođe, na TS nastaju razne vrste otpada od kojih su najznačajniji: istrošeno ulje, provodnici, izolatori, rashodovana oprema i njeni delovi baterije, plastični otpad, papir, drvo i dr. Značajne količine nastalog otpada imaju materijalnu vrednost.
Radi sprovođenja efikasne zaštite životne sredine u različitim fazama razvoja prenosne mreže neophodno je utvrditi dokumente koji regulišu ovu problematiku i mere preventivnog i korektivnog karakera, kao i mehanizme kontrole.
Mora se obezbediti da se pri izboru tehnologije i opreme ocenjuje i uticaj na životnu sredinu, i to i u fazi projektovanja i u fazama izvođenja i održavanja opreme i objekata. Potrebno je definisati prioritetnu listu aspekata životne sredine, kriterijuma i smernica za izbor lokacije za nove objekte, standardizaciju tehničkih rešenja (tipska tehnička rešenja zaštite za referentne objekte, kao što su: uljna kanalizacija za energetske transformatore određenih naponskih nivoa, zaštitna kada za stubne transformatore, zaštita ptica od žica dalekovoda i kriterijume za njihovu primenu), modernizaciju prezentacije projekata. U neposrednoj budućnosti efektne prezentacije će biti jedan od preduslova za brzo dobijanje potrebnih dozvola, jer će biti neophodno ubediti veliki broj zainteresovanih stranaka u pogodnost odabranog rešenja. Ova mera je usko povezana i uslovljena modernizacijom projektnih alata i procesa projektovanja.
Za unapređenje postojeće prakse održavanja objekata preporučuju se sledeće mere: izbegavati planiranje realizacije radova tokom sezone parenja ugroženih životinjskih vrsta, propisati obavezne mere zaštite pri održavanju opreme sa SF6. Unapređenje energetske efikasnosti je jedan od osnovnih prioriteta za značajno smanjenje uticaja preduzeća za prenos električne energije. Takođe, upravljanje opasnim materijama mora biti unapređeno. U cilju unapređenja zaštite životne sredine i javne slike o preduzeću za prenos električne energije poželjno bi bilo inicirati sopstveni program zaštite prirode. Pri koncipiranju programa treba se konsultovati sa institucijama za zaštitu prirode. Među prihvatljivim merama, koje imaju veliki značaj za zaštitu životne sredine i veliki medijski kapacitet su: program sadnje drveća (posebno u ugroženim zonama) i finansijska podrška programima zaštite ugroženih ptičijih i životinjskih vrsta.
Ove mere vršiti sistematski i u saglasnosti sa merama zaštite životnog sveta pri projektovanju i izgradnji objekata. U cilju praćenja uticaja objekata i aktivnosti elektroprenosnog sistema preporučuje se definisanje jedinstvenog programa merenja.
Program ostvarivanja strategije, modul elektroprenosni sistemi, prezentiran u ovom izveštaju, predstavlja sintezu skoro svih relevantnih podloga koje su poslednjih godina urađene na našim prostorima, a odnose se na problematiku prenosnog sistema. Izveštaj je istovremeno omogućio da se preko kritičkog sagledavanja raznih varijanti izdvoje one, prezentovane u ovom materijalu, koje su tehničko-ekonomski najprihvatljivije. Izveštaj je na taj način postavio praktično sve prioritete razvoja elektroprenosnog sistema, ali uz dodatnu osobinu koja podrazumeva otvorenost za naknadna preispitivanja. Naime, velike promene u potrošnji, generisanjima, tranzitima ili razmenama diktiranim regionalnim tržištem zahtevale bi naknadna analitička sagledavanja. Kvantitativna istraživanja sprovedena tokom izrade ovog izveštaja sa ciljem pronalaženja novih strateških prenosnih koridora, ili pojačanja postojećih, ukazala su da ne treba očekivati neka radikalno nova rešenja u odnosu na predloženi razvojni plan. Izveštaj je, takođe, ukazao na važnost problematike zaštite životne sredine u razvoju elektroprenosnog sistema.
Pouzdan i siguran rad sistema daljinskog grejanja od izuzetne je važnosti za stabilnost funkcionisanje elektroenergetskog sistema države tokom zime, kada usled neusklađenosti proizvodnje i potrošnje energije svaka neregularnost u isporuci toplotne energije upućuje građane na upotrebu električne energije za dogrevanje stambenog prostora. U cilju unapređenja rada sistema komunalnog grejanja u narednom periodu neophodno je sprovođenje brojnih tehničkih, regulatornih i organizacionih mera koji su opisani u ovom teksu.
Proizvodnja i distribucija toplotne energije, upravljanje distributivnim sistemom za toplotnu energiju i snabdevanje energijom tarifnih kupaca kao energetska delatnost regulisana je Zakonom o energetici („Službeni glasnik RS”, br. 84/04). Prema Zakonu o energetici, nadležni organi jedinica lokalne samouprave propisuju uslove snabdevanja energijom, prava i obaveze proizvođača i kupaca toplotne energije, određuju organe koji donose tarifne sisteme, izdaju licence i daju saglasnost na cene toplotne enrgije. Nadležni organi jedinica lokalne samouprave propisuju i druge uslove kojima se obezbeđuje redovno i sigurno snabdevanje kupaca toplotnom energijom, kao i uslove i kriterijume za sticanje statusa povlašćenog proizvođača toplotne energije (koji u procesu proizvodnje energije koriste obnovljive izvore ili otpad uz ispunjenje kriterijuma u pogledu energetske efikasnosti). Zakon uvodi i obavezu za distributere toplotne energije da uvedu merne uređaje, odnosno merno-regulacione stanice na mestima predaje energije u kojima će se meriti isporučena energija.
U cilju realizacije energetske politike definisane Zakonom, Strategija definiše pet osnovnih prioriteta čija se realizacija odnosi i na sektor proizvodnje toplotne enrgije. Tako je, na primer, u okviru prvog prioriteta predviđena i tehnološka modernizacija i revitalizacija komunalnih sistema grejanja uz uvođenje mera zaštite životne sredine, a u okviru drugog prioriteta racionalne upotrebe enegije posebno je naglašen značaj programa supstitucije električne energije za toplotne energetske usluge povećanjem broja korisnika gasa (400 000 novih korisnika), odnosno korisnika snabdevanja centralizovanog snabdevanja toplotnom energijom (180 000 novih korisnika). Pored toga značajan je i prioritet većeg korišćenja obnovljivih izvora energije koji u cilju smanjenja uvozne zavisnosti predviđa i korišćenje biomase za grejanje (4 000 kotlovskih jedinica).
Osnovni podaci o sistemima snabdevanja toplotnom energijom, kao i struktura i potrošnja energenata dati su na osnovu ankete koja je sprovedena u javno-komunalnim preduzećima za proizvodnju i distribuciju toplotne energije i procenjenih podataka za individualne kotlarnice.
Centralizovano snabdevanje toplotnom energijom postoji u 50 gradova Srbije, pri čemu je ukupni instalisani toplotni kapacitet kotlova 6597 MWt. Priključena snaga potrošača je 6 000 MWt, od čega je 82 % u okviru stambenih i 18% u okviru poslovnih objekata. U tabeli 10.1 dati su osnovni podaci o centralizovanim sistemima snabdevanja toplotnom energijom u Republici Srbiji.
Tabela 10.1. Osnovni podaci o centralizovanim sistemima snabdevanja toplotnom energijom
Podatak Jedin. mere Količina Ukupan broj stanova u Republici Srbiji – 2.943.401 Površina stanova u Republici Srbiji m2 199.204.252 Broj stanova sa instalacijama CG – 720.495 Broj stanova priključenih na toplane – 481.660 Ukupna površina stanova priključenih na toplane m2 28.143.552 Ukupna površina ostalih ustanova i poslovnih jedinica priključenih na toplane m2 8.852.993 Ukupna površina stanova i poslovnih objekata priključenih na toplane m2 36.996.485 Udeo stanova sa instalacijama CG u odnosu na ukupan broj stanova % 24.5 Udeo stanova priključenih na toplane u odnosu na ukupan broj stanova % 16 Broj toplana – 292 Broj kotlova – 660 Kapacitet kotlova MWt 5506 Priključena snaga potrošača MWt 5486 Godišnja potrošnja goriva toe* 615.284 Dužina toplovodne mreže km 1.250 Ukupan broj podstanica – 15.025 Broj podstanica u stambenim zgradama – 9.484
*toe – t ekvivalentne nafte (1 TOE = 41,868 GJ = 41.868 MJ)
Bez instalacija centralnog grejanja u Republici Srbiji je oko 78% stanova, koji se greju individualnim uređajima na ugalj, drvo i električnu energiju.
U strukturi potrošnje energenata za proizvodnju toplotne energije u sistemu daljinskog grejanja najzastupljeniji je prirodni gas sa učešćem od 67%, mazut sa 19% i ugalj sa 14%. U tabeli 10.2. prikazana je potrošnja energenata u sistemu daljinskog grejanja u 2004. godini. Potrošnja energenata u individualnim kotlarnicama je predstavljena u tabeli 10.3, a ukupna potrošnja energenata za proizvodnju toplotne energije u tabeli 10.4.
Tabela 10.2. Potrošnja energenata u sistemima daljinskog grejanja u 2004. godini
Energent Jed. Potrošnja Ekvivalent GWh toe % Prirodni gas m3 4.95E+08 4767.18 411693.53 67 Mazut t 1.21E+05 1346.11 116250.06 19 Lož-ulje t 7.50E+02 8.68 750.00 0 Ugalj t 2.26E+05 1002.67 86590.22 14 Ukupno – – 7124.64 615283.81 –
Tabela 10.3. Potrošnja energenata u individualnim kotlarnicama u 2004. godini
Energent Jed. Potrošnja Ekvivalent GWh toe % Prirodni gas m3 4.90E+07 472.06 40767.23 16 Mazut, lož-ulje t 127456.697 1416.19 122301.68 48 Ugalj t 238981.307 1062.14 91726.26 36 Ukupno – – 2950.39 254795.17 –
Tabela 10.4. Ukupna potrošnja energenata za za proizvodnju toplotne energije u 2004. god.
Energent Jed. Potrošnja Ekvivalent GWh toe % Prirodni gas m3 5.44E+08 5239.24 452460.75 52 Mazut, Lož ulje t 249356.70 2770.63 239271.41 28 Ugalj t 464581.31 2064.81 178316.48 20 Ukupno – – 10074.68 870048.64 –
Na osnovu utvrđenih projekcija razvoja sistema daljinskog grejanja i individualnih kotlarnica u periodu do 2012. godine, očekuje se povećanje potrošnje gasovitih goriva za 4%, zadržavanje potrošnje mazuta na sadašnjem nivou i smanjenje potrošnje uglja. Ukupna potrošnja energenata za proizvodu toplotne energije u 2012. godini prikazana je u tabeli 10.5.
Tabela 10.5. Ukupna potrošnja energenata za proizvodnju toplotne energije u 2012. godini
Energent Jed. Potrošnja Ekvivalent GWh toe % Prirodni gas m3 6.10E+08 5875.41 507400.06 56 Mazut t 2.49E+05 2770.63 239271.41 26 Ugalj t 4.35E+05 1931.47 166801.83 18 Ukupno – – 10577.51 913473.29 –
Tabela10.6. Starosna struktura distributivne mreže u gradovima Srbije
Starost mreže Prosečna starost udeo godine godine % Više od 30 godina 30 20 20–30 25 40 10–20 15 30 Manje od 10 10 10
Više od 60% distributivne toplovodne mreže u Republici Srbiji je starije od 20 godina, a 20% starije od 30 godina. Značajnije aktivnosti na revitalizaciji i zameni toplovodnih sistema su počele posle 2000. godine zahvaljujućim donacijama i povoljnim kreditima međunarodne zajednice. Starosna struktura distributivne mreže u gradovima Srbije data je u tabeli 10.6. a starosna struktura toplotnih podstanica u tabeli 10.7.
Tabela 10.7. Starostna struktura toplotnih podstanica u gradovima Srbije
Starost mreže Prosečna starost udeo godine godine % Više od 30 godina 30 10 20–30 25 50 10–20 15 30 Manje od 10 10 10
U cilju poboljšanja rada sistema daljinskog grejanja, neophodno je definisati i realizovati mere koje će omogućiti uspostavljanje savremene tehničke regulative, propisa i standarda. Da bi se ove mere realizovale, neophodni su zakonodavni i institucionalni okviri. Pregled neophodnih mera dat je u tabeli 10.8.
Tabela 10.8. Pregled mera neophodnih za uspostavljanje tehničke regulative, propisa i standarda.
Mera Cilj Pravni okvir i nadležna institucija Rok Uspostaviti funkciju energetskog menadžera u toplanama. Koordinacija sa energetskim menadžerom u opštinama vezano za proračun tarifia, izradu energetskih bilansa i energetskih planova razvoja u opštinama. Izmene i dopune Zakona o energetici, MRE, Toplane. 2007–2008. Uspostaviti funkciju energetskog menadžera u opštinama (ova mera je definisana u okviru Modula energetska efikasnost). Izrada energetskih planova razvoja u opštinama. Izmene i dopune Zakona o energetici, MRE, Opštine. 2007–2008. Uspostaviti jedinstvenu metodologiju za prikupljanje podataka o proizvodnji i potrošnji toplotne energije. Povećati kvalitet i broj podataka o toplotnoj energiji a saglsano metodologiji EUROSTATA, što je jedno od podloga za sprovođenje mera energetske efikasnosti i izradu energetskih planova razvoja. Izmene i dopune Zakona o energetici, MRE, SEEA, Republički zavod za statistiku, Opštine. 2007. Uspostaviti jedinstvene tehničke uslove za priključenje objekata na sistem daljinskog grejanja za sve toplane u Republici Srbiji. Povećanje kvaliteta toplotnih usluga, povećanje energetske efikasnosti sistema, povećanje broja korisnika. Izmene Zakona o energetici, MRE. 2007. Obavezati preduzeća za daljinsko grejanje na ugradnju kalorimetara kod svih potrošača. Uspostavljanje naplate po isporučenom kWh toplotne energije. Izmene i dopune Zakona o energetici, MRE, Toplane. 2007. Uvesti obaveznu kontrolu ložnih uređaja. Povećanje stepena korisnosti, smanjenje potrošnje goriva. Odgovarajući pravni akt. 2007-2008.
Problemi koji se javljaju u radu kotlovskih postrojenja:
nedostatak kotlovskih kapaciteta;
dotrajalost kotlova, opreme i uređaja;
nizak stepen automatizacije;
nizak stepen korisnosti kotlova i kotlovskih postrojenje;
česti kvarovi i otkazi tokom grejne sezone.
Na osnovu dobijenih podataka o kotlovskim jedinicama, definisani su projekti rekonstrukcije, revitalizacije i modenizacije toplotnih izvora prikazani u tabeli 10.9.
Tabela 10.9. Pregled projekata rekonstrukcije, revitalizacije i modernizacije toplotnih izvora
Projekat Objekat / Sistem Broj Snaga Pros. starost Dinamika ulaganja Planirana sredstva (kom) (MW) (god) (M. EURO) Remont i zamena vitalnih delova kotlovskih jedinica Kotlovske jedinice 6 Do 2 22 2007 – 30%2008 – 20%2009 – 15%2010 – 15%2011 – 10%2012 – 10% 0.29 11 2 – 5 19 0.73 10 5 –10 27 0.76 4 10–15 28 0.68 5 20–30 24 0.63 3 30–50 26 0.63 2 50–100 29 1.50 Ukupno 41 377.4 5.20 Konverzija kotlova sa čvrstog i tečnog goriva na gasovito Kotlovske jedinice 2 2 22 2007 – 40%2008 – 15%2009 – 15%2010 – 10%2011 – 10%2012 – 10% 0.13 10 5 20 10.00 1 15 21 0.25 4 25 22 0.81 Ukupno 17 68.8 11.19 Modernizacija i automatizacija kotlovskih postrojenja Kotlovske jedinice 4 25 21 2007 – 20%2008 – 20%2009 – 20%2010 – 20%2011 – 10%2012 – 10% 0.81 7 50 22 0.63 Ukupno 11 93 1.44 Korišćenje fizičke toplote produkata sagorevanja gasovitih goriva Kotlovske jedinice 2 2 22 2007 – 40%2008 – 20%2009 – 10%2010 – 10%2011 – 10%2012 – 10% 1,12 10 5 20 1 15 21 4 25 22 Ukupno 17 68.8 1,12
Ovi Projekti imaju za cilj povećanje sigurnosti rada postrojenja, povećanje sigurnosti snabdevanja potrošača toplotnom energijom, smanjenje potrošnje goriva po jedinici proizvedene količine toplote i smanjenje emisije štetnih materija.
Mogući izvori finansiranja su sopstvena sredstva toplana, krediti, donacije i sredstva Republike Srbije, sa dinamikom ulaganja prema tabeli 10.10.
Tabela 10.10. Dinamika ulaganja u projekte rekonstrukcije, revitalizacije i modernizacije toplotnih izvora
Projekat Period realizacije Efekti na nivo proizvodnje Efekti na pouzdanost rada Stopa rasta god % % % Remont i zamena vitalnih delova kotlovskih jedinica 6 10 8 4.5 Konverzija kotlova sa čvrstog i tečnog na gasovito gorivo 6 5 8 4.5 Modernizacija i automatizacija kotlovskih postrojenja 6 10 10 4.5 Korišćenje fizičke toplote produkata sagorevanja gasovitih goriva 6 8 7 4.5
Budući da je prosečna starost toplovodne mreže u Republici Srbiji (prema podacima dobijenim iz ankete) preko 20 godina, jedan od osnovnih prioriteta je popravka i zamena dotrajale mreže. Od perioda izgradnje distributivne mreže do danas izvršen je mali broj remonta i zamena cevi i izolacije.
Cevi su uglavnom polagane u betonske kanale koji su se nalazili duž glavnih saobraćajnica u gradovima. Cevi su izolovane mineralnom vunom sa aluminijumskom ili oblogom od ter-papira. Usled dugogodišnje upotrebe, koju su pratila česta curenja, pojava podzemnih voda, kiša i slično, izolacija je u jako lošem stanju, te ju je neophodno zameniti.
U cilju efikasnijeg korišćenja distributivne mreže toplotne energije neophodno je realizovati projekte prikazane u tabeli 10.11.
Tabela 10.11. Pregled projekata rehabiltacije distributivne mreže
Projekti Objekat/sistem Nazivni prečnikDN [mm] Dužina deoniceL [m] Dinamika ulaganja Planirana sredstva[M EUR] Popravka i zamena toplotne izolacije Gradske toplane i individualne kotlarnice 500 0 2007 – 55%2008 – 25%2009 – 20% 0,66 400 250 350 571 300 4220 250 2451 200 940 150 430 125 350 100 315 80 486 50 0 10.013 Popravka i zamena dotrajalih i oštećenih delova distributivne mreže Gradske toplane i individualne kotlarnice 500 0 2007 – 40%2008 – 30%2009 – 20%2010 – 10% 9,11 400 0 350 3016 300 325 250 21161 200 20400 150 12821 125 18135 100 4820 80 14183 50 10920 105.781 Ugradnja novih predizolovanih cevi, povećanja prečnika cevi i proširenja mreže Gradske toplane i individualne kotlarnice 500 12468 2007 – 25%2008 – 20%2009 – 20%2010 – 15%2011 – 10%2012 – 10% 53,60 400 11126 350 19006 300 26873 250 23477 200 32654 150 24258 125 26337 100 30710 80 20064 50 24020 250.994
Problemi koji se javljaju u vezi sa distributivnom mrežom
zastarela i dotrajala distributivna mreža;
veliki gubici vode i toplote;
loša i oštećena termoizolacija;
hidraulički neuravnotežena mreža;
česti kvarovi i otkazi tokom grejne sezone;
nedostatak kapaciteta.
Cilj ovih projekata je smanjenje potrošnje goriva po jedinici proizvedene količine toplote, povećanje kvaliteta toplotnih usluga, otvaranje novih aktivnosti za domaću industriju. Izvori finansiranja su sopstevena sredstva toplana, krediti, donacije i sredstva Republike Srbije sa dinamikom ulaganja prema tabeli 10.12.
Tabela 10.12. Dinamika ulaganja u projekte rehabiltacije distributivne mreže
Projekat Period realizacije Efekti na nivo proizvodnje Efekti na pouzdanost rada Stopa rasta god % % % Popravka i zamena toplotne izolacije 3 5 10 4.5 Popravka i zamena dotrajalih i oštećenih delova distributivne mreže toplotne energije 4 5 10 4.5 Ugradnja novih predizolovanih cevi radi zamene dotrajalih cevi 6 8 10 4.5
Jedan od osnovnih preduslova za bezbedan i efikasan rad sistema daljinskog grejanja, sigurno i pouzdano snabdevanje potrošača toplotnom energijom je da svi elementi sistema funkcionišu besprekorno.
Da bi se to ostvarilo, neophodno je u podstanicama obaviti potrebne remonte, koji bi se uglavnom odnosili na čišćenje i zamenu zaprljanih i niskoefikasnih razmenjivača toplote. Istovremeno, obavili bi se i remonti ostalih vitalnih elemenata u podstanici (pumpe, ventili, armatura, ekspanzioni sudovi i drugo).
U mnogim gradovima još uvek pored indirektnih egzisitira i direktni sistem za razmenu toplote u podstanicama. Zbog evidentnih prednosti, neophodno je u što kraćem roku direktne sisteme zameniti indirektnim. Značajno mesto u programu modernizacije toplotnih podstanica je i ugradnja/kompletiranje merno-regulacione opreme.
Problemi koji se javljaju u radu podstanica:
zastarela i dotrajala postojeća oprema;
nepostojanje merača utroška toplotne energije i regulatora protoka;
nizak stepen automatizacije;
nizak stepen korisnosti i izraženi toplotni gubici.
Mere koje se preduzimaju u vezi sa radom podstanica:
zamena zastarele i dotrajale opreme;
ugradnja merača potrošnje toplote;
prelaz sa direktnog na indirektni sistem napajanja;
modernizacija podstanica – ugradnja/ kompletiranje merno-regulacione opreme;
centralni sistem upravljanja radom podstanica;
daljinski nadzor nad radom podstanica.
Projekti koje treba realizovati u cilju efikasnijeg korišćenja distributivne mreže toplotne energije dati su u tabeli 10.13.
Tabela 10.13: Pregled projekata koji se odnose na rehabilitaciju toplotnih podstanica
Projekti Objekat/sistem Toplotna snaga[kW] Broj podstanica[kom.] Dinamika ulaganja Planirana sredstva[M EUR] Zamena razmenjivača toplote Gradske toplane i individualne kotlarnice < 30 103 2007 – 20%2008 – 20%2009 – 20%2010 – 20%2011 – 10%2012 – 10% 0,59 30–100 228 100–500 176 > 500 117 624 Zamena pumpi, armature, ekspanzionih sudova i sl. Gradske toplane i individualne kotlarnice < 30 88 2007 – 20%2008 – 20%2009 – 20%2010 – 20%2011 – 10%2012 – 10% 0,66 30–100 102 100–500 132 > 500 283 605 Ugradnja merača potrošnje toplote Gradske toplane i individualne kotlarnice < 30 398 2007 – 50%2008 – 35%2009 – 15% 2,61 30–100 769 100–500 855 > 500 590 2612 Prelaz sa direktnog na indirektni sistem napajanja Gradske toplane i individualne kotlarnice < 30 271 2007 – 20%2008 – 20%2009 – 20%2010 – 20%2011 – 10%2012 – 10% 10,17 30–100 506 100–500 865 > 500 755 2397 Modernizacija podstanica – ugradnja/kompletiranje merno-regulacione opreme Gradske toplane i individualne kotlarnice < 30 48 2007 – 20%2008 – 20%2009 – 20%2010 – 20%2011 – 10%2012 – 10% 1,63 30–100 117 100–500 128 > 500 241 534 Zamena postojećih toplotnih podstanica novim Gradske toplane i individualne kotlarnice < 30 122 2007 – 20%2008 – 20%2009 – 20%2010 – 20%2011 – 10%2012 – 10% 7,45 30–100 225 100–500 380 > 500 330 1057
Kao prioritetan zadatak nameće se zamena podstanica starijih od 30 godina. Kako je ukupan broj podsatnica u gradovima Srbije oko 11 000, to bi značilo da je urgentno zameniti oko 1 100 podstanica. Zastupljenost merenja u podstanicama u gradovima Srbije je vrlo niska i u većini gradova srbije (oko 80%) ona ne prelazi 10%.
Izvori finansiranja su sopstvena sredstva toplana, krediti, donacije i sredstva Republike Srbije, sa dinamikom ulaganja prema tabeli 10.14.
Tabela 10.14. Dinamika ulaganja u projekte koji se odnose na rehabilitaciju toplotnih podstanica
Projekat Period realizacije Efekti na nivo proizvodnje Efekti na pouzdanost rada Stopa rasta god % % % Zamena razmenjivača toplote 6 15 15 4.5 Zamena pumpi, armature, ekspanzionih sudova i sl. 6 5 10 4.5 Ugradnja merača potrošnje toplote 3 5 – 4.5 Prelaz sa direktnog na indirektni sistem napajanja 6 15 15 4.5 Modernizacija podstanica – ugradnja/kompletiranje merno-regulacione opreme 6 10 8 4.5 Zamena postojećih toplotnih podstanica novim 6 15 15 4.5
U narednom periodu je predviđeno proširenje postojećih toplovodnih magistrala za priključenje novih 100 000 potrošača toplotne energije iz postojećih i novih toplotnih izvora. Na osnovu dosadašnjeg odnosa broja korisnika centralnog grejanja u domaćinstvima, biće priključeno novih 70 000 potrošača, dok će u javnoj i komunalnoj delatnosti biti priključeno oko 30000 potrošača. Projekcija povećanja broja korisnika do 2012. godine prikazana je na slici 10.1.
Slika 10.1. Projekcija povećanja broja korisnika do 2012. godine
[pic]
Da bi se ostvario trend razvoja centralizovanog snabdevanja toplotnom energijom, mora se predvbideti i ulaganje u nove proizvodne kapacitete. Povećanje broja potrošača priključenih na centralizovani sistem delom se može postići revitalizacijom i modernizacijom postojećih toplotnih izvora i investicijama u nova postrojenja, a prikazano je u tabeli 10.15.
Tabela 10.15. Plan realizacije projekata povećanja toplotnog konzuma i projekti izgradnje novih ili zamene postojećih toplotnih izvora
Projekat:Izgradnja novih toplotnih izvora Objekat/Sistem Broj Snaga Mere/aktivnosti Planirana sredstva (kom) (MW) (Mevra) Kotlovske jedinice 11 Do 2 Nabavka kotlova,Ugradnja kotlova,Izrada instalacija 0.79 15 2–5 2.94 9 5–10 3.31 8 10–15 6.50 2 15–20 2.50 4 20–50 19.38 2 50–60 3.75 2 –150 6.63 Ukupno 53 819 45.79
Projekat:Izgradnja novih toplana Objekat/Sistem Broj Snaga Mere/aktivnosti Planirana sredstva (kom.) (MW) (Mevra) Kotlovske jedinice 6 5 Nabavka kotlova,Izrada kotlarnica,Izrada instalacija 1.50 6 10 2.50 2 15 2.50 Ukupno 14 85 6.50
Izvori finansiranja su sopstvena sredstva toplana, krediti, donacije i sredstva Republike Srbije, sa dinamikom ulaganja prikazanom u tabeli 10.16.
Tabela 10.16. Dinamika ulaganja u projekte povećanja toplotnog konzuma i projekti izgradnje novih ili zamene postojećih toplotnih izvora
Projekat Period realizacije Efekti na nivo proizvodnje Efekti na pouzdanost rada god % % Izgradnja novih toplotnih izvora 10 15 15 Izgradnja novih toplana 10 15 15
Procenjene vrednosti emisije materija iz gradskih toplana i individualnih kotlarnica u 2004. godini date su u tabeli 10.17.
Tabela 10.17. Emisija materija iz gradskih toplana i individualnih kotlarnica u 2004. godini
Energent Jed. Potrošnja Industrijska grana Fosilna goriva, PJ Električna energija Ukupno Toplotna energijaiz fosilnih goriva Snage. MW Godina starosti Snage. MW Godina starosti
U tabeli 11.4. dat je prikaz mera i investicija prema starosti kotlova i ukupno, za sprovođenje programa i projekata za izgradnju novih ili zamenu postojećih objekata i postrojenja. Iz tabele se vidi da je ukupni iznos investicija za ovu vrstu mera 405.636.000,00 evra. Od čega je 288.000.000,00 evra za kombinovana postrojenja.
Tabela 11.4. Pregled mera i procenjenih investicija prema starosti kotlova i ukupno, za sve vreme sprovođenja programa i projekata koji se odnose na izgradnju novih ili zamenu postojećih objekata i postrojenja
Naziv mere Starost opreme ( godina) 7.Kombinovana postrojenja
Tabela 11.5. Pregled broja intervencija na energetskim izvorima u industriji po vrstama mera
MERE ENERGETSKE EFIKASNOSTI – Broj mera po vrstama mera Godina 1 Godina 1 2 3 1. Propisi i standardi 1.1. Propis o kontroli sagorevanja. Obavezna kontrola kvaliteta sagorevanja kod industrijskih kotlova; neposredni efekti sa mogućnošću smanjenja potrošnje energije kod kotlova do 5%. Uredba VladeMRE, AEE. 2007. 1.2. Usaglašavanje sa najboljim raspoloživim tehnolpgijama (BAT Evropske Zajednice) u pogledu energetske efikasnosti za nova postrojenja, obaveza izrade energetskih revizija u smislu energetske efikasnosti za sve projekte energetskih izvora ili potrošača energije u industriji. Obavezna redovna izrada energetskih audit-a, odnosno revizija projekata vezanih za potrošače energije u industriji . Obaveza usaglašavanja sa BAT u pogledu energetske efikasnosti sa definisanim dozvoljenim odstupanjem s obzirom na naše uslove. Zakon o racionalnoj upotrebi energije, Zakon o planiranju i izgradnji.MRE, Agencija za energetsku efikasnost (SEEA), druge nadležne institucije. 2007. 1.3. Obaveza primopredajnih termotehničkih ispitivanja energetskih postrojenja (izvora) ili potrošača energije u industriji. Obaveza primene važećeg JUS/ISO standarda za sve energetske izvore u industriji iznad propisane toplotne snage. Odgovarajući pravni akt,MRE,Nadležene institucije. 2007. 1.4. a. Uspostaviti jedinstvenu metodologiju za prikupljanje podataka o industrijskim energanama,b. Obaveza evidentiranja mera energetske efikasnosti i obaveza izveštavanja o realizaciji mera energetske efikasnosti,v. Izrada benchmarking izveštaja na nivou sektora industrije,g. Kategorizacija preduzeća po potrošnji energije. Povećati kvalitet i broj podataka o industrijskim energanama a saglsano metodologiji EUROSTATA, što je jedno od podloga za sprovođenje mera energetske efikasnosti, i izrada energetskih indikatora.Aktivno praćenje mera i procena efekata; na osnovu toga treba vršiti korekciju mera energetske politike. Izmene i dopune Zakona o energetici, drugi pravni akti.MRE,Republički zavod za statistiku,SEEA, PKS,Specijalizovane institucije. 2007. 1.5. Obaveza uvođenja energetskih menadžera za velike potrošače ili inženjera energetičara za preduzeća sa manjom (srednjom) potrošnjim energije, a prema kategorizaciji preduzeća po potrošnji energije. Definisati granične vrednosti potrošnje energije za pojedine kategorije potrošača i obaveze energetskih menadžera, odnosno inženjera energetičara na unapređenju energetske efikasnosti. Izmene i dopune Zakona o energetici,Zakon o racionalnoj upotrebi energije,drugi pravni akti.MRE, AEE,Specijalizovane institucije. 2007–2008. 1.6. Prilagođavanje standarda Srbije standardima i direktivama EU koji su vezani za unapređenje EE u industriji. Unapređenje povećanja EE u industriji. Odgovarajući pravni akt,MRE,SEEA,PKS,Specijalizovane institucije. 2007. 2. Fiskalne mere 2.1. Uvođenje ekonomskih mera podsticaja smanjenjem potrošnje energije u sistemu industrijske energetike. Stimulacije za ulaganja u mere energetske efikasnosti. MRE,Ministarstvo finansija,Ministarstvo za privredu,SEEA,PKS,Specijalizovane institucije. 2007–2008. 2.2. Uvođenje finansijskih olakšica za preduzeća koja uvode BAT. Stimulacije za ulaganja u mere energetske efikasnosti. Odgovarajući pravni akti,MRE,Ministarstvo finansija,Ministarstvo za privredu,SEEA,PKS,Specijalizovane institucije. 2007–2008. 2.4. Stvaranje uslova za korišćenje postrojenja za kombinovanu proizvodnju energije (CHP) u industriji. Stimulativne cene za proizvedenu električnu energiju i stimulativne cene prirodnog gasa. Odgovarajući pravni akt,MRE, AEE. 2007–2008. 2.5 Stvaranje uslova za korišćenje otpada, lokalnih i niskovrednih goriva i obnovljivih izvora energije u proizvodnji energije u industriji. Stimulisanje korišćenja raspoloživih domaćih goriva i obnovljivih izvora radi zamene uvoznih goriva i smanjenja uvozne zavisnosti. Izmene i dopune Zakona o energetici,Zakon o racionalnoj upotrebi energije,MRE,Agencija za energetsku efikasnost. 2007−2008.
Napomene – uz pregled podsticajnih mera za industriju − energetski izvori:
Ceo program mera zaokružen je u jedinstvenu celinu tako da se priprema svih mera i početak implementacije završi do kraja 2007. godine, sa trajanjem programa do 2012. godine.
Snažna ekonomska prinuda treba da bude pokretač primene svih predloženih mera.
Neophodno je da MER koordinira pripremu i prati realizaciju plana implementacije celog programa predloženih mera.
Mere 1.4. (Vođenje energetske statistike) neophodno je razraditi u celini kao osnovu za praćenje svih mera, a posebno fiskalnih mera iz gupe (2). Mere iz grupe (2), prema iskustvima nekih evropskih zemalja, posebno dobre efekte daju kao dugoročne mere. S obzirom na situaciju u Republici Srbiji, predlaže se period od 5 godina, odnosno do 2012. godine.
12. ENERGETSKA EFIKASNOST
Saglasno Strategiji, jedan od pet osnovnih prioriteta je prioritet racionalne upotrebe kvalitetnih energenata i povećanja energetske efikasnosti u proizvodnji, distribuciji i korišćenju energije kod krajnjih korisnika energetskih usluga. Ovaj prioritet je, pre svega, značajan zbog usklađivanja proizvodnje energije sa realnim potrebama sektora potrošnje energije ali i sa aspekta smanjenja uticaja sektora energetike na životnu sredinu, povoljnog uticaja na efikasnost privrede, standard građana i smanjenje uvozne zavisnosti.
Povećanje energetske efikasnosti je kao prioritet prepoznat i u okviru strategije kojom se uređuje privredni razvoj Republike Srbije do 2012. godine i u Nacionalnom programu zaštite životne sredine. Osim toga, racionalna upotreba energije i povećanje energetske efikasnosti su danas ključni elementi energetske politike velikog broja zemalja, ali i ključni elementi održivog razvoja. U novije vreme u EU se posebno veliki broj aktivnosti preduzima u cilju smanjenja potrošnje energije sa akcentom na sektor zgrada i transporta.
Pošto su sektori proizvodnje, distribucije i transporta energije prikazani u prethodnim poglavljima, u ovom poglavlju obradiće se mere koje je potrebno sprovesti radi povećanja energetske efikasnosti u sektorima potrošnje. Predložene mere omogućavaju realizaciju definisanih strateških ciljeva povećanja energetske efikasnosti datih u dokumentu Strategija.
Detaljna analiza stanja u sektorima potrošnje finalne energije je moguća ukoliko postoji kvalitetna baza energetskih podataka, odnosno baza energetskih indikatora. U Republici Srbiji ovakve baze još nisu uspostavljene, te se pri bilansiranju energetskih tokova potrošnja finalne energije u velikoj meri procenjuje. Tek po uspostavljanju ovih baza i redovne izrade energetskih indikatora moguće je:
detaljno sagledavanje stanja potrošnje energenata (prema strukturi i vrsti energetskih usluga) u sektorima industrija, saobraćaj i zgradarstvo,
ustanoviti efekte mera koje se sprovode u pogledu racionalne upotrebe energije (prema strukturi i vrsti energetskih usluga) u sektorima industrija, saobraćaj i zgradarstvo.
12.1. Stanje u sektorima potrošnje energije
Potrošnja primarne energije (PPE) po stanovniku u 2003. godini iznosila je 1,79 toe/stanovniku, što u odnosu na svetski prosek 1,69 toe/stanovniku i zemlje iz okruženja sa usporenom tranzicijom Rumunija sa 1,79, i Hrvatska 1,98, ne predstavlja zaostak. Međutim, u poređenju sa Mađarskom 2,60, koja je tranziciju obavila ubrzano, evidentno je zaostatajanje od 45%. U odnosu na razvijene zemlje Evrope: Nemačku sa 4,12 i Dansku sa 3,85 ili EU25 sa 3,80, odnosno EU15 sa 3,99, zaostatak je značajan, 2−3 puta.
U periodu 2002−2005. godine došlo je do pada odnosa PPE po BDP 0,9−0,58 toe/1000USD, pre svega kao rezultat povećanja privatizacionih prihoda. Ovaj indikator ukazuje na visoki energetski intenzitet koji je u 2003. godini iznosio: svetski prosek 0,21, EU15 i EU25 0,16, razvijene evropske zemlje − Nemačka 0,17 i Danska 0,13, Mađarska kao prestavnik zemalja sa ubrzanom tranzicijom 0.19 i predstavnici zemalja usporene tranzicije − Hrvatska 0,19 i Rumunija 0,26 toe/1000USD.
Osnovni razlozi za ovo zaostajanje su dramatičan pad industrijskih aktivnosti tokom devedesitih godina, usporeno intoeziviranje proizvodnje nakon 2002. godine i niske cene električne energije, koje su destimulativne za energetski efikasno korišćenje električne energije u svim sektorima. Potrošnja električne energije u Republici Srbiji po stanovniku u 2003. godini iznosila je 3,341 kWh/stan, dok je prosek potrošnje električne energije po stanovniku u 2003. godini iznosio: 2,429 svetski prosek; 6,867 u EU15; 6,399 u EU25; Mađarska kao prestavnik zemalja sa ubrzanom tranzicijom 3,637 i predstavnici zemalja usporene tranzicije − Hrvatska 3,154 i Rumunija 2,220 kWh/stan.
U razvijenim zemljama visoka potrošnja električne energije po stanovniku rezultat je njenog intenzivnog korišćenja u procesu proizvodnje i stvaranja novih vrednosti, a u Republici Srbiji posledica velikog korišćenja električne energije u domaćinstvima i javnim i komercijalnim delatnostima prvenstveno za potrebe grejanja. Stanje potrošnje finalne energije u 2005. godini u Republici Srbiji bez podataka za teritoriju Autonomne pokrajine Kosovo i Metohija prikazani su u tabeli 12.1. Intenzivno korišćenje električne energije u ovim sektorima je rezultat niske cene električne energije u odnosu na druge energente (u 2005. godini potrošnja električne energije po stanovniku iznosila je 3520 kWh/stanovniku).
Tabela 12.1. Stanje potrošnje finalne energije u 2005. godini u Republici Srbiji (bez podataka za teritoriju Autonomne Pokrajine Kosova i Metohije) po sektorima potrošnje i po energentima
2005. SEKTORI POTROŠNjE ENERGENTI 1. 3. 9. 14. Prelazak sa grejanja na električnu energiju 1.500 GWh 60 Cilj broj 1. – Kreiranje podsticajnog regulatornog okvira za veće korišćenje OIE i usklađivanje strateških dokumenata VRS 1.1. Izmene i dopune važećih zakona Usklađivanje strateških dokumenata VRS MRE, RM i VRS 01.02.2007.kontinualno Usaglašavanje zakona i sektorskih strateškim dokumentima i usaglašavanje sa prostornim, urbanističkim i drugim planovima u pogledu korišćenja lokacija na kojima postoje potencijali OIE. Rad na harmonizaciji domaćih propisa koji se odnose na oblast OIE sa propisima EU MRE, EEA, RM, VRS* 01.10.2006kontinualno Izrada i sprovođenje planova za primenu direktiva 2001/77/EC i 2003/30/EC i stalno praćenje politike i regulative/porpisa EU u oblasti OIE i preduzimanje aktivnosti u cilju harmonizacije domaćih propisa koji se odnose na oblast OIE sa propisima EU uključujući organizaciju i koordinaciju rada radnih grupa u ovoj oblasti. Zakon o energetici MRE, VRS, NSRS* 01.03.2007./3 meseca Izmene i dopune zakona vrše se radi jasnijeg preciziranja odredbi koje se odnose na OIE i, posebno, na organizaciju njihovog korišćenja. Između ostalog:Razmotriti mogućnost uspostavljanja Fonda za enerergetsku efikasnost u cilju podsticanje nacionalnog programa energetske efikasnosti i proizvodnje energije iz OIE (Fond je moguće osnovati i kroz druge zakone, npr. Zakon o racionalnoj upotrebi energije itd.);Uneti neophodna pojašnjenja u vezi sa povlašćenim proizvođačima električne i toplotne energije, a u cilju stvaranja uslova za implementaciju Programa u oblasti OIE i uz definisanje neophodne prateće pozakonske regulative i pravilnika u ovoj oblasti;Jasno definisanje obaveza VRS i MRE da donese finansijske podsticajne mehanizme i druge olakšice u cilju podsticanja korišćenja OIE;Uvođenje pojma biogoriva koja se koriste kao energenti u saobraćaju uz definisanje neophodne prateće podzakonske regulative i pravilnika u ovoj oblasti;Izmene u pogledu odgovornosti za definisanje uslova za sticanje statusa povlašćenog proizvođača toplotne energije koje treba da se daju MRE u cilju ujednačenog pristupa i omogućavanja sprovođenja politike u ovoj oblasti;jasno definisanje obaveze aktera na energetskom tržištu u pogledu priključenja na mrežu, preuzimanja i dispečiranja elektične/toplotne energije itd.Stvaranje zakonskih osnova za primenu direktiva 2001/77/EC i 2003/30//EC. Zakona o planiranju i izgradnji RM, MRE,, VRS,NSRS* 01.03.2007./9 meseci Pored ostalog, razmotriti mogućnost: da jedno od načela planiranja i uređenja prostora i razvojnih prioriteta bude obezbeđenje racionalnog korišćenja neobnovljivih prirodnih resursa i veće korišćenje OIE; da se u pravila za uređenje prostora i pavila za građenje uvrstite i opšti i posebni uslovi vezani za unapređenje energetske efikasnosti i korišćenje OIE; da se naknade za uređenje i korišćenje građevinskog zemljišta koju plaća investitor umanjuju ako se na građevniskom zemljištu gradi objekat koji će tokom svoje upotrebe koristiti energiju iz obnovljivih izvora energije itd. Zakon o šumama RM, MRE, VRS,NSRS* 01.03.2007./ 9 meseci Pored ostalog, razmotriti mogućnost:da JP „Srbijašume” može da stiče i pribavlja sredstva za obavljanje delatnosti i razvoj i po osnovu isporuke energije proizvedene korišćenjem OIE, i izdavanjem u zakup zemljišta pogodnog za korićenje OIE,obavezivanja korisnika i sopstvenika šuma da prikupljaju, ili organizuju prikupljanje, drvnih otpadaka i degradiranog šumskog drveta i energetski ga koriste ili omogućavaju njegovo korišćenje zainteresovanim stranama ,da se šume mogu krčiti i radi izgradnje objekata za korišćenje OIE. Zakon o poljoprivrednom zemljištu RM, MRE, VRS, NSRS* 01.03.2007./ 9 meseci Pored ostalog, razmotriti mogućnost: stvaranja uslova za korišćenje obradivog zemljišta u nepoljoprivredne svrhe kada se na njemu grade objekti za korišćenje OIE, kao i mogućnost oslobađanja od naknade na poljoprivredno zemljište takvog zemljišta. Zakon o lokalnoj samoupravi RM, MRE, VRS, NSRS* 01.03.2007./ 9 meseci Pored ostalog, razmotriti mogućnost da se u izvornom delokrugu opštine nađe obaveza da donosi planove i programe korišćenja OIE i obezbeđuje sprovođenje tih programa na svojoj teritoriji, kao i da se razmotre smanjenja/oslobađanja od taksi na lokalnom nivou za postrojenja koja koriste OIE. Zakon o vodama RM, MRE, VRS, NSRS* 01.03.2007./ 9 meseci Pored ostalog, razmotriti mogućnost:davanja mogućnosti da delatnost javnog vodoprivrednog preduzeća može da bude i korišćenje hidroenergije u postojećim hidroakumulacijama i vodotocima, kao i proizvodnja i prodaja električne energije proizvedene tim objektima,zakonskog uspostavljanja izgradnje, rekonstrukcije i održavanja mikro, mini i malih hidroelektrana kao poslova od opšteg ineresa,da se pri određivanju naknada za korišćenje višenamenskih vodoprivrednih objekata u kojima se pomoću mikro, mini i malih hidroelektrana proizvodi električna energija daje odgovarajući popust. Zakon o prevozu i drumskom saobraćaju RM, MRE, VRS, NSRS 01.03.2007./ 9 meseci Pored ostalog, razmotriti mogućnost stimulisanja korišćenja biogoriva u drumskom saobraćaju tako što bi od 2010. godine javni prevoz putnika i stvari mogli da obavljaju prevoznici čija je potrošnja tečnih i gasovitih biogoriva u ukupnoj potrošnji naftnih derivata u prethodnoj godini iznad nekog utvrđenog procenta.
1..2. Donošenje nedostajućih zakona i podzakonske regulative Uredba o povlašćenim proizvođačima električne i toplotne energije i biogoriva MRE, MT, VRS* 01.03.2007./ 6 meseci U skladu sa zakonom o energetici treba, pre svega, da propiše uslove za sticanje statusa povlašćenog proizvođača energije i kriterijume za sticanje ispunjenosti tih uslova; način i postupak za sticanje povlašćenog statusa;Razmotiriti mogućnost da se, na bazi izmena zakona o energetici, kroz ovu uredbu ili posebnu uredbu odrede specifični finansijski podsticaji za korišćenje OIE (npr. propišu visine povlašćenih tarifa). Pravilnik o proizvodnji, ispitivanju i prometu postrojenja, opreme i uređaja za korišćenje OIE MRE, MP, MT, MPV, MF, VRS, NSR RS* 01.05.2007./ 9 meseci Ovaj pravilnik treba da propiše: standarde kojih se moraju pridržavati projektanti, proizvođači, investitori i korisnici prilikom proizvodnje, prometa, gradnje i ispitivanja OIE-objekata i ekološke i druge propise koje moraju ispunjavati izgrađeni OIE-projekti. Pravilnik o tarifnom sistemu i uslovima priključenja povlašćenih proizvođača toplotne energije na sistem za distribuciju toplotne energije MRE, AE, OKS* 01.03.2007./ 5 meseci Ovaj pravilnik treba, u skladu sa zakonom, da urade nadležni organi lokalnih samouprava radi definisanja: registara povlašćenih proizvođača toplotne energije; tehničkih i drugih uslova i troškova priključenja objekata koji koriste OIE za proizvodnju toplotne energije na komunalne (javne) sisteme za distribuciju toplotne energije, sa tarifnim sistemom za pristup i korišćenje distributivnog sistema. On treba da sadrži tarifni sistem i garantovane otkupne cene toplotne energije proizvedene iz OIE i komunalnog otpada po principu sistema fiksnih cena. Dalja analiza i donošenje druge potrebne zakonske regulative MRE, AEE, RM, VRS 01.03.2007.kontinualno U cilju stvaranja dobre investicione klime i uklanjanja prepreka za veće korišćenje OIE potrebno je izvršiti i dalju analizu postojeće i nedostajuće regulative uz stalno praćenje regulative EU. Inovacija postojećih i donošenje novih JUS standarda koji se odnose na projektovanje, gradnju i korišćenje OIE-objekata ZS, AEE, NIO itd* 01.05.2007./ kontinualno Potrebno je uraditi detaljnu analizu važećih domaćih standarda i standarda EU koji se odnose na projektovanje, gradnju i korišćenje OIE i sprovesti potrebne aktivnosti u cilju njihovog usaglašavanja.
Cilj broj 2. – Donošenje i sprovođenje finansijskih mera i aktivnosti radi podsticanja korišćenja OIE Izbor sistema podsticajnih mehanizam i njegovo uvođenje kroz odgovarajuću zakonsku/podzakonsku regulativu MRE, MKT, MF , VRS* 10.01.2007. / 6 meseci Električna energija: Po zaveršetku studije o podsticajnim mehanizmima za električnu energiju, koju finansira Svetrska banka, i eventualnu njenu reviziju neophodno je da VRS donese konačnu odluku o primeni odgovarajućeg podsticajnog sistema mehanizmu koja će se potom primeniti kroz odgovarajuće zakone/propise.Toplotna energija: Sprovesti analizu potrebnih podsticaja za toplotnu energiju i omogućiti subvencije za investicije kroz Fond za energetsku efikasnost, subvencioniranja iz budžeta loklanih samouprava, a treba predvideti i druge povlastice poreske, carinske itd.) i stvoriti zakonski okvir za primenu odabranih podsticaja.Biogoriva u saobraćaju: Treba proceniti i neophodne nivoe stimulisanja proizvodnje biogoriva za upotrebu u saobraćaju i predložiti adekvatne mehanizme finansiranja a posebno razmotriti stimulisanje kroz direktno subvencioniranje cene/litru biogoriva i razne olakšice. Osnivanje fonda za energetsku efikasnost MRE, AEE, MF,MKT VRS 01.06.2007. Osim za promociju energetske efikasnosti, fond treba da ima za cilj i podsticanja korišćenja OIE kroz:- subvencije za realizaciju demonstracionih projekata u oblasti OIE, kao i subvencije za lokalnu samoupravu da koristi OIE,- subvencije za finansiranje studija izvodljivosti (koje mogu pokriti troškove studije delimično ili u potpunosti zavisno od vrste projekta i kriterijuma Programa rada Fonda),- obezbeđenje povoljnih kredita za investitore u postrojenja koja proizvode energiju iz OIE a posebno toplotnu energiju prema kriterijumima koji će biti definisani u okviru Programa rada Fonda, uz moguću kombinaciju ili samo sa delom nepovratnih sredstava,- subvencioniranje istraživanja i razvoja tehnologija i konkretnih proizvoda i transfer znanja i tehnologije,- podršku aktivnostima podizanja svesti o prednostima korišćenja OIE i edukacije koje sprovode AEE i druge relevantne institucije,- subvencije za opremanje i akreditaciju laboratorija i stvaranje uslova za primenu i sprovođenje mera kontrole. Uspostavljanje finansijskih olakšice i drugih podsticaja za podsticanje razvoja domaće proizvodnje i opreme za korišćenje OIE, i podsticanje domaćih preduzetnika i LS za ulaganje u korišćenje OIE MRE,MPV, MP, MF, DF, VRS* 01.06.2007./9 meseci Razmotriti mogućnost da Garancijski fond Republike Srbije daje garancije na kreditna zaduženja po ovom osnovu, mogućnost podrške i drugih postojećih fondova, kao i mogućnost drugih subvencija i olakšica. Analiza i izmena postojećih zakona u cilju uvođenja subvencija, poreskih, carinskih,i drugih olakšica kao i drugih mera podsticaja za korišćenje OIE MRE, MF i druga RM, VRS 01.04.2007./ 9 meseci Zakon o koncesijama u pogledu mogućnost odobravanja diskonta na koncesionu naknadu za koncesione izgradnje novih, ili rekonstruisanja, adaptacije ili sanacije postojećih objekata namenjenih korišćenju OIE.Zakon o porezu na dodatu vrednost u pogledu mogućnosti uvođenja snižene stope PDV za oporezivanje električne i toplotne energije i biogoriva koji se dobijaju korišćenjem OIE, kao i opreme i materijala koji se koriste u gradnji objekata/ postrojenja za korišćenje OIE.Zakon o Garancijskom fondu – razmotriti mogućnost stvaranja zakonske obaveze Garancijskog fonda da za svaku budžetsku godinu predvidi određen procenat svog kapitala za izdavanje garancija i supergarancija za kredite koje banke i druge finansijske organizacije u Republici Srbiji odobravaju privrednim subjektima za realizaciju projekata za korišćenje OIE, kao i mogućnost da se određena sredstava Fonda za energetsku efikasnost prebace Garancijskom fondu u pomenute svrhe.Carinski zakon – pored ostalog, razmotriti mogućnost oslobađanja od plaćanja uvoznih dažbina na opremu koja se ne proizvodi u zemlji, a služi neposredno za korišćenje OIE ili proizvodnju biogoriva.Zakon o porezu na dohodak građana u smislu: mogućnosti oslobađanja/umanjenja stope poreza na prihode od poljoprivrede i šumarstva na katastarski prihod na zemljište na kome su podignuti objekti namenjeni korišćenju OIE, priznavanja normiranih troškova pri utvrđivanju oporezivih prihoda od nepokretnosti koje su iznajmljene radi korišćenja OIE.Zakon o akcizama – pored ostalog, razmotriti mogućnost primene umanjene akcizne stope na čista biogoriva i mešavine biogoriva sa derivatima nafte.Analiza u istom smislu može obuhvatiti i druge zakona. a pogotovo u pogledu mogućnosti obezbeđivanja poreskih kredita za podršku pojedinih aktivnosti u pogledu promocije OIE. Uspostavljanje programa za dugoročno kreditiranje pod povoljnim uslovima za organizovanje i unapređenje proizvodnje i gradnje objekata za korišćenje OIE MRE,MPV, MP,MF , DF, VRS* 01.06.2007./ 9 meseci Privlačenje komercijalnih banaka da kreditiraju projekte iz oblasti OIE uz podršku međunarodnih finansijskih institucija i kroz podršku aktivnostima Fonda za energetsku efikasnostSaradnja sa međunarodnim finansijskim institucijama u cilju obazbeđenja podrške za kreditiranje projekata iz oblasti OIE. Ratifikacija Kjoto protokola VRS 01.03.2007./ 2 meseca Ratifikacija je neophodna jer omogućava primenu mehanizma čistog razvoja (CDM) za finansranje projekata iz oblasti OIE. Cilj broj 3. – Donošenje i sprovođenje nefinansijskih mera i aktivnosti radi podsticanja korišćenja OIE 3.1 Organizacione i institucionalne aktivnosti Formiranje međuresornog tela za koordinaciju aktivnosti u cilju većeg korišćenja OIE i sprovođenja Programa NOIE i formiranje stručnih radnih grupa po potrebi MRE,MNZŽS, MPV, MKI, MP, AEE, VRS* 01.02.2007./1 mesec S obzirom na neophodnost koordinacije aktivnosti među raznim sektorima u cilju veće efikasnosti sprovođenja Programa u delu NOIE i obezbeđenje aktivnog učešća svih relevantnih Ministarstava u realizaciji Programa u oblasti NOIE, potrebno je da MRE formira Međuresorno koordinaciono telo (MKT). Definisanje administrativnih procedura za dobijanje potrebnih dozvola za izgradnju i korišćenje postrojenja koja koriste OIE MRE, AEE, druga RM, LS 01.01.2007. / 6 meseci U cilju kreiranja povoljne klime za investiranje. Ove procedure treba da budu transparentne i javno dostupne kako investitiorima, tako i lokalnoj samoupravi i drugim institucijama.Kada procedure jednom budu idnetifikovane, treba krenuti sa analizom zakonske regulative u cilju pokušaja njenog pojednostavljenja i uklanjanja pravnih i administrativnih barijera. Utvrđivanje realnog potencijala energije vetra AEE, RHMZ, MRE i dr. Inst. 01.02.2007Više godina Procena potencijala vetra bazirana je na dugogodišnjim podacima postojećih hidrometeoroloških stanica koje merenja vrše na visini od 10m dok je za uvid u pravo stanje potrebno da se vrše jednogodišnja merenja na visinama od 30 i 50m na velikom broju lokacija. U tom cilju potrebno je sprovesti merenja na odabranim lokacijama koja će kasnije primenom matematičkih modela omogućiti realno sagledavanje ovog potencijala. Ovakva analiza omogućiće identifikaciju oblasti povoljnih za postavljanje vetroelktrana, nakon čega će investitori moći da sprovedu merenja za konkretne, odabrane lokacije u cilju ispitivanja njihove isplativosti. Formiranje baze podataka i katastara OIE EEA uz pomoć RCEE 01.02.2007.stalna aktivnost Formiranje baze podataka od interesa za sektor OIE i po potrebi odgovarajućih katastara za MHE, biomasu, solarnu energiju, geotermalnu energiju i energiju vetra, u cilju uključivanje lokacija sa realno ostvarivim projektima iz Katastra u prostorne planove lokalnih zajednica. Izrada i održavanje Internet sajta i portala. Formiranje i akreditacija mreže atestnih laboratorija za postrojenja iz oblasti OIE ZA,* 01.01.2008./12 meseci U skladu sa propisanim postupkom u oblasti akreditovanja, Zavod za akreditaciju će izdati odgovarajuća akreditaciona dokumenta atestnim laboratorijama za oblast energetskog korišćenja OIE. Unapređenje rada klastera proizvođača u oblasti OIE PKS* 01.04.2008./12 meseci Privredna komora Srbije će stvoriti uslove da se unapredi rad postojećih klastera proizvođača opreme u oblasti OIE. Definisanje vrste licenci i načina sticanja za lica koja se bave projektovanjem, gradnjom i krišćenjem objekata OIE MRE; AEE, IK* 01.05.2007./9 meseci Inženjerska komora u saradnji sa MRE i AEE definisaće vrste licenci, način njihovog sticanja i period relicenciranja za lica koja se bave projektovanjem i gradnjom objekata koji koriste energiju OIE. Centralno državno telo za koordinaciju i Inženjerska komora definisaće i uspostaviti programe obuke za sticanje licenci za projektovanje i rad sa objektima za korišćenje OIE. 3.1. Širenje svesti, promocija dobre prakse i edukacija Stalna promocija OIE i edukacija u školama, lokalnim samoupravama, firmama… AEE, RCEE,MPS, LS UN* 01.09.2007./kontinualno Pokrenuti informativno-edukativnu kampanju o potrebi korišćenja OIE i benefitima koji se dobijaju njihovim korišćenjem, pre svega, u pogledu zaštite životne sredine. Između ostalog treba promovisati dobru praksu i rezultate studija izvodljivosti putem sajta i na druge pogodne načine u cilju povećanja zainteresovanosti domaćih investitora.Kroz obrazovni sistem pripremiti kadrove za primenu i dalji razvoj novih tehnologija i uređaja za korišćenja OIE. Izrada studija opravdanosti NIO*, KK, I, Fond, AEE 01.09.2007./kontinualno Ove studije treba da pokažu isplativost i koristi projekta OIE. Fond za energetsku efikasnost subvebcioniraće izradu ovih studija, a sredstva se mogu obezbediti i iz donacija. Realizacija pilot projekata NIO, I, KK, MNZŽS * 01.09.2007/kontinualno Finansiranje ove aktivnosti obezbediti iz Fonda za energetsku efikasnost, međunarodnih agencija i fondova, Svetske banke, Ministarstva nauke i zaštite životne sredine i sl. Stvaranje stručnjaka u oblasti OIE NIO, MRE,, MNZŽS, MPS, UN* 01.01.2007./kontinualno Negovati studijske grupe na univerzitetima i istraživačko-razvojne projekte u Ministarstvu nauke i zaštite životne sredine u oblasti energetske efikasnosti i OIE, kao delova nacionalnog programa, za stvaranje stručnjaka u oblasti korišćenja OIE, i podsticati izgradnje kapaciteta konsultantskih/projektantskih kompanije izvođača radova.
* OIE – obnovljivi izvori energije opisani u čl. 3, stav 14. Zakona o energetici, Službeni glasnik RS br. 84/04, NSRS – Narodna Skupština RS; VRS – Vlada Republike Srbije; MRE – Ministarstvo rudarstva i energetike; MP – Ministarstvo privrede; MT – Ministarstvo trgovine i turizma; MPV – Ministarstvo poljoprivrede i vodoprivrede; MF – Ministarstvo finansija; MKI – Ministarstvo kapitalnih investicija; MPS – Ministarstvo prosvete i sporta; MNZŽS – Ministarstvo nauke i zaštite životne sredine; RM – resorno ministarstvo; CDT – Centralno državno telo za koordinaciju nacionalnog programa energetske efikasnosti i korišćenja OIE; DF – Fond za racionalnu uptorebu energije; AE – Agencija za energetiku; AEE – Agencija za energetsku efikasnost; ZA – Zavod za akreditaciju; ZS – Zavod za stadardizaciju; LS – Lokalna(e) samouprava(e); RCEE – Regionalni centar(centri) za energetsku efikasnost; NIO – Naučno-istraživačke organizacije; UN – Univerziteti; IK – Inženjerska komora; MED – mediji; KK – konsultantske kompanije; I – investitori
Tabela 13.2. Plan izgradnje kapaciteta i proizvodnje energije i biogoriva u postrojenjima koja koriste OIE (toe = t ekvivalentne nafte).
2007. 2008. 2009. 2010. 2011 U milionima RSD 962,6 990,1 1011,8 1052,1 1150,2 U hiljadama evra 12032 12376 12647 13151 14375
Na identičan način urađen je proračun formiranja sredstava Fonda po osnovu naknada na potrošnju prirodnog gasa u energetskoj potrošnji u iznosu od 0,5% od cene gasa kod krajnjih potrošača. Za procenjeni rast potrošnje gasa do 2012. godine u pojedinim sektorima potrošnje (termoelektrane-toplane, gradske toplane, industrijske energane, industrija, saobraćaj i domaćinstva) rezultati proračuna naknada uz uvažavanje važećih tarifnih stavova za isporuku gasa dati su u tabeli 14.2.
Tabela 14.2. Proračun nakanda od prirodnog gasa kao deo prihoda Fonda
Naknade od prir. gasa (0,5%) 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. U milionima RSD 241,9 250,2 259,2 271,8 287,1 U hiljadama evra 3024 3127 3240 3398 3589
Koristeći procenjeni rast potrošnje pojedinih vrsta tečnih derivata tokom posmatranog perioda do 2012. godine, zasnovan na predlogu energetskog bilansa za 2007. godinu i pretpostavljenom rastu potrošnje po stopi od 2% godišnje i procene rafinerijskih cena pojedinih derivata uz primenu doprinosa od 0,5% na vrednost prihoda ostvarenog prodajom tečnih derivata za formiranje dela sredstava Fonda obračunata je dinamka priliva sredstava u Fond koja je data u tabeli 14.3.
Tabela 14.3. Proračun naknada od tečnih goriva kao deo prihoda Fonda
Naknade od tečnih goriva (0,5%) 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. U milionima RSD 369,6 377,6 380,5 388,6 395,1 U hiljadama evra 4620 4720 4756 4858 4939
Zbirni iznos sredstava koja bi bila prikupljena u Fondu za energetsku efikasnost po osnovu naknada računatih po pretpostavljenoj stopi od 1% za utrošenu električnu energiju i po 0,5% za energetsku potrošnju prirodnog gasa i tečnih goriva prikazan je na slici 14.1.
Slika 14.1. Dinamika ukupnog prihoda Fonda od namenskih taksi
[pic]
Budžet Republike Srbije kao mogući izvor za formiranje sredstava Fonda ne ocenjuje se kao realna opcija za podsticanje energetske efikasnosti i primene obnovljivih izvora energije, pre svega, zbog već izvesnog visokog udela u društvenom proizvodu i otežanog kandidovanja Fonda kao novog potrošača koji bi na taj način kao budžetski potrošač izgubio svoju izvornu samostalnost.
Najznačajniji program koji se finansira direktno iz budžeta, a u vezi je sa aktivnostima povećanja energetske efikasnosti i korišćenja obnovljivih izvora energije je Nacionalni program energetske efikasnosti koji se finansira sredstvima Ministarstva za nauku i zaštitu životne sredine. Sredstva Ministarstva za nauku i zaštitu životne sredine namenski su određena Budžetom Republike Srbije za finansiranje istraživanja i razvoja u svim oblasima, pa i u oblasti energetike. Sredstva izdvojena za finansiranje istraživanja u oblasti energetike usmerena su na razvoj energetskih tehnologija. Nacionalni program energetske efikasnosti troši preko 1 milion evra iz budžeta, i u potpunosti će ostvariti svoju ulogu ako se uz finansiranje sredstvima novog Fonda obezbede gradnje i ispitivanja pilot i demonstracionih postrojenja u prioritetnim oblastima koje bude definisao budući Državni program energetske efikasnosti.
U periodu posle 2000. godine donacije su bile značajan izvor sredstava za rehabilitaciju proizvodnog energetskog sektora, koji je u velikoj meri bio degradiran i praktično ugrožen dugogodišnjim izostankom redovnog održavanja. Poslednjih godina se donacije za energetiku i druge oblasti postepeno smanjuju, prelazeći u meke i komercijalne kredite koji se dodeljuju energetskom sektoru uglavnom za ekološke sanacije postojećih i investicije u nove objekte.
Tekuće donacije za energetski sektor mogu delom biti preusmerene na Fond za energetsku efikasnost. Međutim, budući da su te donacije najčešće direktno usmerene na konkretne projekte ili u jedinice lokalne samouprave, nije realno očekivati njihovo značajnije učešće u ukupnim sredstvima koje Fond dobija iz drugih izvora. Stoga u projekciji prihoda Fonda učešće preusmerenih tekućih donacija nije uzeto u obzir.
Krediti se mogu uzeti kao realan izvor prihoda, bilo direktno bilo preko Fonda. Globalni fond za zaštitu životne sredine (Global Environmental Facility-GEF) je jedan od međunarodnih fondova koji se može eventualno koristiti za te svrhe. Mnogo realnije je računati na to da Republika Srbija, sa stanovišta svog sadašnjeg razvojnog statusa, privlačenje stranih investicija u energetiku može ostvariti po fleksibilnim mehanizmima Kjoto protokola. Na raspolaganju je samo Mehanizam čistog razvoja (Clean Development Mechanism-CDM), koji se može primenjivati za finansiranje energetskih projekata odmah nakon očekivane ratifikacije Kjoto protokola u Narodnoj skupštini. Jasno je da postoji interes Srbije da na ovaj način obezbedi nedostajuća finansijska sredstva, ali zahteva poseban oprez zbog mogućih negativnih posledica prenosa prava na emisije gasova sa efektom staklene bašte.
Svetska banka direktno finansira relativno veliki broj projekata za povećanje energetske efikasnosti u Republici Srbiji, delom u vidu donacija, a delom putem odobravanja mekih kredita pod tzv. IDA uslovima. Zato se može pretpostaviti da će ona nastaviti da podstiče takve projekte i putem budućeg Fonda za energetsku efikasnost u slučaju da pružaju mogućnost ostvarivanja relativno visoke interne stope povraćaja reda 15% i više. Jedan od značajnijih projekata finansiran kreditom Svetske Banke pod povoljnim uslovima je sanacija, rekonstrukcija i racionalizacija sistema snabdevanja energijom za Klinički centar Srbije u vrednosti od 21 milion USD.
Evropska banka za obnovu i razvoj (EBRD) pomogla je donacijama osnivanje i početak rada Agencije za energetsku efikasnost Republike Srbije, kao i osnivanje i početak rada Agencije za energetiku Republike Srbije. Očekuje se da će ova finansijska institucija i dalje podsticati značajne projekte energetske efikasnosti, ali manje donacijama, a više kreditiranjem pod povoljnim uslovima, bilo direktno bilo posredstvom budućeg Fonda za energetsku efikasnost.
Značajnu ulogu u finansiranju projekata energetskle efikasnosti i primene obnovljivih izvora energije u okviru programa rada budućeg Fonda, koji će se moći kandidovati, pre svega, kod velikih međunarodnih banaka, kao što su Svetska banka, EBRD uključujući i Evropsku investicionu banku. Krediti koje bude pod povoljnim uslovima odobravala ova banka mogu biti vrlo značajan faktor za izvore Fonda, ali uz vrlo transparentno modeliranje načina kandidovanja i njihovog servisiranja.
Za projekte energetske efikasnosti i primene obnovljivih izvora energije mogu se koristiti i strani nacionalni fondovi. Fond SAD (USAID) već finasira projekte za kombinovani gasno-parni ciklus i kogeneraciju u Republici Srbiji, Nemački KfW i SIDA iz Švedske uključeni su u podsticanje projekata daljinskog grejanja, a Vlada Kraljevine Norveške je pomogla osnivanje regionalnih centara energetske efikasnosti, a pomaže realizaciju i ovog projekta, kao i projekata za primenu obnovljivih izvora energije. Stoga je realno očekivati da će ove i druge strane nacionalne finansijske institucije nastaviti da pomažu ovakve projekte, direktno ili preko Fonda.
Pored finansiranja konkretnih projekata iz oblasti povećanja energetske efikasnosti na bespovratnoj osnovi, značajan udeo angažovanja budućeg Fonda zasnivao bi se i na kreditnoj osnovi, čime bi se obezbedio status njegove obnovljivosti, uz povoljne kreditne uslove, znatno niže od tržišnih. Taj mehanizam nužno je i zakonski uskladiti, imajući u vidu opšte pristupe u vezi sa kreditnim finansiranjem u ulogu banaka. Gledano dinamički, realnost primene tog mehanizma može se očekivati tek od 2009. godine ili još kasnije.
Potencijalni izvori prihoda budućeg Fonda za energetsku efiaksnost, koje je realno moguće aktivirati u srednjoročnom periodu do 2012. godine, obuhvataju naknadu na potrošnju električne energije, prirodnog gasa i tečnih goriva prema tački 14.7.1. Ukupni prihodi Fonda prema pretpostavkama uvođenja doprinosa na isporučenu električnu energiju, prirodni gas i tečna goriva prikazani su na slici 1. Osim ovih izvora, moguće je računati sa finansiranjem Fonda iz donacija, kao i iz kredita i revolving kredita. Na osnovu tih pretpostavki u sledećem poglavlju je sačinjena dinamička projekcija prihoda Fonda do 2012. godine.
Na osnovu procena o mogućim izvorima i njihovim kvantifikacijama u tabeli 14.4 dati su mogući godišnji bilansi priliva sredstava u Fond. Uvaženo je da za 2007. godinu nije realno računati sa uspostavljanjem svih potrebnih instrumentarija, a naročito zakonskih, od početka godine, tako da je usvojeno da priliv počne u 2008. godini.
Tabela 14.4. Projekcija priliva sredstava u Fond do 2012. godine
Projekacija priliva sredstava u Fond do 2012. godine hiljada evra Red.br. IZVORI FONDA Procena priliva sredstava 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. 1. Naknada na potrošnju električne energije 12032 12376 12647 13151 14375 2. Naknada na potrošnju derivata i gasa 7643 7847 7996 8256 8528 3. Donacije 1000 1000 1000 1000 1000 4. Krediti 2000 2400 2880 3150 4140 5. Revolving krediti 0.0 2000 2000 2700 3600 UKUPNO – IZVORI 22676 23823 24723 28257 31643
Sa ovim sredstvima moguće je razviti široku lepezu angažovanja budućeg Fonda za energetsku efikasnost na konkretnim projektima i stimulacijama, od kojih je posebno detaljno analizirana stimulacija u vezi sa kupovinom fluorescentnih cevi za osvetljenje u domaćinstvima sa neposrednom energetskom efikasnošću, uz najbrže efekte na elektroenergetski sistem Republike Srbije. U poglavlju 14.8.3. prikazana je dinamička projekcija plasmana ukupnih sredstava Fonda.
Struktura plasmana sredstava Fonda prema sektorima potrošnje energije procenjena je uzimajući u obzir njihovo procentualno učešće u potrošnji finalne energije ostvarene u 2003. godini. U toj potrošnji industrija i poljoprivreda su učestvovale sa 31,3%, domaćinstva sa 34%, javne i komercijalne delatnosti sa 13,7% i saobraćaj sa 21%. Očekivana struktura plasmana sredstava Fonda po sektorima potrošnje energije, uz pretpostavljenu strukturu plasmana od 70% za projekte energetske efikasnosti i 30% za korišćenje obnovljivih izvora energije, bila bi 23,5% za industriju i poljoprivredu, 36,5% za domaćinstva, 30% za javne i komercijalne delatnosti i 10% za saobraćaj. Procenjena struktura mogućeg plasmana sredstava Fonda predstavljena je u tabeli 14.5.
Tabela 14.5. Struktura plasmana sredstava Fonda do 2012. godine
Godina Industrija i poljoprivreda Domaćinstva Javne i komerc. delatnosti Saobraćaj 2008. 5 329 000 evra 8 277 000 evra 6 803 000 evra 2 268 000 evra 2009. 5 598 000 evra 8 695 000 evra 7 147 000 evra 2 382 000 evra 2010. 5 810 000 evra 9 024 000 evra 7 417 000 evra 2 472 000 evra 2011. 6 640 000 evra 10 314 000 evra 8 477 000 evra 2 826 000 evra 2012. 7 436 000 evra 11 550 000 evra 9 493 000 evra 3 164 000 evra
Važećim Zakonom o energetici (Službeni glasnik RS br. 84/04) definisano je da energetska politika Republike Srbije obuhvata mere i aktivnosti koje se preduzimaju radi ostvarivanja dugoročnih ciljeva u oblasti energetike, između kojih je naglašeno i unapređenje zaštite životne sredine. Stoga je neophodno identifikovati mere za zaštitu životne sredine u sektoru energetike. Time bi se unapređenjem kvaliteta životne sredine značajno unapredio rad postojećih energetskih postrojenja.
Zakon o zaštiti životne sredine (Službeni glasnik RS, 135/04) reguliše pitanja zaštite vazduha, uključujući prostorno planiranje i izgradnju energetskih industrijskih postrojenja, finansiranje mera ublažavanja, kontrolu i kazne za nepridržavanje. Ovim zakonom se zahteva rekonstrukcija postojećih postrojenja koja predstavljaju rizik po životnu sredinu da bi se zadovoljili propisani uslovi i mere zaštite životne sredine, pri čemu će nadležni organ odrediti izvore zagađenja i rokove za rekonstrukciju. Pored Zakona o zaštiti životne sredine, usvojeni su i Zakon o strateškoj proceni uticaja (Službeni glasnik RS 135/04), Zakon o proceni uticaja na životnu sredinu (Službeni glasnik RS 135/04) i Zakon o integrisanom sprečavanju i kontroli zagađenja (Službeni glasnik RS 135/04). Ovi zakoni su u skladu sa propisima EU. Poseban značaj ima Zakon o integrisanom sprečavanju i kontroli zagađenja životne sredine (IPPC-zakon), pošto je rok za dobijanje integrisane dozvole, tj. usaglašavanje sa važećim najboljim dostupnim tehnikama (Best Available Technique-BAT) 2015. godina. Ova dozvola je uslov daljeg rada energetskih i industrijskih postrojenja koja potpadaju pod odredbe Zakona (sve termoelektrane, hidroelektrane, rafinerije).
Od velikog značaja za zaštitu vazduha su:
Direktiva o velikim ložištima 2001/80/EC i
Direktiva o smanjenju udela sumpora u gorivima 1999/32/EC,
čija je implementacija predviđena Ugovorom o osnivanju energetske zajednice, Aneh II, koji je Republika Srbija ratifikovala u 2006. godini. Primena prve direktive može izazvati ogromne ekonomske i tehničke uticaje na rad JP EPS i drugih preduzeća koja su proizvođači toplotne energije, te je pre njenog usvajanja potrebna izrada detaljne analize uticaja direktive na rad elektroenergetskog sistema, kao i sistema daljinskog grejanja, tj. rada toplana i drugih energana.
Prilikom planiranja određenih aktivnosti i mera, koje se moraju preduzeti u cilju zaštite vazduha, potrebno je uzeti u obzir aktuelnu političku i ekonomsku situaciju, sadašnju, stvarnu situaciju u oblasti zaštite životne sredine u Republici Srbiji, ali i iskustva novih zemalja članica EU, koje su prošle isti put tokom devedesetih godina prošlog veka. Pri tome se mora primeniti određeni opšti koncept da bi se obezbedila efikasnost respektivnih paketa akcija i mera, to jest:
aktivnosti i mere moraju biti optimizirane u vremenskom smislu minimiziranja troškova;
mora se primeniti različit pristup za pojedine tipove postrojenja, tj. mora postojati privremeni nacionalni tretman za postojeća postrojenja, a „EU pristup” za novoizgrađena i buduća postrojenja;
neophodno je formiranje liste prioriteta, tj. liste najvažnijih problema koje bi trebalo prioritetno rešavati;
korišćenje „prirodnih” društvenih sila, kao što su dobrovoljni instrumenti (npr. sistemi upravljanja životnom sredinom, koncept čiste proizvodnje, ekološka efikasnost, ekološko obeležavanje ili dobrovoljni ugovori) trebalo bi da bude široko primenjivano.
Rešenja koja za cilj imaju uvođenje novih tehnologija umesto ugradnje dodatnih uređaja na zastarelim postrojenjima moraju imati prioritet, pri čemu se moraju uzeti u obzir finansijske mogućnosti privrede.
Nacionalne granične vrednosti emisija služiće kao osnova za davanje integrisanih dozvola. Iz tog razloga, neophodno je izvršiti usklađivanje Pravilnika o graničnim vrednostima emisija i rokovima merenja i evidentiranja podataka (“Službeni glasnik RS“, br. 30/97) za sve kategorije postrojenja koja su predmet Zakona o integrisanom sprečavanju i kontroli zagađenja (“Službeni glasnik RS’ br. 135/04). Posebno je potrebno razmotriti granične vrednosti emisija za postrojenja za sagorevanje čija je toplotna snaga na ulazu manja od 50 MW.
Potrebno je napomenuti da pri utvrđivanju nacionalnih graničnih vrednosti emisija treba uzeti u obzir i starost domaćih postrojenja.
Tranzicioni period mora biti iskorišćen za obnovu, rekonstrukciju i modernizaciju ili zatvaranje starih postrojenja. U cilju stimulisanja ugradnje novih i čistijih postrojenja, tj. investicija u nova postrojenja, potrebno je uvesti podsticajne ekonomske mere za postrojenja koja ispunjavaju standarde VAT, odnosno uvođenje posebnih ekonomskih mera za postrojenja koja i dalje predstavljaju značajne zagađivače.
Jasno je da bi razvoj energetike trebalo usmeravati u pravcu zaštite vazduha i smanjenja emisija zagađujućih materija putem:
inovacija i primene čistih tehnologija;
rekonstrukcije postojećih postrojenja koja emituju zagađujuće materije;
većeg korišćenja gasovitog goriva i smanjenja potrošnje uglja i mazuta;
podsticanja razvoja mreže i programa za monitoring i procenu efekata zagađivanja vazduha;
uključenja u međunarodne programe;
iskorišćenja pepela iz termoelektrana.
15.2. Zaštita voda
Kao uzroci uticaja sektora energetike na zagađenje voda mogu se definisati:
neusklađenost postojećih propisa sa direktivama EU;
nedostatak graničnih vrednosti za emisije efluenata;
neodgovarajuća zaštita voda (podzemne, površinske, akumulacije i vodotokovi);
izuzetno niska stopa prečišćavanja otpadnih voda.
Osnovni ciljevi u oblasti upravljanja voda u okviru sektora energetike su:
obezbediti adekvatan tretman, ponovnu upotrebu ili odlaganje mulja sa uređaja za prečišćavanje;
obezbediti prečišćavanje otpadnih voda iz energetike i industrije revitalizacijom postojećih uređaja i izgradnjom novih postrojenja za prečišćavanje otpadnih voda iz industrija koje ispuštaju opasne materije;
obezbediti prečišćavanje otpadnih voda koje nastaju u procesu eksploatacije i prerade mineralnih sirovina revitalizacijom postojećih postrojenja za prečišćavanje i izgradnjom novih postrojenja na lokacijama gde se ispuštaju opasne materije;
smanjiti rizik od zagađenja voda koji nastaje kao posledica rudarskih aktivnosti.
15.3. Zaštita zemljišta
Eksploatacija mineralnih sirovina, posebno na površinskim kopovima, dovodi do potpune degradacije zemljišta. Ova pojava je naročito izražena u Kolubarskom i Kostolačkom basenu gde se eksploatiše lignit koji leži ispod najkvalitetnijeg zemljišta.
Osnovni ciljevi u oblasti zaštite zemljišta su:
remedijacija kontaminiranog zemljišta u industrijskim kompleksima;
remedijacija i rekultivacija degradiranih površina izvođenjem rudarskih radova;
rešavanje problema odlaganja jalovine i isplake iz naftnih bušotina;
smanjenje uticaja na životnu sredinu prilikom odlaganja letećeg pepela promenom tehnologije deponovanja uz iskorišćenje dela letećeg pepela iz termoelektrana.
15.4. Otpad
Neadekvatno upravljanje otpadom predstavlja opasnost po zdravlje ljudi i životnu sredinu. Poseban problem predstavlja opasan otpad koji se ne sakuplja odvojeno i odlaže se bez prethodnog tretmana. Ne postoje pouzdani podaci o količini opasnog otpada koji stvara industrija, a ni sektor energetike posebno.
Uzroci problema poreklom iz sektora energetike su:
veoma loša infrastruktura za tretman i odlaganje otpada;
nedostatak podataka o zapremini, sastavu i tokovima otpada;
ograničeni kapaciteti za reciklažu otpada;
nedostatak profesionalnih kapaciteta za upravljanje opasnim otpadom;
nedostatak postrojenja za skladištenje, tretman i odlaganje opasnog otpada;
nedostatak sistema za upravljanje posebnim tokovima otpada (baterije i akumulatori, otpadna ulja, polihlorovani bifenili-PCB, elektronski otpad, vozila na kraju veka trajanja, otpadne gume itd.).
Uticaj na životnu sredinu je višestruk:
zagađenje površinskih i podzemnih voda i zemljišta procednim vodama;
degradacija prostora nepropisnim odlaganjem otpada;
zagađenje zemljišta, voda i vazduha neprikladnim postupanjem sa posebnim tokovima otpada (otpadna ulja, vozila na kraju upotrebnog veka, elektronski otpad, baterije i akumulatori, azbest, fluorescentne cevi itd.).
Osnovni ciljevi upravljanja otpadom u oblasti energetike, rudarstva i industrije su:
podsticanje smanjenja nastajanja i iskorišćenja i reciklaže otpada, racionalno korišćenje prirodnih resursa (čistije tehnologije, razdvajanje otpada, integrisano sprečavanje i kontrola zagađivanja, ekonomski instrumenti, obrazovanje);
smanjenje rizika od nastalog otpada (zatvaranje i sanacija postojećih lokacija kontaminiranih opasnim otpadom koje predstavljaju rizik po životnu sredinu);
uspostavljanje katastra zagađivača i upravljanje bazom podataka;
prikupljanje statističkih podataka o otpadu.
15.5. Hemikalije i hemijski udesi
Udesi sa opasnim materijama u proizvodnji, korišćenju, skladištenju, transportu i odlaganju predstavljaju izvore zagađenja životne sredine i rizik po ljudsko zdravlje. Oni za posledicu mogu imati ispuštanje u životnu sredinu opasnih materija, kao što su gorivo, lubrikanti, sredstva za čišćenje, razređivači, polihlorovani bifenili itd. Industrijska i energetska postrojenja koja potencijalno izazivaju najveće rizike po životnu sredinu u situacijama kada dođe do kvara, locirana su na sledećim mestima:
Pančevo (Rafinerija – naftni proizvodi),
Novi Sad (NIS – naftna industrija),
Obrenovac, Kostolac, Lazarevac (termoelektrane).
Uzroci problema su:
nepravilno skladištenje hemikalija i opasnog otpada;
zastarele industrijske tehnologije;
nedovoljna obučenost i tehnološka disciplina;
slaba organizacija i sprovođenje preventivnih mera, kao i nepažnja i nepravilno rukovanje hemikalijama i opasnim otpadom.
Uticaj na životnu sredinu je:
kontaminacija zemljišta i voda izlivanjem ugljovodonika, razređivača, polihlorovanih bifenila i drugih hemikalija;
zagađenje vazduha ispuštanjem zagađujućih materija.
Akcioni plan za dostizanje postavljenih ciljeva iz oblasti zaštite životne sredine prikazan je u Prilogu 15.1
Sprovođenje mera iz ovog akcionog plana, kao i sprovođenje postojećih zakonskih propisa uslovljava infrastrukturne radove prikazane u Prilogu 15.2.
Prilog 15.1. Akcioni plan za dostizanje postavljenih ciljeva u oblasti zaštite životne sredine , do 2012. godine
Ciljevi Aktivnosti/mere Rok i nadležna institucija 1. Usklađivanje nacionalnih propisa iz oblasti prirodnih resursa, upravljanja otpadom, upravljanja kvalitetom vazduha, voda i drugo sa propisima EU 1. Donošenje novih propisa (zakona sa odgovarajućim pratećim podzakonskim dokumentima)2. Implementacija Direktive o energetskim performansama zgrada (Directive 2002/92/EC) i Direktive o učešću obnovljivih izvora energije (Directive 2001/77/EC)3. Revizijanje odgovarajućih postojećih zakona i podzakonskih propisa4. Izgradnja administrativnih i institucionalnih kapaciteta:- jačanje administrativnih kapaciteta za usklađivanje propisa sa zakonodavstvom EU, – jačanje administrativnih kapaciteta za efikasnije sprovođenje propisa u oblasti zaštite životne sredine,- jačanje inspekcijske kontrole,- jačanje nadležnih agencija,- jačanje administrativnih kapaciteta, posebno institucija i organa zaduženih za planiranje, izdavanje dozvola, kontrolu i praćenje, kao i upravljanje projektima,- jačanje finansijskih fondova 2007–2009.nadležno ministarstvo, SEPA, SEEA, 2. Podsticanje racionalnog korišćenja prirodnih resursa, povećanja energetske efikasnosti u industriji i zgradarstvu, smanjenja emisije zagađujućih materija u vazduh, smanjenja nastajanja i većeg korišćenja otpada 1. Donošenje Nacionalne strategije održivog korišćenja prirodnih resursa i dobara 2007. nadležno ministarstvo 2. Donošenje akcionih planova upravljanja resursima, upravljanje otpadom i zaštitu vazduha 2007–2008. nadležno ministarstvo 3. Unapređenje korišćenja čistijih tehnologija:- donošenje Strategije uvođenja čistije proizvodnje,- uspostavljanje Nacionalnog centra za čistiju proizvodnju,- podsticanje sprovođenja projekata i prakse čistije proizvodnje,- pospešivanje racionalnog korišćenja energije u industrijskom sektoru 2007–2009.nadležno ministarstvo, industrija, SEEA, NIO 4. Sprovođenje propisa o integrisanom sprečavanju i kontroli zagađivanja:- završetak izrade svih podzakonskih propisa,- donošenje nacionalnih BAT (BREF) i BEP- izrada Nacionalnog programa koji se odnosi na klimatske promene do 2007. godine 2007–2010.nadležn ministarstvo, opštine, SEPA, SEEA 5. Donošenje nacionalnih programa iz oblasti zaštite životne sredine, klimatskih promena, zaštite zdravlja i sl. 2007.nadležno ministarstvo 6. Ocene stanja i izrada katastara energetskih izvora i identifikacija energetskih potreba i potencijala za uštedu energije u zgradama, katastra zagađivača i gasova sa efektom staklene bašte 2006–2010.nadležno ministarstvo 7. Ekonomski instrumenti:- unapređenje mera naknade za zagađivanje životne sredine,- primena diferencirane naknade za olovni/bezolovni benzin,- diferencijacija poreza za unapređenje proizvoda i aktivnosti pogodnih po životnu sredinu,- razvijanje mehanizama za rešavanje problema nasleđenog zagađenja,- otklanjanje dispariteta i dovođenje cena energije (toplotne i električne) na ekonomski nivo,- uvođenje podsticajnih instrumenata za rekultivaciju zemljišta 2007–2010.nadležno ministarstvo 8. Društveno odgovorno poslovanje:- planovi upravljanja prirodnim resursima,- implementacija ISO 14000, EMS/EMAS 2008.- 2010.industrija 9. Obrazovanje i razvijanje svesti 2008.nadležno ministarstvo, opštine, NIO 3. Smanjenje rizika od zagađenja vazduha i oštećenja ozonskog omotača – uspostavljanje automatskog monitoringa nad značajnim emiterima,- uvođenje sistema monitoringa energetske potrošnje i mera zaštite i unapređenja životne sredine kroz smanjenu upotrebu fosilnih goriva. 2007–2009.nadležno ministarstvo, industrija, NIO Uvođenje podsticajnih instrumenata za stimulisanje obnovljenih izvora energije:- uvođenje poreskih i carinskih olakšica,- uvođenje subvencija pri izgradnji postrojenja za korišćenje obnovljivih izvora energije,- kreditiranje investicija koje će doprineti osetnom smanjenju zagađenja vazduha,- jačanje Fonda za energetsku efikasnost, 2007–2009.nadležno ministarstvo, industrija 4. Usvajanje i implementacija dokumenata iz oblasti uticaja energetike i industrije na promene klime i podsticanje mera za zaštitu klime – Jačanje kapaciteta, stvaranje uslova za ratifikaciju konvencija i njihovo dalje sprovođenje- Unapređenje proučavnja mogućih uticaja klimatskih promena na različite sektore privrede, prirodne resurse i ljudsko zdravlje- Institucionalno i kadrovsko osposobljavanje za aktivnosti u oblasti klimatskih promena 2007–2012.nadležno ministarstvo 5. Izgradnja ili unapređenje infrastrukture za upravljanje otpadom – stvaranje uslova za efikasniji tretman i unapređenje korišćenja otpada u energetske svrhe- izrada studija opravdanosti o mogućnosti korišćenja deponijskog gasa za proizvodnju toplotne ili električne energije 2007–2012.nadležno ministarstvo, opštine, industrija 6. Podsticanje korišćenja prirodnog gasa i smanjenja zagađenja u saobraćaju Uvođenje odgovarajućih taksi 2007–2012.nadležno ministarstvo Promocija korišćenja prirodnog gasa kao pogonskog goriva motornih vozila 2007–2010.nadležno ministarstvo Implementacija EU direktive koja definiše kvalitet goriva (Dir. 2003/17/EC) i direktive 2003/30/EC 2007–2010.nadležno ministarstvo 7. Obrazovanje i razvijanje javne svesti 1. Edukacija: – organizovanje treninga za zaposlene u privredi i državnim institucijama na republičkom, regionalnom i lokalnom nivou- predškolski i školski program za vaspitanje i obrazovanje u oblasti održivog korišćenja prirodnih resursa, energije, kimatskih promena i sl.2. Razvijanje javne svesti:- kampanje, – informisanje građana,- uključivanje javnosti u odlučivanje 2008.nadležno ministarstvo, opštine
Prilog 15.2. AKTIVNOSTI I MERE – Infrastrukturni zahvati u oblasti zaštite životne sredine
EPS – ZAŠTITA VAZDUHA I TLA Br. Aktivnost/mera Period realizacije 1. Rekonstrukcija ili zamena postojećih elektrofiltera na TE EPS-a (GVE = 50 mg/Nm3) sa ugradnjom kontinualnih merača protoka i kvaliteta dimnih gasova 2007–2012. 2. Primena primarnih mera za smanjenje emisije NOx (GVE = 200 mg/Nm3) U toku – 2012. 3. Izgradnja postrojenja za odsumporavanje (GVE =200/400 mg/Nm3) 2008–2012. 4. Uvođenje nove tehnologije transporta i odlaganja pepela i šljake na deponiju 2007 –2009. UKUPNO 760,9 miliona EUR EPS – ZAŠTITA VODA Br. Aktivnost/mera Period realizacije 1. Studije: Bilansiranje otpadnih voda TE i TE-TO EPS-a u toku 2. Izgradnja postrojenja za prečišćavanje zauljenih otpadnih voda u toku – 2007. 3. Izgradnja postrojenja za prečišćavanje otpadnih voda 2007–2008. 4. Programa osmatranja – Snimanje poprečnih profila Dunava, Save, Tise i pritoka. Obnavljanje mreže pijezometara u priobalju, maršutna merenja sa ispitivanjem kvaliteta vode, biote i sedimenta (jedanput godišnje), antierozioni i bujičarski radovi, rešavanje pitanja plovećih ostrva, izrada katastra zagađivača itd. 2007–2010. Ukupno procenjena sredstva 11,4 miliona EUR EPS – OTPAD Br. Aktivnost/mera Period realizacije 1. Formiranje osnovnih dokumenata i mehanizama za upravljanje otpadom:formiranje katastra otpada formiranje informacionog sistema za upravljanje otpadomusklađivanje sa JUS – ISO 14000zamena i uklanjanje PCB-a iz postrojenja EPS-a (NIP – MNiZŽS – 2.000.000evra)dalje aktivnosti na reciklaži i valorizaciji otpada u sekundarnu sirovinu: pepeo i šljaka, jonske smole, staklena i mineralna vuna, otpadna ulja, akumulatori i AKU baterije, proizvodi budućih novih tehnologija (odsumporavanje, denitrifikacija, otpad-talog pri prečišćavanju otpadnih voda itd.) u toku –do 2010 . Ukupno procenjena sredstva 7 miliona EURnapomena: * – Investicije u oblasti otpada su sagledana bez rešavanja problema deponija pepela i šljake kao i deponija gipsa. NIS – istraživanje i eksploatacija nafte i gasa Br. Aktivnost/mera Period realizacije 1. Realizacija Projekta sanacije nekontrolisane migracije CO2 gasa na polju Bečej;Studija trajnog zbrinjavanja otpada nastalog u procesu istraživanja i proizvodnje nafte i gasa;Izrada projektno-tehničke dokumentacije za Projekat sistema za prikupljanje i spaljivanje procesnih fluida u pogonu TNG u Elemiru;Rekultivacija i ozelenjavanje jednog broja zbirnih deponija otpadne isplake;Pripremu izgradnje Centralne deponije otpadne isplake u Novom Miloševu. u toku NIS – rafinerijska prerada Izgradnja postrojenja SuperClaus u RNP *Povezivanje sigurnosnih ventila u blokovima V i VI na sistem bakljePovećanje stepena zaptivenosti procesne opreme, korišćenjem novih tehničkih rešenja (dvostruko zaptivanje i korišćenje barijernih fluida)Revitalizacija postrojenja za rekuperaciju gasova sa bakljeRekonstrukcija rezervoarskog prostoraRekonstrukcija na postrojenjima za pretakanje nafte i naftnih derivataSanacija sistema uljne kanalizacijeAktivacija postrojenja za obradu kiselih otpadnih voda, obezbeđivanje pouzdanog rada jame za neutralizaciju na postrojenju Alkilacija, izgradnja postrojenja za neutralizaciju istrošene lužine, i intervencijama na API – separatoruPovećanjem kontrole kvaliteta mazuta za loženjeBio-remedijacijom zagađenog zemljištaPostavljanje uređaja za kontinualno merenje emisijePovezivanje 26 rekonstruisanih rezervoara u sistem za povraćaj pare i gasova (recovery system) kako bi se smanjila emisija opasnih i zagađujućih materija. u toku – do 2009. godine Ukupno procenjena sredstva Ukupno planirana ulaganja za zaštitu životne sredine u RNP iznose 78.360.000evra, a do sredine 2006. god. je uloženo 27.300.000evra, a ulaganje u RNS iznosi 24.338.000evra, od čega je uloženo u 2006 god. 3.064.000evra.napomena: bez investicija u SuperClaus Industrija, toplane i deo rafinerijskih postrojenja Br. Neophodne aktivnosti i mere koje će direktno ili posredno dovesti do poboljšanja životne sredine Period realizacije Unapređenje postojećih industrijskih i toplovodnih kotlovaUnapređenje, odnosno zamena gorionika (sa niskim NOx) u indsutrijskim kotlovimaUvođenje kontinualne kontrole sagorevanjaUnapređenje, odnosno zamena postojeće opreme za smanjenje i kontrolu čestičnog zagađenjaDalje uvođenje čistijih i efikasnijih proizvodnih tehnologijaProširivanje gasovodne mrežu za priključenje industrijskih potrošača, kao i distributivne mreže za priključenje domaćinstava i male privredeModernizacija postojećih postrojenja za centralno grejanje (poboljšanje energetske efikasnosti sagorevanja u pećima, nova oprema za smanjenje i kontrolu zagađenja vazduha)Proširenje toplovodne distributivne mrežeProširenje gasovodne distributivne mrežeRemedijacija visokozagađenih zemljišta u rafinerijamaIzgradnja skladišta za privremeno odlaganje zauljene zemlje, opasnog otpada i postrojenje za obradu zauljenih otpadnih vodaDalja modernizacija proizvodnih tehnologija i izgradnja postrojenja za prečišćavanje dimnih gasova u industrijskim postrojenjimaRevitalizacija svih postojećih postrojenja za prečišćavanje otpadnih vodaIzgradnja novih postrojenja za prečišćavanje otpadnih vodaRevitalizacija svih postojećih postrojenja za prečišćavanje otpadnih voda iz industrijaIzgradnja novih postrojenja za prečišćavanje otpadnih voda iz rudarstvaDalja rekonstrukcija jalovišta, brana, kolektora i dr. do 2012. godine Ukupno procenjena sredstva približno 200 miliona u oblasti rudarstva i industrijeNapomena: predviđena sredstva su samo za radove u oblasti zaštite životne sredine
Za preostale radove u oblasti energetike predviđa se približno 400 miliona evra (uključujući i sanaciju deponija pepela)
Procenjeno je da će ulaganja za smanjenje emisija buke iznositi ne više od 15 miliona evra, a od nejonizujućeg zračenja ne može se precizno odrediti, ali se pretpostavlja da ne bi trebalo da pređu 5 miliona evra.
SADRŽAJ
UVOD 1
1.POVRŠINSKA EKSPLOATACIJA UGLJA 2
1.1. REZERVE I KAPACITETI ZA PROIZVODNJU UGLJA NA POVRšINSKIM KOPOVIMA 2
1.2. PROIZVODNJA I ISPORUKA UGLJA U 2004. I 2005. GODINI 3
1.3. PROJEKTI REVITALIZACIJE I MODERNIZACIJE POSTOJEćIH KAPACITETA ZA PROIZVODNJU UGLJA, KAO I OBNAVLJANJA REZERVI UGLJA 4
1.3.1.Projekti u Rudarskom basenu „Kostolac” 4
1.3.2.Projekti u Rudarskom basenu „Kolubara” 5
1.3.3.Strateški programi obnavljanja rezervi uglja i rezervacije prostora 11
1.4. PROGRAMI I PROJEKTI NOVIH I/ILI ZAMENSKIH KAPACITETA ZA PROIZVODNJU UGLJA 11
1.5. ZAKLJUčAK 14
2.PODZEMNA EKSPLOATACIJA UGLJA 16
2.1. OSNOVNI PODACI O PODZEMNOJ EKSPLOATACIJI UGLJA 16
2.2. PROGRAMI I PROJEKTI MODERNIZACIJE, REVITALIZACIJE POSTOJEćIH KAPACITETA ZA PROIZVODNJU UGLJA, KAO I OBNAVLJANJE REZERVI UGLJA 19
2.2.1.Kapaciteti za proizvodnju uglja 20
2.2.2.Obnavljanje rezervi uglja 24
2.3. PROGRAMI I PROJEKTI IZGRADNJE NOVIH I/ ILI ZAMENSKIH KAPACITETA ZA PROIZVODNJU UGLJA 24
2.3.1.Izgradnja zamenskih kapaciteta 24
2.3.2.Novi kapaciteti za prizvodnju uglja 28
2.4. PROCENA POTREBA ZA IZRADOM NOVIH DODATNIH ANALIZA 28
2.5. ZAKLJUčAK 30
3.NAFTNA PRIVREDA 31
3.1. ISTRAžIVANJE I PROIZVODNJA NAFTE I GASA 31
3.1.1.Raspoloživi proizvodni kapaciteti i njihove karakteristike 31
3.1.2.Zaštita životne sredine 32
3.1.3.Programi i projekti razvoja 33
3.1.4.Program diverzifikacije delatnosti – Kogeneracija 34
3.1.5.Zaključak 35
3.2. RAFINERIJSKA PRERADA NAFTE 35
3.2.1.Kapaciteti za preradu nafte 35
3.2.2.Prerada i struktura proizvodnje derivate nafte 36
3.2.3.Programi i projekti modernizacije 36
3.2.4.Program tehnološkog razvoja RNS 39
3.2.5.Zajednička struktura proizvodnje obe rafinerije 40
3.3. PROMET NAFTNIH DERIVATA 40
3.3.1.Delatnost prometa derivata nafte 40
3.3.2.Aktuelno stanje u prometu derivata nafte 41
3.3.3.Programi i projekti razvoja 43
3.3.4.Procena efekata planiranih investicionih ulaganja 46
3.3.5.Procena potreba za izradom detaljnijih analiza i iniciranje novih mera 47
4.TRANSPORT NAFTE 48
4.1. FIZIčKI OBIM TRANSPORTA NAFTE 48
4.2. TRžIšTE I KORISNICI USLUGA TRANSPORTA 49
4.3. STATUS I TRENDOVI PONUDE I TRAžNJE NAFTE I MOTORNIH GORIVA U SVETU I EVROPI 49
4.4. POREđENJE TROšKOVA RAZNIH VIDOVA TRANSPORTA NAFTE I DERIVATA NAFTE 50
4.5. TRžIšTE NAFTE I MOTORNIH GORIVA U REPUBLICI SRBIJI 52
4.6. PROGNOZE RAZVOJA TRAžNJE MOTORNIH GORIVA I NAFTE U REPUBLICI SRBIJI 53
4.6.1.Postojeće projekcije intoeziteta saobraćaja 54
4.6.2.Postojeće projekcije potrošnje motornih goriva 54
4.6.3.Kvantitativni i kvalitativni faktori koji utiču na tražnju 55
4.6.4.Projekcije potrošnje motornih goriva u Republici Srbiji do 2025. 56
4.6.5.Projekcije razvoja intenziteta transporta nafte u Republici Srbiji do 2025 57
4.7. STRATEšKI PLANOVI RAZVOJA 58
4.7.1.Osnove za uspostavljanje razvojnih ciljeva i strategija 58
4.7.2.Razvojni projekat: Razvoj postojećeg sistema naftovoda 58
4.7.3.Razvojni projekat: Izgradnja sistema produktovoda kroz Srbiju 59
4.7.4.Razvojni projekat: Izgradnja Panevropskog naftovoda (PEOP) 60
4.8. DINAMIKA PLANIRANIH ULAGANJA I EKONOMSKE ANALIZE 61
4.9. IZVORI FINANSIRANJA I OBAVEZE PREMA NJIMA 62
4.10. EKONOMSKO-FINANSIJSKI EFEKTI RAZVOJNIH INVESTICIJA 63
4.11. ZAKLJUčAK 64
5.GASNA PRIVREDA 66
5.1. POSTOJEćA INFRASTRUKTURA GASOVODNOG SISTEMA SRBIJE 66
5.2. PROIZVODNJA, UVOZ I ISPORUKA PRIRODNOG GASA, PO SEKTORIMA POTROšNJE U 2004. I 2005. GODINI 67
5.3. TEHNIčKA REGULATIVA, PROPISI I STANDARDI 67
5.4. PROJEKTI MODERNIZACIJE, REVITALIZACIJE ILI REKONSTRUKCIJE POSTOJEćIH OBJEKATA 67
5.5. PROJEKTI IZGRADNJE NOVIH MAGISTRALNIH, RAZVODNIH I DISTRIBUTIVNIH GASOVODA KAO I PODZEMNIH SKLADIšTA 68
5.6. PRAćENJE REALIZACIJE PROGRAMA U SEKTORU GASNE PRIVREDE 70
6.HIDROELEKTRANE 73
6.1. PRIKAZ POSTOJEćIH HIDROELEKTRANA U REPUBLICI SRBIJI 73
6.2. PROGRAMI I PROJEKTI MODERNIZACIJE I REVITALIZACIJE POSTOJEćIH HE 74
6.2.1.HE Đerdap I 75
6.2.2.HE Ovčar Banja i HE Međuvršje 75
6.2.3.HE Bajina Bašta 75
6.2.4.HE Zvornik 76
6.2.5.Vlasinske HE 76
6.2.6.Limske HE 76
6.2.7.Male hidroelektrane 76
6.2.8.Laboratorija za ispitivanje hidrauličkih mašina 76
6.2.9.Mere za eliminisanje dosadašnjih problema na modernizaciji i revitalizaciji hidroelektrana 77
6.3. PROJEKTI IZGRADNJE NOVIH HIDROENERGETSKIH KAPACITETA 77
6.3.1.Dogradnja postojećih kapaciteta 77
6.3.2.Izgradnja novih kapaciteta 78
6.3.3.Iskorišćenje potencijala graničnih slivova Republike Srbije 80
7.TERMOELEKTRANE I TERMOELEKTRANE–TOPLANE 81
7.1. PRIKAZ POSTOJEćIH TERMOELEKTRANA I TERMOELEKTRANA-TOPLANA U REPUBLICI SRBIJI 81
7.1.1.Instalisani kapaciteti termoelektrana i termoelektrana-toplana 81
7.1.2.Najznačajniji zahvati sprovedeni na postojećim termoelektranama u periodu 2000–2005. 82
7.1.3.Trenutno tehničko stanje termoelektrana i termoelektrana-toplana 83
7.2. PROJEKTI MODERNIZACIJE I REHABILITACIJE POSTOJEćIH TERMOELEKTRANA I TERMOELEKTRANA-TOPLANA U REPUBLICI SRBIJI 84
7.2.1.Rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A4 85
7.2.2.Rehabilitacija i modernizacija TE Nikola Tesla A6 86
7.2.3.Rekonstrukcija mlinova na TE Nikola Tesla A3-A5 86
7.2.4.Povlačenje postrojenja iz pogona 86
7.3. PROJEKTI IZGRADNJE NOVIH TERMOELEKTRANA I TERMOELEKTRANA –TOPLANA REPUBLIKE SRBIJE 87
7.3.1.Izgradnja novih termoelektrana i termoelektrana-toplana na domaće gorivo 88
7.3.2.Grejanje Beograda iz termoenergetskog postrojenja 94
7.3.3.Laboratorija za ispitivanje termoenergetskih postrojenja 95
7.4. PROGRAMI I PROJEKTI IZ OBLASTI ZAšTITE žIVOTNE SREDINE TERMOELEKTRANA I TERMOELEKTRANA-TOPLANA U REPUBLICI SRBIJI 95
8.ELEKTRODISTRIBUCUJA 100
8.1. OSTVARENJE ELEKTROENERGETSKOG BILANSA U 2005. GODINI 100
8.2. STANJE MERNE INFRASTRUKTURE, PROCENJENI NIVOI GUBITAKA U ODNOSU NA UKUPNE I VALORIZOVANI IZNOS SREDSTAVA KOJI SE PO TOM OSNOVU ODLIVA. 101
8.3. PODACI O STANOVNIšTVU, ENERGIJI I SNAZI – PROGNOZA ZA PERIOD 2006–2012. GODINE 101
8.4. DINAMIKA REVITALIZACIJE I MODERNIZACIJE ELEKTROENERGETSKI OBJEKTI DO 2012. GODINE 104
8.5. DINAMIKA IZGRADNJE NOVIH ELEKTROENERGETSKI OBJEKTA DO 2012. GODINE 105
8.6. DINAMIKA ZAMENE POSTOJEćE MERNE INFRASTRUKTURE 106
8.7. KVANTIFIKACIJA EFEKATA REALIZACIJE PROGRAMA 106
9.PRENOS ELEKTRIČNE ENERGIJE 113
9.1. STANJE IZGRAđENOSTI I OSNOVNE KARAKTERISTIKE RADA 113
9.2. RAZVOJ ELEKTROPRENOSNOG SISTEMA 115
9.2.1.Pregled kapitalnih investicija po oblastima 117
9.2.2.Oblasti investiranja u elektroprenosni sistem 118
9.2.3.Tehnički opis prioritetnih oblasti investiranja 120
9.2.4.Prikaz troškova i dobiti 124
9.3. UTICAJ ELEKTROPRENOSNOG SISTEMA NA OKOLINU 125
9.3.1.Uticaj dalekovoda 125
9.3.2.Uticaj transformatorskih stanica na zaštitu životne sredine 126
9.3.3.Predlog mera za zaštitu životne sredine kod razvoja prenosne mreže 126
9.4. ZAKLJUčAK 127
10.GRADSKE TOPLANE I INDIVIDUALNE KOTLARNICE 128
10.1. STRATEšKI I REGULTORNI OKVIR 128
10.2. POSTOJEćA INFRASTRUKTURA 128
10.3. TEHNIčKA REGULATIVA, PROPISI I STANDARDI 130
10.4. PROJEKTI REVITALIZACIJE, REKONSTRUKCIJE I MODERNIZACIJE SISTEMA DALJINSKOG GREJANJA 131
10.4.1.Toplotni izvori 131
10.4.2.Distributivna mreža toplotne eneregije 133
10.4.3.Toplotne podstanice 134
10.4.4.Projekti povećanja toplotnog konzuma i projekti izgradnje novih ili zamene postojećih toplotnih izvora 136
10.5. UTICAJ NA ZAšTITU žIVOTNE SREDINE 137
11.INDUSTRIJSKA ENERGETIKA 139
11.1. PRIKAZ SEKTORA INDUSTRIJE 139
11.1.1.Stanje u proizvodnji i potrošnji energije po sektorima industrije 139
11.1.2.Opis postojeće infrastukture toplotnih izvora u okviru industrijskih kotlarnica i energana 140
11.2. PROGRAMI I PROJEKTI MODERNIZACIJE, REVITALIZACIJE ILI REKONSTRUKCIJE POSTOJEćIH OBJEKATA, ODNOSNO POSTROJENJA U OKVIRU INDUSTRIJSKIH ENERGETSKIH IZVORA 141
11.3. PROGRAMI I PROJEKTI KOJI SE ODNOSE NA IZGRADNJU NOVIH ILI ZAMENU POSTOJEćIH OBJEKATA I POSTROJENJA ILI IZVORA U OKVIRU INDUSTRIJSKIH KOTLARNICA I ENERGANA 142
11.4. EFEKTI PRIMENE MERA REVITALIZACIJE, REKONSTRUKCIJE I PROJEKATA ZAMENE POSTOJEćIH OBJEKATA I POSTROJENJA ILI IZVORA U OKVIRU INDUSTRIJSKIH KOTLARNICA I ENERGANA 145
11.5. PODSTICAJNE MERE ENRGETSKE EFIKASNOSTI 147
12.ENERGETSKA EFIKASNOST 150
12.1. STANJE U SEKTORIMA POTROšNJE ENERGIJE 150
12.1.1.Industrija 151
12.1.2.Saobraćaj 151
12.1.3.Zgradarstvo 152
12.2. PRAVNI I INSTITUCIONALNI OKVIR U REPUBLICI SRBIJI I PRAKSA EU 153
12.3. BARIJERE ZA POVEćANJE ENERGETSKE EFIKASNOSTI 155
12.4. MERE ZA POVEćANJE ENERGETSKE EFIKASNOSTI 155
12.4.1.Regulatorne i podsticajne mere 156
12.4.2.Tehničke i organizacione mere 157
12.5. PRAćENJE REALIZACIJE PROGRAMA U DELU ENERGETSKE EFIKASNOSTI 160
12.6. ZAKLJUčAK 160
13. OBNOVLJIVI IZVORI ENERGIJE 163
13.1. DEFINICIJA OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE 163
13.2. ENERGETSKI POTENCIJAL OIE U REPUBLICI SRBIJI 163
13.3. POSTOJEćI STRATEšKI OKVIRI ZA KORIšćENJE OBNOVLJIVIH IZVORE ENERGIJE U REPUBLICI SRBIJI 164
13.4. MEđUNARODNE OBAVEZE SRBIJE U POGLEDU OIE 164
13.5. POSTOJEćI PRAVNI OKVIRI 165
13.6. MERE PODSTICAJA U REPUBLICI SRBIJI I ISKUSTVA DRUGIH ZEMALJA 166
13.7. POSTOJEćA INFRASTRUKTURA U OBLASTI OIE 167
13.8. STANJE I MOGUćNOSTI DOMAćE PROIZVODNJE I ISTRAžIVANJA I TRANSFER TEHNOLOGIJA 167
13.9. CILJEVI I OčEKIVANI REZULTATI PROGRAMA U OBLASTI NOIE 168
13.9.1.Mere i aktivnosti u cilju otkalnjanja barijera za investicije 168
13.9.2.Očekivane investicije u OIE tokom realizacije Programa u oblasti NOIE 2007–2012. 168
13.10. SPROVOđENJE I PRAćENJE REALIZACIJE PROGRAMA U OBLASTI NOIE 169
14.FOND ZA ENERGETSKU EFIKASNOST 179
14.1. STANJE U ENERGETICI REPUBLIKE SRBIJE 179
14.2. STRATEšKI OKVIR ZA OSNIVANJE FONDA U REPUBLICI SRBIJI 180
14.2.1.Strategija 180
14.2.2.Ugovor o osnivanju zajednice za energetiku jugoistočne Evrope 180
14.2.3.Strategija kojom se uređuje privredni razvoj Srbije do 2012. godine 180
14.3. INSTITUCIONALNI OKVIR 180
14.3.1.Agencija za energetsku efikasnost 180
14.3.2.Nacionalni program energetske efikasnosti 181
14.3.3.Regionalni centri energetske efikasnosti 181
14.4. OčEKIVANI REZULTATI UVOđENJA FONDA 181
14.5. PREDLOG PRAVNOG REšENJA I POSTUPKA ZA OSNIVANJE FONDA 182
14.6. MOGUćI IZVORI PRIHODA FONDA ZA ENERGETSKU EFIKASNOST 182
14.7. POTENCIJALI MOGUćIH FINANSIJSKIH IZVORA 182
14.7.1.Nove namenske naknade 182
14.7.2.Budžet Republike Srbije 184
14.7.3.Donacije 184
14.7.4.Krediti 184
14.7.5.Obnovljiva sredstva 185
14.8. DINAMIčKA PROJEKCIJA PRIHODA I PLASMANA SREDSTAVA FONDA 185
14.8.1.Struktura prihoda Fonda prema izvorima za period do 2012. godine 185
14.8.2.Dinamička projekcija prihoda Fonda do 2012. godine 186
14.8.3.Dinamička projekcija plasmana sredstava Fonda do 2012. godine 186
15. ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE 187
15.1. ZAšTITA VAZDUHA 187
15.2. ZAšTITA VODA 188
15.3. ZAšTITA ZEMLJIšTA 189
15.4. OTPAD 189
15.5. HEMIKALIJE I HEMIJSKI UDESI 190
[pic][pic][pic]
———————–[pic]
221.362
288.885
275.545
402.507
0
150.000
300.000
450.000
2002. god.
2003. god.
2004. god.
2005. god.
u tonama