Upload
others
View
2
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERZA V MARIBORU
FAKULTETA ZA ELEKTROTEHNIKO,
RAČUNALNIŠTVO IN INFORMATIKO
in
EKONOMSKO-POSLOVNA FAKULTETA
Boštjan Žajber
IZKORIŠČANJE VODNEGA POTENCIALA
SPODNJE SAVE
Diplomska naloga
Maribor, junij 2008
I
UNIVERZA V MARIBORU EKONOMSKO-POSLOVNA FAKULTETA 2000 Maribor, Razlagova 14
FAKULTETA ZA ELEKTROTEHNIKO, RAČUNALNIŠTVO IN INFORMATIKO 2000 Maribor, Smetanova ul. 17
Diplomska naloga univerzitetnega študijskega programa
IZKORIŠČANJE VODNEGA POTENCIALA
SPODNJE SAVE
Študent: Boštjan ŽAJBER
Študijski program: univerzitetni, Gospodarsko inženirstvo
Smer: Močnostna elektrotehnika
Mentor na FERI: red. prof. dr. Jože PIHLER
Mentor na EPF: izred. prof. dr. Jožica KNEZ-RIEDL
Maribor, junij 2008
III
ZAHVALA
Zahvaljujem se mentorjema, dr. Jožici Knez-Riedl in
dr. Jožetu Pihlerju, za mentorstvo, pomoč in strokovno
vodenje pri opravljanju diplomske naloge. Zahvaljujem
se tudi vsem ostalim, ki so mi pomagali in doprinesli k
nastajanju te naloge ter mi s tem nesebično odstopili
delček svojega časa.
Posebna zahvala velja družini, ki me je vzpodbujala in
mi stala ob strani ves čas študija.
IV
Izkoriščanje vodnega potenciala
spodnje Save
Ključne besede: hidroelektrarne, RETScreen, investicijski stroški za hidroelektrarno, reka Sava
UDK: 621.311.21 (043.2)
Povzetek V diplomski nalogi je predstavljen hidroenergetski potencial Slovenije in reke Save.
Opisan je načrtovani projekt izgradnje verige petih hidroelektrarn na spodnji Savi. S
pomočjo programskega orodja RETScreen je opravljena ekonomsko finančna analiza
predvidenih tehničnih rešitev. Uporabljeni sta obe stroškovni metodi programa
RETScreen. Analiza občutljivosti za predvidene hidroelektrarne je narejena na primeru
hidroelektrarne Krško.
V
Exploitation of Water Potential of the
Lower Sava River
Key words: hydro power plants, RETScreen, investment costs for hydro power plant, Sava river
UDK: 621.311.21 (043.2)
Abstratct The paper discusses hydropower potential of Slovenia in general and of the Sava River in
particular. It also describes a planned construction project including a series of five
hydropower plants (HPPs) on the lower reaches of the Sava River. Anticipated technical
solutions and financial analyses of the technical solutions have been developed by using
the RETScreen program. Both cost evaluation methods of the RETScreen program have
been used in the financial analyses. The sensitivity analysis for the power plants concerned
has been done on the example of the Krško hydropower plant.
VI
Kazalo:
1 UVOD.............................................................................................................................. 1
1.1 Opredelitev problema ............................................................................................. 1
2 HIDROENERGETSKI POTENCIAL TER PROIZVODNJA IN PORABA
ELEKTRIČNE ENERGIJE V SLOVENIJI.................................................................. 5
2.1 Izkoriščanje vodne energije in hidroenergetski potencial ................................. 5
2.2 Proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji........................................ 8
2.3 Ocena izrabljenega in razpoložljivega hidroenergetskega potenciala
Slovenije ................................................................................................................. 10
3 PREDSTAVITEV PROJEKTA IZGRADNJE SPODNJESAVSKE VERIGE ...... 12
3.1 Izraba energetskega potenciala reke Save ...................................................... 12
3.2 Izraba energetskega potenciala verige HE na spodnji Savi .......................... 14
3.3 Opis danosti v prostoru za spodnjo Savo ......................................................... 14
3.3.1 Geološka zgradba in morfologija................................................................ 14
3.3.2 Hidrološki podatki.......................................................................................... 16
3.4 Pomen izgradnje HE na spodnji Savi ................................................................ 17
3.5 Zgodovinski mejniki .............................................................................................. 20
3.6 Koncesijska pogodba in pogoji za izkoriščanje energetskega potenciala
spodnje Save ......................................................................................................... 21
3.7 Idejni predlog gradnje verige hidroelektrarn na spodnji Savi po
predinvesticijski zasnovi ...................................................................................... 22
3.8 Dinamika gradnje verige HE na spodnji Savi ................................................... 23
3.9 Vplivi na okolje ...................................................................................................... 24
3.9.1 Vplivi hidroelektrarn na okolje ..................................................................... 24
3.9.2 Vpliv spodnjesavskih elektrarn na okolje .................................................. 26
4 PROGRAM RETScreen............................................................................................. 30
4.1 Splošen opis programa ........................................................................................ 30
4.2 Stroškovna metoda Formula ............................................................................... 34
4.2.1 Vhodni parametri........................................................................................... 34
4.2.2 Zagonski stroški pri stroškovni metodi Formula....................................... 36
4.2.3 Stalni stroški .................................................................................................. 37
VII
4.3 Natančna stroškovna metoda ............................................................................. 39
4.3.1 Izvedbena študija .......................................................................................... 39
4.3.2 Razvoj ............................................................................................................. 41
4.3.3 Inženiring........................................................................................................ 44
4.3.4 Energetska oprema ...................................................................................... 45
4.3.5 Energetska infrastruktura elektrarne.......................................................... 46
4.3.6 Razni stroški .................................................................................................. 49
4.4 Analiza občutljivosti v programu RETScreen ................................................... 50
4.5 Omejitve programa ............................................................................................... 52
5 TEHNIČNE REŠITVE V PROGRAMU RETScreen .............................................. 54
5.1 Instaliran pretok..................................................................................................... 54
5.2 Tip in število agregatov ter proizvodnja električne energije ........................... 54
6 EKONOMSKA ANALIZA V PROGRAMU RETScreen ......................................... 61
6.1 Ovrednotenje tehničnih rešitev v programu RETScreen ................................ 62
6.1.1 Stroškovna metoda Formula – HE Boštanj .............................................. 62
6.1.2 Stroškovna metoda Formula – HE Krško.................................................. 63
6.1.3 Natančna stroškovna metoda – HE Boštanj............................................. 64
6.1.4 Natančna stroškovna metoda – HE Krško................................................ 65
6.2 Analiza rezultatov po obeh metodah ................................................................. 66
6.3 Analiza občutljivosti .............................................................................................. 73
7 ZAKLJUČEK: ............................................................................................................... 79
8 LITERATURA: ............................................................................................................. 81
VIII
SEZNAM UPORABLJENIH SLIK
Slika 2.1: Proizvodnja in poraba električne energije na nivoju prenosnega omrežja 9
Slika 3.1: Načrtovane HE na Savi 13
Slika 4.1: Diagram poteka Modela Male hidroelektrarne 33
Slika 5.1: Krivulja pretoka za HE Boštanj v programu RETScreen 55
Slika 5.2: Krivulja kombiniranega izkoristka treh turbin za HE Boštanj v 57
programu RETScreen
Slika 5.3: Krivulje pretoka in moči za HE Boštanj 58
Slika 5.4: Krivulje izkoristka, pretoka in moči za HE Boštanj v programu 59
RETScreen
Slika 5.4: Vizualna simulacija bodoče HE Krško 60
Slika 6.1: Tabela finančnih parametrov v programu RETScreen 67
Slika 6.2: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski 69
dobi za HE Boštanj, stroškovna metoda Formula
Slika 6.3: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski 70
dobi za HE Krško, stroškovna metoda Formula
Slika 6.4: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski 70
dobi za HE Boštanj, Natančna stroškovna metoda
Slika 6.5: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski 71
dobi za HE Krško, Natančna stroškovna metoda
Slika 6.6: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski 76
dobi za HE Boštanj pri zmanjšanju pretoka za 20 %, Natančna
stroškovna metoda
Slika 6.7: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski 77
dobi za HE Krško pri zmanjšanju pretoka za 20 %, Natančna stroškovna
metoda
IX
SEZNAM TABEL
Tabela 3.1: Karakteristični pretoki reke Save 16
Tabela 3.2: Osnovni podatki HE na spodnji Savi 23
Tabela 3.3: Začetek gradnje, začetek obratovanja ter zaključek koncesije na 24
posameznih hidroelektrarnah v verigi
Tabela 3.4: Pregled in ocena vplivov HE na spodnji Savi na okolje 28
Tabela 4.1: Ocenjeni stroški prenosnih linij in pomožne postaje 49
Tabela 5.1: Število in tip agregatov HE na spodnji Savi 54
Tabela 5.2: Podatki krivulje izkoristka za HE Boštanj 56
Tabela 5.3: Srednja letna proizvodnja in moč elektrarn HE na spodnji Savi 57
Tabela 6.1: Zagonski stroški po obeh metodah za predvideno investicijo 66
Tabela 6.2: Zagonski stroški po obeh metodah za preostale HE 67
Tabela 6.3: Interna stopnja donosnosti za vse HE 71
Tabela 6.4: Število let do pozitivnega denarnega toka za vse HE 72
Tabela 6.5: Neto sedanja vrednost za vse HE 72
Tabela 6.6: Analiza občutljivosti pričakovane stopnje donosnosti predvidene 73
investicije glede na spreminjanje prodajne cene električne energije in
količino proizvedene električne energije
Tabela 6.7: Analiza občutljivosti pričakovanega števila let do pozitivnega 74
denarnega toka predvidene investicije glede na spreminjanje prodajne
cene električne energije in količino proizvedene električne energije
Tabela 6.8: Analiza občutljivosti neto sedanje vrednosti predvidene investicije 74
glede na spreminjanje prodajne cene električne energije in količino
proizvedene električne energije
Tabela 6.9: Analiza občutljivosti pričakovane stopnje donosnosti predvidene 75
investicije glede na spreminjanje prodajne cene električne energije in
vrednosti zagonskih stroškov
Tabela 6.10: Analiza občutljivosti pričakovanega števila let do pozitivnega 75
denarnega toka predvidene investicije glede na spreminjanje prodajne
cene električne energije in vrednosti zagonskih stroškov
Tabela 6.11: Analiza občutljivosti neto sedanje vrednosti predvidene investicije 75
glede na spreminjanje prodajne cene električne energije in vrednosti
zagonskih stroškov
Tabela 6.12: Finančni kazalci in količina proizvedene električne energije pri 77
zmanjšanju pretoka za 20 % za vse HE
X
SEZNAM UPORABLJENIH KRATIC
ang. v angleškem jeziku
DEM Dravske elektrarne Maribor
EES Elektroenergetski sistem
EU Evropska unija
EUR evro
GWh gigawattna ura
HE hidroelektrarna
HSE Holding slovenskih elektrarn
JE jedrska elektrarna
MW megawatt
NEK Nuklearna elektrarna Krško
ReSROE Resolucija o strategiji rabe in oskrbe Slovenije z energijo
SEL Savske elektrarne Ljubljana
SENG Soške elektrarne Nova Gorica
TEB termoelektrarna Brestanica
TGP toplogredni vplivi
TWh terawattna ura
ZPKEPS Zakon o pogojih koncesije za izkoriščanje potenciala spodnje Save
XI
SEZNAM UPORABLJENIH SIMBOLOV
d premer cevi oziroma cevovoda v m
D premer gonilnika turbine
h višina padca vode na izbranem odseku
k koeficient oblike za turbine
l dolžina cevi oziroma cevovoda v m
n število enot
P moč v kW
PM stroški projektnega managementa v EUR
Q pretok vode v m3/s
Qi instaliran pretok
Qsr srednji letni pretok
Q100 stoletna visoka voda
SGN stroški gradbenega nadzora v EUR
SPP stroški projektiranja in izdelave ponudb v EUR
v hitrost vode pri vstopu v turbino
Vt volumen betona potrebnega za temeljenje v m3
Wn povprečna neto proizvodnja električne energije
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 1
1 UVOD
1.1 Opredelitev problema
Liberalizacija in privatizacija trga električne energije, tako v državah EU kot tudi v
državah JV Evrope, kažeta na to, da so vlaganja v nove zmogljivosti za proizvodnjo in
prenos električne energije nujna. Poraba električne energije v svetu narašča, starostna
struktura objektov pa je neugodna. V državah Evropske Unije je več kot 55 % proizvodnih
zmogljivosti starih več kot 20 let, rezervne zmogljivosti pa se zmanjšujejo. Do leta 2030 bo
tako v EU potrebno skupaj zgraditi 637 GW novih proizvodnih objektov. Razmere v
Sloveniji pa so zaradi višje rasti porabe in pomanjkanja zmogljivosti ter še bolj neugodne
starostne strukture objektov še slabše.
Slovenija ne spada med energetsko bogate dežele, ima pa precej vodne energije, ki je še ni
dovolj izkoristila. Široka paleta energentov ji zagotavlja določeno stopnjo energetske
neodvisnosti, ki je v negotovih razmerah v oskrbi z energijo zelo pomembna za nadaljnji
gospodarski in družbeni razvoj.
Slovenija je država s skopimi viri energije, zato je v pretežni meri odvisna od njenega
uvoza. Energetska odvisnost Slovenije se v zadnjih letih giblje med 73 in 75 odstotki. V
zadnjih letih smo z domačimi viri pokrivali samo 25 odstotkov potreb po primarni energiji.
Domača vira energije sta vodna energija slovenskih rek s 4.5 odstotka pokrivanja primarne
rabe in trdna goriva predvsem lignit in rjavi premog z 20 odstotnim deležem v primarni
rabi energije. V strukturi končne rabe energije, to je energije pri porabniku, dosega
električna energija 20 odstotni delež, trdna goriva pa 8 odstotni delež. Pri podrobnem
vpogledu v strukturo proizvodnje električne energije v Sloveniji lahko ugotovimo, da
predstavlja delež proizveden v hidroelektrarnah približno tretjino vse proizvedene
elektrike. Enako velja za delež proizveden v termoelektrarnah in nuklearni elektrarni.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 2
Proizvodnja električne energije v hidroelektrarnah je praktično najčistejša. Energija vodnih
tokov se nenehno obnavlja in je najžlahtnejši obnovljivi vir energije.
Možnosti izrabe energetskega potenciala slovenskih rek v preteklosti nismo zadostno
izkoriščali. Tako je sedaj izkoriščenost vodnega potenciala za proizvodnjo električne
energije le okoli 40 odstotna. Na rekah Soči in Savi je možno zgraditi HE s skupno
instalirano močjo 1000 MW (skupna vgrajena moč slovenskih elektrarn je 2400 MW).
Zlasti slabo je izkoriščen potencial reke Save (to je samo slabih 12 %).
Želimo poudariti, da mora Slovenija kot svojo strateško usmeritev zagovarjati povečano
izkoriščanje slovenskega hidroenergetskega potenciala.
Hidroelektrarne s svojimi akumulacijskimi zajezitvami nudijo možnosti za večnamensko
izrabo prostora. Nudijo možnosti namakanja kmetijskih površin, razvoj ribištva ter
rekreativne in turistične dejavnosti.
Pomembno je izpostaviti še en vidik: Slovensko gospodarstvo ima vsa potrebna znanja in
zmogljivosti za izgradnjo elektroenergetskih objektov.
Poleg energetskih, prostorskih in vodnogospodarskih učinkov predstavljajo projekti
izgradnje hidroenergetskih objektov velike možnosti za izkoristek kapacitet slovenskega
gospodarstva, zlasti projektiranja, gradbeništva, strojegradnje, elektroindustrije ter
finančnih storitev. S tem vpliva tudi na odpiranje delovnih mest.
Vključenost slovenskega gospodarstva v izgradnjo daje tudi velike možnosti za razvoj
znanja, ki ga v Sloveniji že imamo v znanstvenih in univerzitetnih krogih, na tehničnih
fakultetah in inštitutih.
In nikar ne pozabimo, da bi dobri projekti slovenskim podjetjem dajali tudi potrebne
reference za nastop na tujih trgih.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 3
Voda predstavlja čedalje večje bogastvo. Vse težje je priti do virov čiste pitne vode. Zato
bo pitna voda postajala vedno bolj pomemben in iskan tržni artikel ter čedalje bolj
strateška dobrina. Vodne akumulacije energetskih objektov lahko dragoceno prispevajo h
kvalitetnemu ravnanju z vodo v Sloveniji v vseh pogledih: s pridobivanjem električne
energije, s protipoplavno zaščito krajev ob rečnih tokovih, z gospodarsko izrabo
akumulacijskih vodnih površin in s čim daljšim zadrževanjem te dragocene in za življenje
nepogrešljive tekočine na našem slovenskem ozemlju.
V diplomski nalogi je obdelano vprašanje izkoriščanja potenciala reke Save na odseku
spodnje Save, to je od HE Boštanj do HE Mokrice, pri državni meji z Republiko Hrvaško.
Z gradnjo hidroelektrarn bo vzpostavljena kontinuiteta gradnje verige HE na Savi, ki se je
pričela z gradnjo HE Boštanj in pričetkom postopka sprejemanja lokacijskega načrta HE
Blanca. S tem se izpolnjuje energetska zasnova verige HE na Savi, ki predvideva, v tržnih
pogojih na čim bolj ekonomičen način izkoristiti vodni potencial reke Save. Hkrati pa je ob
odpiranju trga z električno energijo, ki ga določa Energetski zakon omogočeno, da
hidroelektrarne v verigi, ki so v svojem obratovanju prilagodljive, izpolnjujejo čim več
sistemskih potreb, ki jih zahteva elektroenergetski sistem.
V diplomski nalogi smo se omejili na okoljevarstveni, tehnični in ekonomski vidik
oziroma upravičenost izgradnje predvidenih elektrarn na odseku spodnje Save ter pogojev
v zvezi s koncesijsko pravico za rabo energetskega potenciala spodnje Save. Pri izgradnji
spodnjesavske verige pa je potrebno upoštevati tudi vplive na okolje. Nedvomno
načrtovani posegi predstavljajo spremembo v prostoru, nekje le v posameznih, nekje v
vseh segmentih, kar povzroča konfliktno situacijo. Stroškovno analizo predvidenih
tehničnih rešitev smo opravili s programom REETScreen, ki je bil primarno razvit za
vrednotenje pretočnih HE. Vrednotenje akumulacijskih HE je sicer možno, vendar moramo
pri tem upoštevati nekatere poenostavitve. Spremembe padca, ki nastanejo zaradi nihanja
nivoja vode v akumulacijskem bazenu, ne moremo simulirati. Model zahteva vnos le ene
vrednosti padca, zato v primeru akumulacijske HE vnesemo primerno povprečno vrednost
padca.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 4
Diplomsko nalogo sestavljajo poleg uvoda in zaključka še trije vsebinski sklopi. Prvi sklop
zajema drugo poglavje, ki je namenjeno predstavitvi hidroenergetskega potenciala ter
proizvodnji in porabi električne energije v Sloveniji. Sledi mu tretje poglavje, ki
predstavlja predstavitev projekta izgradnje spodnjesavske verige. V tem poglavju je
predstavljen pomen izgradnje hidroelektrarn na spodnji Savi, na kratko je opisana
koncesijska pogodba ter podan idejni predlog gradnje verige hidroelektrarn po
predinvesticijski zasnovi.
V drugem sklopu je predstavljeno programsko orodje RETScreen s katerim smo opravili
stroškovno analizo tehničnih rešitev, ki so opisana v petem poglavju.
Peto in šesto poglavje predstavljata glavni sklop diplomske naloge. V prvem delu so
predstavljene tehnične rešitve, katerim sledi v šestem poglavju ekonomska analiza, v
okviru katere je narejena tudi analiza občutljivosti, s katero lahko ocenimo, kje se
pojavljajo največje nevarnosti za ekonomsko upravičenost investicije. V okviru ekonomske
analize so predstavljeni rezultati in njih razlaga.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 5
2 HIDROENERGETSKI POTENCIAL TER PROIZVODNJA IN
PORABA ELEKTRIČNE ENERGIJE V SLOVENIJI
2.1 Izkoriščanje vodne energije in hidroenergetski potencial
Energija vode je bila poleg toplotne energije, ki jo je pridobil s sežiganjem, in energije
vetra eden od prvih energetskih virov, ki se jih je človek naučil izkoriščati.
Vse dokler še ni obvladal pretvarjanja energije, je bila poleg vetra in živali tudi edini vir, ki
ga je znal "vpreči" tako, da je namesto njega opravljala fizično delo.
Ugotovitev , da je voda neusahljivi vir, za katerega danes uporabljamo izraz obnovljivi vir,
pa je človeka neločljivo vezala nanjo, tako da njenega izkoriščanja za energetske potrebe
nikoli v zgodovini ni več opustil.
Prvotne vodosilne naprave kot so mlini, žage in kovačije so bile sposobne izkoriščati
mehansko energijo vode le na kraju samem. Iz tega razloga so bile postavljene ob potokih,
ki so jim nudili to energijo.
Povsem novo obdobje se je odprlo s pretvorbo energije vode v električno energijo. Z
razvojem električne energije so tudi potrebe po njej strmo naraščale. To pa je tudi praktični
začetek gradnje hidroelektrarn.
Z izboljševanjem tehnologije postajajo elektrarne vedno večje, njihovi izkoristki pa se
izboljšujejo. Posledica tega je začetek sistematskega raziskovanja vodnega potenciala.
Energija se v vsakem vodotoku neprestano sprošča zaradi padca pri pretoku vode v strugi.
Moč na določenem odseku pa je enaka:
hQP ⋅⋅= 81,9 (2.1)
kjer je: Q (m3/s) - pretok vode
h (m) - padec vode na izbranem odseku
P (kW) - moč vode na odseku s pretokom Q in padcem h
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 6
S to enačbo je podan odnos med močjo (P), dotokom na turbino (Q) in razpoložljivo
višinsko razliko (h). Dejanska moč, ki jo elektrarna doseže, je odvisna še od izkoristkov
naprav. Pri čemer so odločilni turbina, generator in transformator. O energiji, ki jo
elektrarna tekom leta proizvede, odloča trajanje pretoka. Iz enostavne enačbe pa dobljeni
rezultati obsegajo izredno širino možnosti, ko upoštevamo še časovno komponento in
dinamiko ter omejenost različnih virov in dejavnikov kot so:
− način izvedbe hidroelektrarne in režim njenega obratovanja
− razpoložljivi pretok (naravni pretok, instalirani pretok, minimalni pretok …)
− razpoložljiva višinska razlika (nihanja v akumulaciji, predpisani pogoji
obratovanja …)
− cena električne energije (bazična, vršna, na pragu, ipd.)
− splošna družbena sprejemljivost posega (in morebitni spremljajoči posegi)
− sprejemljivost posega za vse udeležence (stakeholders)
− transport sedimentov gorvodno in dolvodno od pregrade
− velikost akumulacijskega prostora in namembnost (javni interes, gospodarska raba)
− koristni volumen akumulacijskega prostora in prioritete rabe (primarna raba po
zakonu o vodah in sekundarna raba po drugi zakonodaji (ribištvo, narava …))
− vodno okolje in obvodni prostor (nadomestni in obogatitveni ukrepi, habitati, vrste)
− cena ostalih virov energije na tržišču (upravičenost, vitalnost …)
− politične razmere (državne, regionalne, lokalne pristojnosti …)
Že upoštevanje vseh teh dinamičnih komponent je zahtevna naloga. A sistem podeljevanja
vodnih pravic za izkoriščanja vodne energije uvaja še konkurenčnost, saj se raba vodne
energije poteguje za isti vodni vir z ostalimi rabami vode, s katerimi je velikokrat
kompatibilna, lahko pa tudi diametralno nasprotna. V tujini velja, da je posebna raba voda
možna, če ni v nasprotju oziroma, če ne omogoča splošne rabe (in dostopa do) voda, če se
s tem ne posega v javne interese na vodah in če je dana prednost skupni (kolektivni) rabi
voda (združenjem uporabnikov voda). Javni interesi na vodah in načini oblikovanja vodnih
združenj ter njihovih upravičenj so določeni s področno zakonodajo, takšnih primerov pa
je veliko, npr.:
− ohranjanje življenjskih pogojev (vode) za habitate in življenjske združbe
− obramba pred škodljivim delovanjem voda in bogatenje v sušnih razmerah
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 7
− zagotavljanje osnovnih človekovih potreb po vodi
− oskrba s tehnološko vodo industrijskih con, namakalnih območij, ipd.
− ohranjanje primernega vodnega okolja za turistične dejavnosti
− plovni režim, kopališča na prostem idr.
Opredeljevanje prioritet navedenih rab v javnem interesu je naloga politike, podeljevanje
pravic posebne rabe, z upoštevanjem načel konkurenčnosti in prostega dostopa do voda,
kot ekonomske dobrine, pa naloga pristojne uprave. Naloge različnih strok so predvsem
opredelitev pogojev, posledic, stopnje sprejemljivega tveganja in spremljajočih (negativnih
in pozitivnih) pojavov, kot podlag za sprejem odločitve. Vse skupaj je potrebno z vidika
gospodarjenja z vodami povezati še s fizikalnimi lastnostmi posameznega vodnega telesa,
ki jih lahko na najbolj sežet način strnemo v naslednjih pet elementov: lega, količina,
kakovost, dinamika in potencial. (S)poznavanje, načrtovanje in programiranje, ter izvajanje
sprejetih odločitev in nadzor vseh petih navedenih elementov vodnega telesa
opredeljujemo kot osnovne naloge gospodarjenja z vodami [2].
Za odločitev o gradnji hidroelektrarne je bistveno, koliko električne energije bo proizvedla
v enem letu. Da pa lahko to določimo, je potrebno poznati hidroenergetski potencial
vodotoka. In če želimo vedeti, koliko hidroelektrarn lahko v neki državi postavimo, je
potrebno poznati hidroenergetski potencial vseh vodotokov.
Od tod pa izvira interes energetikov za sistematsko proučevanje hidroenergetskega
potenciala. Stopnja poznavanja svojega hidroenergetskega potenciala je od države do
države različna. Po eni strani je odvisna od bogatosti s hidroenergijo in drugimi
energetskimi viri, po drugi pa od gospodarske razvitosti države.
S prodorom zavesti o onesnaženosti okolja, ki ga povzročajo različni energetski viri, in ob
dejstvu, da so ti pri današnji stopnji tehnologije omejeni, hidroenergetski potencial kot
obnovljiva energija pridobiva na pomenu. To je v novejšem času povzročilo širše
proučevanje hidroenergetskega potenciala na meddržavnem nivoju. Podprle so ga tudi
mednarodne banke v okviru raznih razvojnih programov, namenjenim predvsem
gospodarsko manj razvitim državam.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 8
Pri ocenjevanju podatkov hidroenergetskih potencialov posameznih dežel moramo biti zelo
previdni. Podatki so namreč pogosto zelo nezanesljivi, oziroma jih sploh ni. Njihova
kvalitetna izdelava je strokovno zahteven in dolgotrajen postopek, ki zahteva strokovno
usposobljene ljudi in veliko dela na terenu.
V prvi vrsti je osnova dobro urejena hidrometeorološka služba na državnem nivoju.
Bistveno zanesljivejši so pri državah, ki so zbiranje hidrometeoroloških podatkov
sistematizirale že pred mnogimi leti.
Po splošnem veljavnem principu delimo hidroenergetski potencial na:
• teoretičnega
• tehnično izkoristljivega in
• ekonomsko upravičenega.
V zadnjem času postal vedno pomembnejši tudi ekološki kriterij, ki pogosto odločilno
posega na dovoljevanje izkoriščanja potenciala, ko je v obravnavi konkreten primer. Pri
tem igra pomembno vlogo osveščenost pristojnih državnih organov in prebivalstva.
2.2 Proizvodnja in poraba električne energije v Sloveniji
Celotna instalirana moč na pragu elektrarn, priključenih na prenosno omrežje Slovenije
konec leta 2004, znaša 2776 MW, oziroma 2441 MW z upoštevanjem deleža Slovenije v
NEK, od tega:
• 335 MW v NEK (13,7 %),
• 834 MW v hidroelektrarnah (34,2 %) in
• 1272 MW v termoelektrarnah (52,1 %).
V letu 2004 so te elektrarne skupaj proizvedle 10.750 GWh električne energije na pragu, in
sicer:
• 2603 GWh v NEK-u, kar predstavlja 24,2 % delež,
• 3603 GWh v hidroelektrarnah, kar predstavlja 33,5 % delež in
• 4544 GWh v termoelektrarnah, kar predstavlja 42,3 % delež.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 9
Na sliki 2.1 vidimo, kako se je gibala proizvodnja in poraba električne energije v letih
1990 do 2004. Zaradi naraščajoče porabe, zastale izgradnje novih proizvodnih zmogljivosti
in ponovno oddajo dela proizvodnje NEK Hrvaški je Slovenija v letu 2003 postala neto
uvoznica električne energije, saj poraba presega proizvodnjo. Zaradi bojazni, da bo tudi v
bodoče Sloveniji primanjkovalo električne energije, se morajo oblikovati primerni ukrepi
in postopki za zagotavljanje potrebnih proizvodnih zmogljivosti [5].
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
En
erg
ija (
GW
h)
Proizvodnja
Poraba
Slika 2.1: Proizvodnja in poraba električne energije na nivoju prenosnega omrežja (vir:
ELES [5])
Ekonomske razmere neposredno pred in po osamosvojitvi Slovenije v letu 1991 so
povzročile zmanjšanje porabe električne energije. Kljub temu, da so investicije v nove
proizvodne objekte praktično zastale, je to dejstvo omogočilo, da se zanesljivost oskrbe ni
zniževala. Pospešenemu oživljanju gospodarstva po letu 1993 je sledila rast porabe, čemur
pa ni sledila izgradnja novih proizvodnih virov. Pomanjkanje domače energije je postalo
kritično spomladi 2003, ko se je ponovno vzpostavila delitev proizvodnje NEK-a med
Slovenijo in Hrvaško. Z energetskega stališča je z izpadom preko 2 TWh letne proizvedene
Slovenija postala uvoznica energije. Ob stalni rasti odjema in zastali izgradnji novih
proizvodnih zmogljivosti se je bistveno zmanjšala odpornost sistema na havarije ter
posledično na zanesljivost oskrbe z energijo. Za zanesljivo oskrbo so ključnega pomena
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 10
domači viri, katerih pomanjkanje je mogoče nadomestiti z energijo iz drugih sistemov,
vendar uvoz in njegovo stalno povečevanje ne predstavlja dolgoročne rešitve za
zagotovitev zanesljive oskrbe. Analize trenutnega stanja kažejo, da je zanesljivost oskrbe z
električno energijo v Sloveniji ogrožena, in da se bo trend poslabševanja stanja v
prihodnosti nadaljeval. Ker je izgradnja elektrarn investicijsko in projektno zahteven
proces, ki v najugodnejšem primeru traja nekaj let, je nujno, da Slovenija čim prej uvede
ukrepe in postopke, ki bodo pospeševali investicije v izgradnjo novih proizvodnih virov.
2.3 Ocena izrabljenega in razpoložljivega hidroenergetskega potenciala
Slovenije
Kako velik je energetski potencial slovenskih vodotokov in koliko ga je še sploh možno
izrabit? Zadnja študija, ki je obravnavala vse vodotoke v celoti, je bila izdelana že daljnega
leta 1955. Od takrat so se spremenile tako hidrološke razmere kot prostorske možnosti,
vendar rezultati dopolnjeni z nekaterimi novejšimi podatki še vedno predstavljajo dovolj
dobro orientacijo.
Skupni bruto potencial vseh vodotokov je okrog 20 TWh na leto. To je teoretična številka,
saj predstavlja energijo celotne vodne količine, ki v enem letu odteče po vodotokih. Tega
potenciala ni možno izkoristiti, saj je praktično nemogoče zajeti celotno vodno količino, pa
tudi del energije vode se pri pretvorbi v električno energijo izgubi. Izkoristek
hidroelektrarn je med 70 in 80 %, pri čem so upoštevane tako hidravlične izgube v
dovodnih sistemih kot stopnja izkoristka agregatov [17].
Energetski bruto potencial slovenskih vodnih tokov je ocenjen na 19.400 GWh/leto.
Tehnično razpoložljivega potenciala je 9100 GWh/leto, ekonomsko upravičenega med
7000 in 8500 GWh/leto, ob prednostnem upoštevanju naravovarstvenih in okoljevarstvenih
omejitev ter drugih načinov rabe vodnih tokov pa je energetski potencial za gradnjo večjih
in manjših HE praktično omejen na pretehtano gradnjo HE na ti. spodnji Savi (večje HE)
in na lokacije nekdanjih obratov na vodni pogon (manjše HE). Trenutno se izkorišča 3970
GWh/leto oziroma okoli 50% ekonomsko razpoložljivega potenciala, večino električne
energije pa proizvedejo HE na Dravi, manjši pa je delež HE na Savi in Soči.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 11
Hidropotencial reke Drave je na ozemlju Slovenije v celoti izkoriščen z osmimi HE v
pretočni akumulaciji s skupno inštalirano močjo 574 MW. DEM so v času velikih pretokov
vode sposobne zelo učinkovito pokrivati porabo v času konic in hkrati zagotavljati
potrebno rezervo moči sistema.
Zaradi zastojev pri gradnji je porečje Save, med glavnimi slovenskimi rekami,
hidroenergetsko najmanj izkoriščeno. Od razpoložljivega hidropotenciala je izkoriščenih le
12 %. Skupna inštalirana moč elektrarn na pragu namreč znaša 119 MW.
Na Soči sta bili HE Plave HE Doblar delno obnovljeni leta 2002, tako da znaša instalirana
moč teh dveh elektrarn skupaj s HE Solkan 141 MW. Na pritokih reke Soče je še
devetnajst ostalih malih elektrarn. SENG tako izkoriščajo približno 43 % vodnega
potenciala Soče [5].
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 12
3 PREDSTAVITEV PROJEKTA IZGRADNJE SPODNJESAVSKE
VERIGE
3.1 Izraba energetskega potenciala reke Save
V resoluciji o strategiji rabe in oskrbe Slovenije z energijo - Resolucija, ki jo je sprejel
Državni zbor (Ur.l. RS št. 9/96) je opredeljeno, da je strateška usmeritev pri oskrbi z
energijo usmerjena v tiste energetske zmogljivosti, ki pridobivajo energijo iz obnovljivih
virov. Pri čemer je izpostavljeno, da je treba dati prednost pri oskrbi vodni energiji, kot
obnovljivem energetskem viru, ki je tudi s stališča okoljevarstva najmanj oporečen.
Dolgoročna strateška usmeritev je povečevanje izkoriščanja vodnega potenciala in hkrati
povečanja deleža vodne energije v skupni energetski bilanci. Na reki Savi je po resoluciji
ena od prioritetnih nalog izgradnja verige HE na spodnji Savi.
Po programu in zakonskih določilih, ki vsebinsko sledijo resoluciji, so terminsko in
poimensko imenovane načrtovane HE na Savi, ki bodo sledile v investicijskem ciklusu v
obravnavanem planskem obdobju. V tem obdobju je načrtovana izgradnja verige HE na
spodnji Savi, kjer so predvidene energetske stopnje na naslednjih lokacijah: Vrhovo,
Boštanj, Blanca, Krško, Brežice, Mokrice. Gradnja HE na spodnji Savi je predvidena po
določilih Zakona o pogojih koncesije za izkoriščanje energetskega potenciala spodnje
Save (Ur.l. RS št. 61/00).
Porečje Save je v energetskem smislu razdeljeno na tri odseke: zgornja, srednja in spodnja
Sava (Slika 3.1). Ideja o energetski izrabi Save sega na začetek 20. stoletja, ko so bile
narejene prve študije za izgradnjo verige hidroelektrarn. Predvidena je bila sklenjena
veriga, pri čemer so bile načrtovane čelne akumulacije v gornjem toku (HE Moste in HE
Radovljica), ki bi s sezonsko akumulacijo zagotavljale obratovalno sposobnost verige v
sušnem delu leta. Neposredno po vojni se je pričela izgradnja elektrarn na gornji Savi: HE
Moste (1952) in HE Medvode (1953). Dela na izgradnji verige so nato zastala in šele leta
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 13
1986 je bila dograjena naslednja elektrarna HE Mavčiče. V tem času so bile tudi v celoti
opuščeni načrti za akumulacije na gornji Savi (Radovljica, Radovna). Aktualna ostaja
veriga 16. pretočnih elektrarn od Medvod do državne meje pri Mokricah. Vlogo čelnih
bazenov prevzameta akumulaciji HE Mavčiče in HE Medvode, vlogo izravnalnih bazenov
pa HE Brežice in HE Mokrice. Veriga je razdeljena na odseke: I. Vrhovo-Mokrice, II.
Ježica-Ponoviče, III. Renke-Suhadol, pri čemer je I. odsek v ekonomskem in energetskem
smislu najbolj interesanten. Morfologija terena omogoča sorazmerno ugodno gradnjo brez
velikih posegov v okolje in vplivov na ostalo infrastrukturo. Zaradi bogatih vodonosnih
stranskih pritokov Savinje in Krke pa so tudi najugodnejši hidrološki pogoji [1].
Slika 3.1: Načrtovane HE na Savi (vir: A. Kryžanovski [1])
Instalirani pretok verige na spodnji Savi znaša: Qi = 500 m3/s. Bruto potencial Save na
odseku Zidani most - meja z republiko Hrvaško je določen na podlagi povprečnega letnega
pretoka na vodomerni postaji Radeče v hidrološkem obdobju 1961-1990 in znaša: Wb =
1106 GWh/leto. Povprečna letna neto proizvodnja verige na spodnji Savi v opazovanem
hidrološkem obdobju 1961-1990 je ocenjena na: Wn = 864,6 GWh/leto; moč na pragu na:
Pm = 206,8 MW ter regulacijska moč: Pr = 21 MW.
Na podlagi planskih aktov je v l. 1987 bila pričeta gradnja HE Vrhovo, ki se je zaključila v
l. 1993. Elektrarna je pretočnega tipa z akumulacijo, ki omogoča dnevno izravnavo
pretokov. V času, dokler ne bo izgrajena celotna veriga HE na Savi je akumulaciji
namenjena vloga čelnega bazena za spodnjesavsko verigo. Po dograditvi celotne verige pa
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 14
bo prevzela funkcijo vmesnega izravnalnega bazena. Za naslednjo stopnjo, HE Boštanj je
bil sprejet Odlok o lokacijskem načrtu (Ur.list RS št. 19/1990), ter pričeta gradnja z dne
15.11.2002, ko je bilo izdano delno enotno dovoljenje za izvedbo pripravljalnih del.
Gradnja se je zaključila aprila 2006.
3.2 Izraba energetskega potenciala verige HE na spodnji Savi
S sprejetjem energetskega zakona so se spremenila pravila obnašanja v elektroenergetskem
sistemu, zakon je vnesel podjetniško gledanje v do tedaj nerazviti trg z energijo. Optimalno
izkoriščanje spodnje Save, ki se je v preteklosti iskalo z vidika nacionalnega optimuma in
samozadostnosti, torej z vidika elektroenergetskega sistema, se je s sprejetjem
energetskega zakona začelo iskati z vidika koncesionarja, ki skuša v tržnih pogojih na
čimbolj ekonomičen način izkoristiti vodni potencial reke Save [16].
Boljša izkoriščenost obnovljivega in cenovno ugodnega vira energije je nacionalnega
pomena, saj povečuje samostojnost, zanesljivost, stabilnost in konkurenčnost slovenskega
elektroenergetskega sistema.
Veriga HE na spodnji Savi bo glede na predvideno vlogo v EES (vršno obratovanje in
sodelovanje v regulaciji elektroenergetskega sistema Slovenija) obratovala v dnevnem
pretočno akumulacijskem režimu. V času nizkih obremenitev (ponoči in v času dnevnih
znižanih obremenitev) bo veriga obratovala z minimalnim možnim pretokom in polnila
akumulacijske bazene, v času vršnih obremenitev pa ob izrabi akumulirane vode z
maksimalno močjo, oziroma pri načinu obratovanja v sistemu sekundarne regulacije P-f z
nekaj % rezervo v moči za potrebe regulacije sistema.
3.3 Opis danosti v prostoru za spodnjo Savo
3.3.1 Geološka zgradba in morfologija
Pod Radečami kanjonski del Save preide v nekoliko širšo dolino, ki je sorazmerno gosto
naseljena z vmesnimi kmetijskimi področji. Reka Sava meandrira po polju in se izmenično
približa levemu oz. desnemu bregu. Znotraj rečnih meandrov omejene površine se pretežno
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 15
uporabljajo v kmetijske namene. Taka morfologija terena prevladuje na območju
akumulacije HE Krško do Brestanice, ko se dolina do Krškega zopet zoži. Rečna dolina je
utesnjena na levem bregu z železniško progo, na desnem bregu pa s cesto. Pod Krškim se
dolina razširi v Krško-Brežiško polje, kot obrobje panonskega nižavja.
Prve raziskave območja HE Krško so bile pričete leta 1960, ko je bilo izdelano inženirsko
geološko poročilo za odsek spodnje Save. V tem poročilu so povzeti tudi rezultati raziskav,
ki so bile izdelane med 2. svetovno vojno in nadaljevane v letih med 1952 in 1959. Za
lokacijo, neposredno nad mestnim jedrom ni bilo izvedenih posebnih raziskav, obstajajo pa
meritve iz leta 1952 za lokacijo, ki je 400 m gorvodno od mestnega jedra. Geomorfološko
gledano je ta lokacija ustrezna tudi za nadaljnje obdelave.
Struga reke Save poteka na odseku med Zidanim mostom in Mokricami v kameninah
širokega razpona starosti, strukture in tektonske porušenosti. V zgornjem delu prevladujejo
permokarbonski sedimenti, ki prehajajo na območju Boštanja skozi triadne kamenine
(dolomit) proti Blanci preko terciarnih kamenin (sedimenti: glinovec, meljevec, laporovec,
peščenjak, peščen apnenec) v kredne sedimente (lapor, apnenec). Nad Krškim je struga
vrezana v triadni dolomit. Na ravninskem delu pod Krškim pa poteka struga po miocenskih
sedimentih (laporji) in kvartarnih sedimentih. Ob strugi Save so pretežno holocenske
prodne naplavine, debele od 3 do 8 m ter prekrite s peščeno meljnimi in glinastimi
zemljinami v debelini 1 do 4 m.
Ozemlje spodnjesavske energetske verige pripada štirim večjim geotektonskim enotam:
Posavskim gubam, Zunanjim Dinaridom, Balatonskemu masivu in Krški udorini. Precejšen
del ozemlja pripada prav Posavskim gubam; v sklopu te enote spadajo litijski antiklinorij,
senovška sinklinala in Krško hribovje. Jugovzhodno od litijskega antiklinorija poteka
senovški sinklinorij območja Boštanj-Blanca. Sestavljen je iz srednje in zgornjemiocenskih
ter pontijskih plasti. Osrednji del pripada krškemu hribovju (območje Blance in bazena HE
Krško), ki ga sestavljajo spodnje, srednje in zgornjetriasne kamenine, nanje pa so erozijsko
odloženi kredni globokomorski sedimenti. Višinske peneplene sestavljajo pliokvartarne
usedline. V krškem hribovju prav tako prevladujejo strukture vzhod-zahod.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 16
Poleg prelomne tektonike in gubanja je za te predele posavskih gub značilna tudi narivna
zgradba. Smer narivanja je od severa proti jugu. Na obravnavanem območju sledimo
narivno čelo južno od Save pri Sevnici, kjer so zgornjetriasne in kredne plasti Krškega
hribovja narinjene na spodnjetriasne in permokarbonske plasti litijskega antiklinorija
oziroma senovške sinklinale. Krška sinklinala pripada v širšem smislu zagorskemu
terciarnemu bazenu in predstavlja njegov jugozahodni del, ki je bil v pliokvartarju
tektonsko porušen zaradi pogrezanja Krške udorine. Gradijo jo miocenski sedimenti. Na
obravnavanem področju sta relief in hidrografska mreža v tesni zvezi s tektoniko. Manjše
dolinice spremljajo sisteme razpok in lokalne prelome, večje doline pa so nastale ob večjih
prelomih in prelomnih conah. Med miocenom in pliocenom je bilo na obravnavanem
ozemlju močno gubanje, ki mu je v spodnjem pliocenu sledila splošna peneplenizacija [1].
3.3.2 Hidrološki podatki
V tabeli 3.1 so prikazani karakteristični hidrološki parametri povodja spodnje Save, ki so
bili opredeljeni na osnovi analize hidrološkega niza 1951-2000:
Tabela 3.1: Karakteristični pretoki reke Save
Sava v.p. Radeče Sava – Boštanj Sava v.p. Čatež m3/s m3/s m3/s
površina povodja F=7.084 km2 F=7.537 km2 F=10.149 km2
nQn 39,7 40 51,9 sQn 58,8 59,2 80,4 Qs 220,9 223,1 289,9 sQv 1815 1826 2085 vQv 2991 3001 3267 Q2 1625 1635 1890 Q5 2116 2175 2383 Q10 2390 2400 2720 Q50 2901 2982 3266 Q100 3200 3210 3600
(vir: A. Kryžanovski [1])
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 17
Legenda:
nQn najmanjši nizek pretok v obdobju
sQn srednji nizek pretok v obdobju
Qs srednji pretok v obdobju
sQv srednji veliki pretok v obdobju
vQv največji veliki pretok v obdobju
Q2 dvoletna visoka voda
Q5 petletna visoka voda
Q10 desetletna visoka voda
Q50 petdesetletna visoka voda
Q100 stoletna visoka voda
3.4 Pomen izgradnje HE na spodnji Savi
Izgradnja verige petih hidroelektrarn na spodnji Savi predstavlja enega izmed energetskih
projektov, s katerim se lahko izboljša elektroenergetska situacija v Sloveniji. Z izgradnjo
verige povišamo instalirano moč na pragu celotnega elektroenergetskega sistema za 183
MW (brez HE Vrhovo), razpoložljiva proizvodnja električne energije se poviša za 720
GWh na leto (upoštevana povprečna letna proizvodnja hidroelektrarn). Spodnjesavska
veriga bo pokrila 6 % potreb po električni energiji.
Izgradnja celotne verige HE na spodnji Savi pa je pomembna tudi zaradi izkoriščanja
obnovljivega energetskega potenciala:
• Slovenija se je v okviru Kyotskega protokola obvezala zmanjšati emisije vseh
toplogrednih plinov za 8 % v obdobju do 2008 – 2012.
• Slovenija je leta 2003 s predstavniki EU podpisala Pristopno pogodbo, kateri je bil
priložen Akt o pristopu, v katerem so podrobneje določene zahteve EU za polno
članstvo. Na področju energetike se je Slovenija obvezala, da bo v letu 2010
dosegla 33,6 % delež proizvodnje električne energije iz obnovljivih virov v
razmerju do porabe električne energije.
• Naraščanje cen emisijskih kuponov iz drugih energentov.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 18
• Trgovanje z zeleno energijo: vsaka elektrarna, ki proizvaja električno energijo iz
obnovljivih virov, lahko pridobi RECS certifikat, ki predstavlja dokazilo
proizvodnje 1 MWh obnovljive in okolju prijazne energije in vsebuje informacije o
poreklu energije.
Na osnovi dosedanjih izkušenj iz gradnje HE lahko slovenska stroka, industrija in
gradbena operativa pri izgradnji realizira blizu 90 % vseh del in storitev, kar nekajkrat
presega domači delež pri izgradnji termoenergetskih objektov (ca. 30 %) [17].
Za boljšo predstavo, kaj pomeni gradnja HE za naše gospodarstvo, naj navedemo nekaj
podatkov, ki so bili zbrani za potrebe narodno gospodarske študije in obravnavajo gradnjo
HE na spodnji Savi. Gradnja petih elektrarn na spodnji Savi v 15 letih izgradnje zagotavlja
delovna mesta za naslednje dejavnosti:
• proizvodnja opreme in montaža (turbine, hidromehanska oprema, elektro-oprema)
v povprečju 800 delovnih mest za celotno obdobje izgradnje,
• gradbena dela in delo na gradbišču v povprečju 620 delovnih mest za celotno
obdobje izgradnje,
• indirektno v reproverigi predvideno še 1200 delovnih mest za celotno obdobje
izgradnje,
• projektiranje, tehnično svetovanje, nadzor nad izgradnjo in študijske naloge
odpirajo 80 delovnih mest za celotno obdobje izgradnje,
• za obratovanje in vzdrževanje verige HE na spodnji Savi bo zaposlenih skupaj 60
delavcev
Poleg delovnih mest izgradnja zagotavlja tudi naslednje direktne finančne efekte:
• prispevki iz plač zaposlenih pri gradnji in obratovanju verige HE,
• plačilo za koncesijo koncendentu za koncesijsko obdobje 50 let,
• davek od dobička v koncesijski dobi,
• dobiček pri prodaji električne energije po izteku koncesije v življenjski dobi.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 19
Poleg navedenih gospodarskih učinkov pa se z izgradnjo HE dviga tudi konkurenčna
sposobnost domačih izvajalcev za nastope na tujih trgih, kar daje dodatne gospodarske
učinke, ki jih je težko oceniti.
Usklajenost investicijskega projekta z nacionalnim energetskim programom:
Investicija je usklajena z Resolucijo o strategiji rabe in oskrbe Slovenije z energijo
(ReSROE) (Ur. list RS, št. 09/96), ki med drugim določa [16]:
• gradnjo HE na spodnji Savi uvršča v osnovni program graditve objektov,
• da je vodi kot obnovljivemu in z okoljevarstvenega vidika manj oporečnemu
energetskemu viru treba dati prednost pri oskrbi z električno energijo,
• da je dolgoročna strateška usmeritev povečevanje izkoriščenosti hidroenergetskega
potenciala in povečanje deleža hidroenergije v primarni bilanci,
• energetsko neodvisnost države kot strateški cilj, pri čemer je potrebno upoštevati
tudi življenjsko dobo Termoelektrarne Trbovlje in Nuklearne elektrarne Krško,
• izpolnjevanje sporazuma iz Kyota.
Spodaj so povzeti razlogi za gradnjo verige HE na spodnji Savi z vidika
a) lokalnega in regionalnega razvoja:
• okolju neškodljivi objekti in njihova dolga življenjska doba,
• ureditev vodotoka Save in boljši izkoristek ugodnega vira električne energije,
• del prihodka od koncesijske dajatve se lahko nameni izvajanju razvojnih
programov,
• racionalna raba prostora,
• zagotavljanje novih delovnih mest,
• večja poplavna varnost.
b) nacionalnega razvoja:
• konkurenčnost slovenskega elektrogospodarstva
• pripravljenost na povečevanje porabe električne energije,
• stabilnejše obratovanje energetskega sistema in večja samostojnost,
• bogatenje državnega kapitala,
• višja kakovost življenja [11].
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 20
3.5 Zgodovinski mejniki
• Leto 1987: pričetek gradnje HE Vrhovo.
• Leto 1993: fizični zaključek gradnje HE Vrhovo.
• Leto 1997: pridobitev uporabnega dovoljenja za HE Vrhovo.
• Junij 2000: parlament na predlog poslancev Jožeta Avšiča, Branka Janca in Toneta
Anderliča sprejme Zakon o pogojih koncesije za izkoriščanje energetskega
potenciala spodnje Save (Ur.l. RS št. 61/00), ki predvideva, da se koncesija podeli
lastniku objektov HE Vrhovo.
• November 2000: Vlada RS izda odločbo o podelitvi koncesije družbi Savske
elektrarne Ljubljana, ki je tudi lastnica HE Vrhovo.
• Februar 2001: Vlada RS na seji dne 7.2.2001 ugotovi, da Savske elektrarne
Ljubljana, ki so sicer lastnik objektov HE Vrhovo in imajo po ZPKEPS pravico do
energetskega izkoriščanja potenciala reke Save ter jim je z odločbo Vlade RS tudi
podeljena to zadevna koncesija, ne morejo skleniti koncesijske pogodbe.
• Julij 2001: Vlada RS sprejme Akt o ustanovitvi družbe Holding Slovenske
elektrarne d.o.o. (HSE), v kateri so Dravske elektrarne Maribor, Savske elektrarne
Ljubljana, Soške elektrarne Nova Gorica, Termoelektrarna Brestanica,
Termoelektrarna Šoštanj in Premogovnik Velenje, ter odločitev, da projekt
izgradnje HE na spodnji Savi realizira preko novoustanovljene družbe HSE.
• Maj 2002: Sprejet je Zakon o spremembi Zakona o pogojih koncesije za
izkoriščanje energetskega potenciala spodnje Save (ZPKEPS – A) (Ur.l. RS št.
42/02), ki omogoča Savskim elektrarnam Ljubljana, da lahko delno ali v celoti
prenesejo pravico izkoriščanja energetskega potenciala spodnje Save na HSE.
Izdelana je tudi novelacija predinvesticijske zasnove verige HE na spodnji Savi.
• Junij 2002: občinski sveti Sevnice, Krškega in Brežic na skupni seji sprejmejo
sklep o predhodni uskladitvi koncesijske pogodbe za izkoriščanje energetskega
potenciala spodnje Save. Junija 2002 sta izdelana še investicijski program za HE
Boštanj ter dokončna novelacija idejnega projekta. Izdelan in preizkušen je tudi
hidravlični model HE Boštanj.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 21
• Julij 2002: Vlada RS da soglasje k podpisu koncesijske pogodbe za gradnjo verige
hidroelektrarn na spodnji Savi ter imenuje podpisnika s strani vlade. 8. julija je na
Vrhovem koncesijska pogodba podpisana.
• November 2002: 15. novembra 2002 HSE dobi gradbeno dovoljenje za prvo fazo
gradnje HE Boštanj. 22. novembra s konzorcijem GRADIS NIZKE GRADNJE
d.d., Maribor / GIZ GRADIS Ljubljana podpisana pogodba o izvedbi pripravljalnih
del na tej elektrarni.
• Maj 2003: Direktorji Holdinga Slovenske elektrarne, Dravskih elektrarn Maribor,
Savskih elektrarn Ljubljana, Soških elektrarn Nova Gorica in Termoelektrarne
Brestanica, podpišejo pogodbo o skupnem podvigu za izgradnjo verige HE na
spodnji Savi. S pogodbo o skupnem podvigu so podpisnice za izgradnjo verige
zagotovile 300 milijonov EUR; največ, to je 51 odstotkov, HSE, DEM 30,8
odstotka, SEL 12,6 odstotka, SENG in TEB pa po 2,8 odstotka. Vlagatelji bodo po
izgradnji hidroelektrarn pridobili sorazmerno pravico na skupnem rezultatu iz
prodaje električne energije [11].
3.6 Koncesijska pogodba in pogoji za izkoriščanje energetskega potenciala
spodnje Save
V skladu s 24. členom Zakona o varstvu okolja [19] (Ur. l. RS, št. 32/93, 44/95 – odločba
Ustavnega sodišča, in 1/96) in z Zakonom o pogojih za izkoriščanje energetskega
potenciala spodnje Save [18] (Ur. l. RS, št. 61/00, in 42/02) in v skladu z odločbo Vlade
RS o podelitvi koncesije št. 329-00/98-15 je bila dne 8. julija 2002 sklenjena koncesijska
pogodba za izkoriščanje energetskega potenciala spodnje Save. Pogodba je bila sklenjena
med Republiko Slovenijo, kot koncendentom, savskimi elektrarnami Ljubljana, d.o.o. kot
koncesionarjem HE Vrhovo in Holdingom Slovenske elektrarne d.o.o. kot koncesioarjem
drugih HE.
S koncesijsko pogodbo se uredijo razmerja med koncesionarjem in koncendentom in
vsebuje zlasti:
- predmet koncesije,
- tehnične parametre hidroelektrarn s pogoji obratovanja,
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 22
- rok za začetek izvajanja koncesije in posledice njegove prekoračitve,
- pravice in obveznosti koncesionarja,
- pravice in obveznosti koncedenta,
- način in roke plačila za koncesijo,
- način izvajanja nadzora, ki ga opravlja koncedent,
- pogodbene sankcije zaradi neizvajanja koncesije ali zaradi njenega izvrševanja v
nasprotju s pogodbo,
- medsebojna razmerja v zvezi z morebitno škodo, povzročeno z izvajanjem
koncesije,
- pravice in obveznosti koncesionarja in koncedenta ob spremenjenih in
nepredvidljivih okoliščinah,
- čas trajanja koncesije ter pogoje in način njenega morebitnega podaljšanja,
- določbe o spremembah koncesijske pogodbe,
- določbe o prenehanju koncesijskega razmerja,
- določbe o reševanju sporov,
- pogoje odkupa koncesije.
V prilogi 1 so podane najvažnejše določbe koncesijske pogodbe za izkoriščanje
energetskega potenciala spodnje Save in pogoji v zvezi s koncesijsko pravico za rabo
energetskega potenciala vode spodnje Save.
3.7 Idejni predlog gradnje verige hidroelektrarn na spodnji Savi po
predinvesticijski zasnovi
Vseh pet načrtovanih HE je pretočno-akumulacijskega tipa s tremi cevnimi agregati ali
tremi Kaplanovimi turbinami. Pretočna zmogljivost posamezne elektrarne je 500 m3/s.
Skupna letna proizvodnja vseh HE naj bi bila 720 GWh, kar je 21 odstotkov celotne
proizvodnje slovenskih hidroelektrarn. Elektrarne bodo obratovale brez posadke, upravljal
pa jih bo center vodenja verige, prisotno bo le osebje za redno dnevno in letno
vzdrževanje. Jezovno zgradbo, ki predstavlja glavni pogonski oziroma energetski objekt
posamezne elektrarne, predstavljajo strojnica, prelivna polja in priključna zgradba. V
strojnici se nahajajo agregati s pripadajočo opremo, transformator in stikališče in v njej se
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 23
odvija tehnološki proces pretvorbe vodne energije v električno. Preliv, ki ga sestavlja pet
prelivnih polj opremljenih z zapornicami, ima vlogo reguliranja gladine v akumulacijskem
bazenu in pretokov reke Save, zlasti ob povečanih pretokih in ima izrazito varnostno
vlogo. V tabeli 3.2 so podani osnovni podatki HE na spodnji Savi.
Tabela 3.2: Osnovni podatki HE na spodnji Savi
Višina padca [m]
Največja moč [MW]
Srednja letna proizvodnja
[GWh]
Koristna prostornina bazena [m3]
Srednji letni pretok [m3/s]
HE Boštanj 8,20 32,5 115 1.000.000 235
HE Blanca 10,70 42,5 160 1.390.000 243
HE Krško 9,90 39,5 149 1.380.000 247
HE Brežice 10,40 41,5 161 3.450.000 250
HE Mokrice 7,85 30,5 135 3.750.000 305
vir: www.hse.si [11]
3.8 Dinamika gradnje verige HE na spodnji Savi
Časovni okvir izgradnje verige HE na spodnji Savi določa zakon o koncesiji, ki na eni
strani določa, da je potrebno urediti vodno infrastrukturo ter državno in lokalno
infrastrukturo v obdobju od leta 2000 do leta 2015, po drugi strani pa določa, da se začetek
50-letne koncesije za vsako hidroelektrarno posebej šteje od dneva pravnomočnosti
lokacijskega dovoljenja ter na ta način sili koncesionarja, da v svojem interesu čim bolj
skrajša čas gradnje posamezne HE.
V zakonu o koncesiji predvideni začetek gradnje je zamujen, zato prvotni terminski plan ni
več realen. V diplomski nalogi smo zato upoštevali terminski plan kot izhaja iz koncesijske
pogodbe za izkoriščanje energetskega potenciala spodnje Save. Rok izgradnje se s
prvotnega leta 2015 premakne na leto 2018.
Za gradnjo vsake hidroelektrarne na spodnji Savi je predvidenih 42 mesecev, gradnja
vsake naslednje hidroelektrarne pa se začne po preteku 36 mesecev terminskega plana
predhodne elektrarne.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 24
Tabela 3.3: Začetek gradnje, začetek obratovanja ter zaključek koncesije na posameznih
hidroelektrarnah v verigi
vir: IBE [16]
3.9 Vplivi na okolje
3.9.1 Vplivi hidroelektrarn na okolje
Vplivi vodnih zadrževalnikov in hidroelektrarn na habitatne tipe, floro in favno:
Izgradnja vodnih zadrževalnikov je izjemno obsežen poseg v vodotok z različnimi
posledicami na kemijske, hidrološke, klimatske, krajinske, gospodarske in ne nazadnje
biološke značilnosti in lastnosti spremenjenega odseka reke ali potoka, kažejo pa se
različni vplivi tudi daleč dolvodno. Podobni vplivi se pojavljajo pri gradnji manjših
hidroelektrarn. Vodni zadrževalniki imajo na habitatne tipe in na lokalno značilno floro in
favno dvojen vpliv. Prvi je neposreden, ki zaradi gradbenih posegov ob postavitvi jezu in
utrjevanju rečnih bregov ob celotnem akumulacijskem jezeru, ob dotoku v jezero in iztoku
pod jezom ali iz strojnice elektrarne ter seveda poplavljanjem, nepovratno uniči prvotno
strugo vodotoka z vsemi habitatnimi in biotskimi značilnostmi.
Pod jezom akumulacije je vodni režim spremenjen v tolikšnem obsegu, da povzroči delne
spremembe favne in flore. Za mnoge vodne organizme je kljub izgradnji ribjih stez
pregrada na reki ali potoku nepremagljiva ovira in so prekinjene vsakršne migracije.
Druga oblika vpliva je posredna. V mirujočem akumulacijskem jezeru za pregrado se
skoraj v celoti spremeni vrstna sestava vodne favne ali vsaj delež posameznih vrst. K tem
Začetek gradnje (lokacijsko dovoljenje)
Konec gradnje Začetek obratovanja
Zaključek koncesije
HE Boštanj 2002 2006 2006 2052
HE Blanca 2005 2009 2009 2054
HE Krško 2008 2012 2012 2057
HE Brežice 2011 2015 2015 2060
HE Mokrice 2014 2018 2018 2063
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 25
spremembam prispeva postopna evtrofizacija vode in skoraj praviloma polucija. Enako se
na obrežju jezera, ki je pogosto utrjeno s kamnometi ali kako drugače urejeno, naseli
rastlinstvo in razvije vegetacija značilna za stoječe vode ali močvirna rastišča, ki npr. za
gričevnato-alpsko območje Slovenije ni značilna. V plitvih delih jezera se naselijo vodni
makrofiti.
S postavitvijo že samo ene večje pregrade se na vodotoku dolvodno zmanjša prodonosnost,
ki se v primeru izgradnje verige pregrad stopnjuje do popolne prekinitve prenašanja proda.
Z zadrževanjem vode se zmanjša njena erozijska moč in reka izgublja naraven življenjski
ritem, v katerem je bilo spreminjanje oblike, širine in poteka struge ali ustvarjanje prodišč
normalen pojav. Prodišča so v rečnem ekosistemu izredno pomemben habitatni tip s
številnimi specializiranimi vrstami [13].
V prostoru manj opazne male elektrarne na praviloma manjših rekah in potokih pogosto
izredno negativno vplivajo na vodni režim, zmanjša se pretok po delu struge, zaradi česar
mnoge živalske in rastlinske vrste nimajo več osnovnih pogojev za življenje. Vsaj lokalno
lahko gradbeni posegi povsem spremenijo habitatne tipe. Pri oceni vplivov teh elektrarn bi
morali vsaj na dobro ohranjenih vodotokih veliko bolj kot do sedaj upoštevati strokovne
podlage, ki temeljijo na pregledu flore, favne in habitatov. Skoraj praviloma za manjše
vodotoke ni ustreznih podatkov in so zanje predhodne raziskave zato še bolj nujne.
Kljub dolgotrajnemu zmernemu vplivu človeka na vodotoke, še vedno ugotavljamo pestro
sestavo habitatnih tipov tekočih voda in prisotnost mnogih ozko specializiranih in v
Sloveniji ali v evropskem prostoru redkih rastlinskih in živalskih vrst. Gradnja
hidroelektrarn na večjih in manjših vodotokih močno spremeni vodni režim in z njim
povezane fizikalne, kemične in mehanične pojave v strugi in ob njej in hkrati veliko bolj
kot dosedanji posegi vpliva na živi svet. Deloma so po dokončanju gradnje habitatni tipi v
celoti uničeni ali močno spremenjeni, postopne pa se pojavijo nove vrste, ki pogosto, vsaj
v lokalnem okviru, niso avtohtone ali jih najdemo izjemoma. S stališča ohranjanja čim bolj
neokrnjene narave kot celote, so veliki objekti na rekah, npr. pregrade in jezera za njimi,
nesprejemljivi. V primeru, da se določi kot kriterij za odločanje o možnosti posega izbor
vrst in habitatnih tipov iz mednarodnih in domačih dokumentov (konvencije, direktive,
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 26
zakoni), verjetno obstaja potencialna sprejemljivost večjega posega na nekaterih odsekih
rek. Ustrezne strokovne podlage za pripravo ocene vplivov bo seveda mogoče pripraviti
izključno na osnovi natančnega poznavanja ekosistema tekočih voda in njegovih sestavnih
delov, rastlinskih, živalskih vrst in habitatnih tipov. Obstoječe informacije so pomanjkljive,
zato bi bilo nujno čim prej pričeti s sistematičnim in celovitim raziskovanjem flore,
vegetacije, favne in habitatnih tipov vodotokov in obvodnega prostora ter tako dopolniti
manjkajoče podatke. Z dobro organiziranim delom bi bila biološka stroka sposobna v nekaj
fazah izdelati podatkovne baze za vodotoke, ki so potencialno uporabni za energetsko
izrabo. Na tak način bi bile biološko-naravovarstvene strokovne podlage, ki imajo pri oceni
vplivov vedno pomembnejšo vlogo, pripravljene pravočasno in bi bilo odločanje o
sprejemljivosti posegov korektno in predvsem hitro.
3.9.2 Vpliv spodnjesavskih elektrarn na okolje
Kot najbolj občutljivi segmenti, na katere naj bi vplivala gradnja verige spodnjesavskih
elektrarn, so izpostavljeni: voda, hrupne obremenitve, obremenitve zraka, odpadki,
elektromagnetno sevanje, ekosocialni vpliv, vpliv na identiteto krajine, vpliv na naravno in
kulturno okolje [6].
V tabeli 3.4 je podana ocena vpliva glede na vrsto vpliva na okolje, in sicer brez ter z
vsemi ukrepi za omilitev vpliva na okolje. Ocena predvidenega posega na posamezno
prvino je podana ločeno za čas gradnje in čas obratovanja glavnih energetskih objektov.
Nedvomno bo vpliv objektov na hidrosfero veliko večji v času gradnje, kot v času
obratovanja. V času gradnje se vplivi nanašajo predvsem na zemeljska in gradbena dela v
strugi reke Save in delno tudi na brežinah. V času obratovanja objekta pa obstaja
potencialna nevarnost onesnaženja hidrosfere z raznimi olji in drugimi mazalnimi sredstvi.
Tudi vpliv na zrak bo v času gradnje bolj zaznaven kot v času obratovanja. Odražal se bo v
povečanem prašenju okoli gradbišča in v povečani koncentraciji izpušnih plinov na
gradbišču.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 27
V času gradnje bo glavni vir hrupa predstavljala gradbena mehanizacija in transport do
gradbišča. V času obratovanja pa bodo najbolj hrupni viri v elektrarni (turbinski jašek,
kompresorski agregati, prezračevalne naprave) v zaprtih prostorih. Po izkušnjah iz HE
Vrhovo in zagotovilih projektanta, je ocenjeno, da HE ne bodo dodatno obremenjevale
okolja s hrupom.
Kar se tiče biosfere, je ponavadi obrežni pas popolnoma uničen že s pripravljalnimi deli za
gradnjo. Gledano iz tega stališča, gradnja samih objektov ne bo povzročila večje ekološke
škode, temveč z zasaditvijo avtohtonih vrst na območje po izgradnji kvečjemu omogočila
nekaj desetletni skoraj neoviran obstoj izključno avtohtoni vegetaciji. Največji vpliv se bo
z gradnjo jezovnih zgradb pokazal na življenjskih pogojih za vodni živelj, vendar je
ocenjeno, da bo z upoštevanjem omilitvenih ukrepov vseeno omogočen nadaljnji obstoj in
razvoj ihtiofavne.
Pri vsaki gradnji nastajajo odpadki različnih vrst – gradbeni in komunalni ter odkopana
zemljina, medtem, ko se v času obratovanja vežejo predvsem na vzdrževanje objektov in
opreme, ter na morebitne izredne dogodke.
Ekosocialni vpliv je v času gradnje povezan predvsem z vplivi oziroma obremenitvami
prebivalcev s hrupom in prahom, saj celotna gradbena dela vplivajo na počutje
prebivalcev. Te vplive je mogoče omiliti z doslednim izvajanjem in spoštovanjem
zakonskih določil, sprejetih načrtovalskih rešitev in z nepretrganim komuniciranjem z
lokalnimi prebivalci na vseh nivojih (investitor – izvajalec – prebivalci). V času
obratovanja pa so vplivi vezani na posledice morebitne porušitve HE, vendar so danes vse
hidroelektrarne dimenzionirane tako, da tudi v primerih izjemnih potresnih obremenitev ne
more priti do porušitve objekta, kar so pokazale tudi izvedene seizmične in dinamične
analize.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 28
Tabela 3.4: Pregled in ocena vplivov HE na spodnji Savi na okolje
vir: Savaprojekt [6]
Z izgradnjo spodnjesavskih elektrarn, bo ožji vizualni vplivni prostor še za spoznanje
spremenil značaj. Objekti elektroenergetske proizvodnje in infrastrukture zaznamujejo
prostor najprej s svojo velikostjo in nenavadno obliko, potem z obsežnimi površinami, ki
preidejo v cone z omejenim gibanjem in rabo ter s številnimi posrednimi ureditvami na
prometni, komunalni in vodarski infrastrukturi. Vsi ti posegi so ponavadi izvedeni v skladu
z najnovejšimi dognanji stroke in prinašajo tako tehnološko, kot oblikovno nove rešitve, ki
dajo ožji lokaciji objekta in njegovemu vplivnemu prostoru predznak industrializiranega in
Ocena vpliva Vrsta vpliva
Brez ali s predvidenimi omilitvami
Z vsemi ukrepi za omilitev
G R A D N J A
ONESNAŽEVANJE VODE:
� vplivi na površinske vode 4 velik 3 dopusten
� vplivi na podtalnico 4 velik 3 dopusten
ONESNAŽEVANJE ZRAKA 4 velik 3 dopusten
HRUP 4 velik 3 dopusten
BIOSFERA:
� obrežni pas 3 dopusten 2 zmeren
� dvoživke 3 dopusten 1 neznaten
� ribe 4 velik 3 dopusten
ODPADKI 2 zmeren 1 neznaten
EKOSOCIALNI VPLIV 4 velik 3 dopusten
ELEKTROMAGNETNO SEVANJE 1 neznaten 1 neznaten VPLIVI NA IDENTITETO NAR. OKOLJA IN KRAJINO
3 dopusten 2 zmeren
O B R A T O V A N J E
ONESNAŽEVANJE VODE:
� vplivi na površinske vode 3 dopusten 2 zmeren
� vplivi na podtalnico 2 zmeren 1 neznaten
ONESNAŽEVANJE ZRAKA 3 dopusten 2 zmeren
HRUP 4 velik 3 dopusten
BIOSFERA:
� obrežni pas 2 zmeren 1 neznaten
� dvoživke 2 zmeren 1 neznaten
� ribe 4 velik 3 dopusten
ODPADKI 3 dopusten 2 zmeren
EKOSOCIALNI VPLIV 3 dopusten 2 zmeren
ELEKTROMAGNETNO SEVANJE 2 zmeren 2 zmeren
VPLIVI NA IDENTITETO NAR. OKOLJA IN KRAJINO
3 dopusten 2 zmeren
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 29
urbaniziranega okolja z visoko stopnjo preoblikovanosti naravnega stanja. To pa je seveda
lastnost vsake kulturne krajine, ki jo opredeljujejo in oblikujejo predvsem naravne danosti
in viri, ki jih potem človek uporabi za svoje potrebe, posledično pa krajino tudi
preoblikuje.
Nedvomno vsak poseg v prostor le tega na določenih ali vseh segmentih spreminja, kar
povzroča konfliktno situacijo. Ta konflikt se odraža v težnji po graditvi HE na eni strani in
v zavzemanju za ohranjanje naravnega okolja na drugi strani.
Širitev okoljevarstvenih zahtev prispeva k uravnoteženju različnih pogledov na varstvo
okolja. Pri tem imamo v mislih kakovost, kot so okolje človekovega bivanja, vire za obstoj
prihodnjih generacij in narava oziroma njena prvobitnost ali spontanost. Okoljevarstveni
cilji različnih kakovosti pa so lahko tudi neusklajeni ali so si celo nasprotni, kar hkrati
pomeni tudi različno možno vrednostno opredeljevanje ene in iste sestavine okolja, kar se
tiče presojanja vplivov, hkrati pa pomenijo tudi križanje interesov uporabnikov prostora.
Interesi v prostoru so zelo različni, od tu tudi izhajajo različna nasprotovanja tako
načrtovanju, kot tudi odločanju in izvajanju posega. Zato je nujno zagotoviti ustrezne
oblike sporazumevanja in omogočiti usklajevanje med različnimi interesi na različnih
ravneh ter v odločanje posredno ali neposredno vključiti vse prizadete strani. Rešitev je
prav gotovo samo v sprejemanju smiselnih kompromisov vseh zainteresiranih v prostoru.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 30
4 PROGRAM RETScreen
4.1 Splošen opis programa
Program RETScreen je računalniška aplikacija, ki omogoča študijo izvedljivosti za
uporabo različnih obnovljivih virov energije. Je orodje, ki je namenjeno načrtovalcem pri
pripravi projektov. Razvit je bil s strani RETScreen International Clean Energy Decision
Support Centre v Kanadi za pomoč pri implementaciji nacionalnega programa za
uveljavljanje obnovljivih virov energije v oddaljenih (samotnih) skupnostih. Namenjen je
planerjem – načrtovalcem, razvojnim agencijam, finančnim institucijam, univerzi ter
svetovalni službi. Za različne tipe obnovljivih virov so razvili različne verzije programa
RETScreen. Tako obstajajo različice programa, ki so namenjene sončnim elektrarnam,
vetrnim elektrarnam in malim vodnim elektrarnam ter kogeneracijam. Bistvo programa je
standardna in integrirana analiza projekta, ki jo lahko uporabimo širom po svetu. Celoten
proces poteka v več fazah in je izdelan v programu Microsoft Office Excel [9].
V diplomski nalogi je uporabljen model »Small Hydro«, ki se lahko uporablja za
ovrednotenje stroškov projektov za male HE. Projekti so običajno klasificirani v tri
razrede: male HE, mini HE in mikro HE.
V Kanadi spadajo v razred male HE elektrarne z močjo od 1 do 50 MW, zato je ta model
uporaben tudi za HE na spodnji Savi, ki spadajo po slovenski klasifikaciji med srednje HE.
Ta model omogoča ocenitev energije, ki jo lahko potencialna HE proizvaja in dobavlja
centralnemu električnemu omrežju, oziroma v primeru izoliranih električnih omrežij
količino dobavljive energije, ki jo lahko koristijo lokalni uporabniki. Model je primeren
tako za načrtovanje pretočnih kot tudi akumulacijskih HE, prav tako pa vključuje tudi
izkustvene enačbe za izračun izkoristka za širok spekter turbin.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 31
Vsak prostor, kjer bo zgrajena HE, je unikaten. Tehnični in finančni parametri za vsako
potencialno HE so močno odvisni od lokacije gradnje. Okoli 75 % vseh stroškov, ki so
namenjeni gradnji HE, so stroški povezani z lokacijo in omejitvami, ki se pojavijo zaradi
svojevrstnosti terena, kjer bo stala HE.
Model je bil prvotno razvit kot pomoč pri odločitvi ali nadaljevati projekt izgradnje HE ali
se odločiti za katero drugo alternativo.
Model delovne datoteke sestavlja sedem delovnih listov oziroma razpredelnic:
1. Energetski model,
2. Analiza hidrologije in izračun obremenitve,
3. Podatki o opremi,
4. Analiza stroškov,
5. Analiza vplivov toplogrednih plinov na okolje (TGP),
6. Finančni povzetek,
7. Analiza občutljivosti in tveganja.
Najprej izdelamo razpredelnice energetskega modela, analize hidrologije in izračuna
obremenitve ter podatke o opremi. Nato izpolnimo razpredelnico analize stroškov, ki ji
sledi finančni povzetek. Razpredelnici TGP – analize ter analiza občutljivosti in tveganja
sta opcijski. TGP – analiza je predvidena kot pomoč pri oceni zmanjšanja toplogrednih
plinov potencialne HE. Analiza občutljivosti in tveganja pa kot pomoč pri oceni
občutljivosti pomembnih finančnih indikatorjev v odvisnosti od bistvenih tehničnih in
finančnih parametrov. Navadno se razpredelnice izpolnjujejo od zgoraj navzdol. Sam
proces lahko večkrat ponovimo, tako da dobimo optimalno rešitev.
V modelu sta vključeni dve metodi ocenjevanja stroškov projekta: t.i. Formula in t.i.
Detailed oz. Natančna stroškovna metoda. Vse stroškovne enačbe uporabljene v stroškovni
metodi Formula so empirične, oblikovane na bazi podatkov, zbranih na osnovi izkušenj pri
projektih izgradnje malih in velikih HE, v časovnem obdobju 20 let. Enačbe so bile
dopolnjene z večjim deležem podatkov o terenu. Ob pravilni uporabi nam metoda Formula
zagotovi osnovo oz. minimalno oceno stroškov za dotični projekt.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 32
Stroškovna metoda Detailed omogoča uporabnikom oceno stroškov na podlagi ocenjenih
količin in stroškov na enoto. Za uporabo te metode potrebujemo oceno velikosti in ureditve
potrebnih zgradb. Če se uporabnik odloči za to metodo, je priporočljivo, da primerja
rezultate te metode z rezultati metode Formula.
Pri uporabi modela so včasih potrebni določeni podatki, ki se lahko pridobijo iz
topografskih kart. V primerih, kjer so že bile opravljene hidrološke raziskave na terenu
predvidenemu za ocenitev, lahko uporabimo primerne podatke, shranjene v podatkovni
bazi modela. Uporabnik se mora zavedati, da bo v primeru neznanega padca na izbranem
mestu postavitve HE potreben ogled terena ter meritev padca, razen če obstajajo natančni
kartografski posnetki.
Model vsebuje različne algoritme za izračun proizvodnje električne energije HE v obdobju
enega leta. Diagram poteka modela v programu RETScreen je prikazan na sliki 4.1.
Osnovna podatka, ki ju je potrebno vnesti v model, sta krivulja pretoka in v primeru
izoliranih omrežij še krivulja obremenitve. Za izračun izkoristka turbine imamo v
programu nabor standardnih krivulj (glede na tip turbine), če pa poznamo podatke od
proizvajalca, le te vnesemo ročno. Izkoristek turbine se izračuna v rednih presledkih na
podlagi krivulje pretoka. Nato izračuna kapaciteto elektrarne, na podlagi katere nato
oblikuje krivuljo električne moči. Izkoristljivo energijo program izračuna enostavno z
integriranjem krivulje električne moči. V primeru centralnega omrežja je oddana energija
enaka proizvedeni energiji. V primeru izoliranega omrežja je procedura oz. izračun malo
bolj zapleten in vsebuje tako krivuljo električne moči kot krivuljo obremenitve.
Vsi rezultati so podani v megawatnih urah (MWh), kar nam olajša primerjavo med
različnimi tehnologijami. V predizvedbenem modelu RETScreen-a je tudi tabela
Stroškovne analize (ang. Cost Analysis), s katero ocenimo stroške, ki so povezani s
projektom HE. Ti stroški so prikazani s stališča zagonskih oziroma raziskovalnih stroškov
in s stališča stalnih stroškov.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 33
Slika 4.1: Diagram poteka Modela Male hidroelektrarne (Small Hydro Energy Model)
(vir: RETScreen Engineering e-Textbook [9])
Krivulja pretoka
Izračun krivulje izkoristka turbine
Izračun kapacitete elektrarne
Izračun krivulje moči
Izračun količine razpoložljive energije
Izračun količine dovedene energije
(centralno omrežje)
Krivulja obremenitve
Izračun količine dovedene energije
(lokalno omrežje)
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 34
4.2 Stroškovna metoda Formula
Stroškovna metoda Formula temelji na uporabi formul, izpeljanih iz stroškov mnogih
zaključenih projektov. Ta metoda omogoča uporabnikom minimalno količino informacij,
potrebnih za stroškovno analizo. To metodo uporabimo, kadar ni na voljo dovolj
informacij, da bi uporabili Natančno stroškovno metodo. Metoda je še posebno uporabna
pri stroškovni analizi večjega števila projektov na istem področju, kot pomoč pri odločitvi
za najugodnejše projekte.
4.2.1 Vhodni parametri
1. Instaliran pretok: je povezan z energetskim modelom in je vnesen avtomatsko.
2. Višina padca: je povezana z energetskim modelom in je vnesena avtomatsko.
3. Moč elektrarne: je povezana z energetskim modelom in je vnesena avtomatsko.
4. Hladno podnebje: stroški projektov, ki so locirani na področju hladne klime, so večji
zaradi težjih pogojev izgradnje (večji transportni stroški, krajša sezona gradnje, dražja
oprema, materiali, delovna sila…). Za potrebe programa pravimo, da so lokacije v
področju hladnejše klime, če je število dni, ko je temperatura pod lediščem večje od
180. V tem primeru moramo tudi vnesti natančno število dni, ko je temperatura pod
lediščem.
5. Obstoj jezu: ima velik vpliv na stroške projekta. Dejstvo, ali jez že obstaja ali ne, je
vzeto v obzir pri izračunu stroškov energetske infrastrukture. V program vnesemo y kot
Da ali n kot NE. V primeru, če je obstoječ jez star je možno, da ne zadovoljuje
veljavnih varnostnih standardov. V tem primeru je potrebna primerna prilagoditev v
kategoriji ostali stroški.
6. Dolžina nasipa: v program vnesemo ocenjeno dolžino potrebnega nasipa ali jezu v m.
Vrednost 0 vnesemo, če ni potreben noben dodatni jez, ali pa vnesemo 3, ko je v
primeru mikro HE ta vrednost neznana.
7. Kamenina na mestu postavitve jezu: prisotnost ali odsotnost primerne kamenine na
mestu postavitve jezu vpliva na stroške projekta in je vzeta v obzir pri izračunu
stroškov energetske infrastrukture. V programu vnesemo y kot Da ali n kot Ne.
8. Dostopna pot: je potrebna v času izgradnje za transport opreme in konstrukcijskih
materialov ter za vzdrževanje po zaključku projekta. Za izračun stroškov v program
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 35
vnesemo dolžino potrebne dostopne poti (v km), ali je dostopna pot zgrajena samo za
namen izgradnje HE in oceno težavnosti terena kjer naj bi potekala pot.
9. Tunel: če je potreben tunel, vnesemo v program dolžino (v m). Ta vrednost v
kombinaciji z dopustnim faktorjem izgub padca v tunelu in odstotkom dolžine tunela,
ki je raven, se uporabi za izračun stroškov tunela.
10. Kanal: če je potreben kanal, vnesemo dolžino (v m). Za kanale v različnih tipih terena
je potrebno vnesti dolžine posameznih sekcij glede na tip terena (zemlja in kamenina).
Vnesti je potrebno tudi nagnjenost terena. Kanali, zgrajeni v kameninah s povprečnim
nagibom terena večjim od 45 °, niso finančno zanimivi, ker postane volumen izkopa
prevelik. Prav tako kanali zgrajeni, v prsti s povprečnim nagibom terena večjim od 15°,
niso finančno zanimivi.
11. Cev: za projekte, kjer je potrebna cev oz. paralelne cevi, v program vnesemo ocenjeno
dolžino potrebne cevi (v m), ki je merjena od nasipa jezu do strojnice. Ta vrednost naj
vsebuje tudi dolžino kanala, same cevi in tunela. Uporabnik ne sme pozabiti upoštevati
nagiba terena pri oceni dolžine cevi. Kot vodilo naj služi opomba, da so krajše cevi
ponavadi povezane z nizkimi padci in obratno. Program izračuna tudi približen premer
za vsako identično paralelno cev. Premer služi samo kot referenčna informacija. Prav
tako izračuna potrebno debelino cevi na podlagi več kriterijev, kot npr. minimalna
debelina stene, ki je primerna za rokovanje, in minimalna debelina stene, da zdrži
predviden maksimalni vodni pritisk.
12. Razdalja do najbližjega nahajališča naravnih materialov oz. gramozne jame: v program
vnesemo ocenjeno razdaljo (v km) do najbližjega primernega nahajališča naravnih
materialov, ki so potrebni za izgradnjo HE. Če razdalja ni znana, vnesemo vrednost 8
km.
13. Prenosna linija: v program vnesemo predvideno dolžino (v km) prenosne linije oz.
kabla. Za izračun stroškov prenosne linije ocenimo še težavnost terena, preko katerega
bo potekala, ter vnesemo potrebno napetost (v kV), da se lahko priključimo na
najbližjo obstoječo prenosno linijo, ki je primerna glede na napetostni nivo in
kapacitivnost oz. moč.
14. Obrestna mera: v program vnesemo pričakovano obrestno mero (v %) za financiranje
izgradnje. Ta vrednost se uporablja za izračun raznih stroškov. Obrestne mere za
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 36
financiranje izgradnje so ponavadi vsaj za 2,5 % večje kot primarne obrestne mere
določene banke.
4.2.2 Zagonski stroški pri stroškovni metodi Formula
Na splošno so glavne kategorije pri zagonskih stroških stroški za pripravo izvedbene
študije, stroški razvoja projekta, stroški inženiringa, nakup in instalacija energetske
opreme, stroški izgradnje infrastrukture in stroški za vse ostale razne postavke.
1. Izvedbena študija: ocenjeni stroški izvedbene in okoljevarstvene študije znašajo
okvirno 3,2 % celotne vsote vseh ostalih stroškov projekta, razen stroškov za nakup
zemljišča (v primeru mikro HE znašajo 3,1 %).
2. Razvoj: predvideni stroški razvoja, ki vključujejo davke, financiranje in nadzor nad
izvedbo projekta, znašajo okoli 4 % celotne vsote vseh ostalih stroškov projekta, razen
stroškov za nakup zemljišča.
3. Inženiring: večina malih HE se danes gradi s pogodbo »od vode do žice« (na ključ). V
pogodbi je vključena tako elektromehanska kot tudi ostala oprema. Ocenjeni stroški
inženiringa in nadzora kvalitete izvedbe v času izvajanja konstrukcije so izračunani kot
funkcija moči elektrarne in višine padca vode.
4. Energetska oprema: program oceni stroške celotne elektromehanske opreme HE,
vključujoč tako stroške turbine, kot stroške generatorja, stroške krmilnih in zaščitnih
naprav, opreme za daljinsko vodenje HE, črpalke, vrat, žerjava ali dvigala ter stroške
nadomestnega objekta.
5. Infrastruktura elektrarne (ang. Balance of plant): ti stroški so sestavljeni iz različnih
vsebin:
a) dovozna pot,
b) prenosna linija (predvideno je, da lahko uporabimo lesene drogove za napetosti
manjše od 69 kV, za večje napetosti pa kovinske drogove),
c) strojnica ter transformator,
d) cev (stroški so izračunani na podlagi teže cevi),
e) kanal in tunel (stroški so izračunani na podlagi predvidenega volumna izkopa
kamenine oz. zemlje),
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 37
f) stroški dela (izračunani glede na velikost gonilnika turbine),
g) razni stroški (sestavljeni iz nepredvidenih stroškov in stroškov obresti v času
izgradnje)
4.2.3 Stalni stroški
Pri obratovanju HE se pojavijo razni stalni oz. ti. letni stroški (ang. Annual costs). Ti
vključujejo najemnino za zemljišče, davek na premoženje, stroške koncesije za uporabo
vode, zavarovalne premije, vzdrževalnine prenosne linije, stroške rezervnih delov, stroške
managementa in organizacije, potne stroške in stroške namestitve ter splošne,
administrativne in nenačrtovane izdatke.
Finančna odvisnost projekta je še posebno občutljiva na odstopanja letnih obratovalnih
stroškov in stroškov vzdrževanja, zato moramo dati oceni teh stroškov, ki so navedeni
spodaj, posebno pozornost.
Stalni stroški se pojavljajo tako v stroškovni metodi Formula, kot pri Natančni stroškovni
metodi. V splošnem znašajo skupni stroški obratovanja in vzdrževanja približno 4 %
zagonskih stroškov, s tem da so minimalni stroški okoli 41.500 EUR.
1. Najem zemljišča: stroški najema zemljišča so specifični glede na lokacijo in so odvisni
od površine ter kakovosti zemljišča.
2. Davek na premoženje: občinske dajatve (dajatve za stavbno zemljišče) so odvisne od
občine, v kateri je locirana mala HE. Primerni davek na premoženje mora biti ocenjen
od kraja do kraja in je odvisen od vrednosti lastnine in dohodkov od projekta. Ta davek
se giblje v vrednosti med 0,0 % in 0,6 % zagonskih stroškov projekta.
3. Koncesija za izrabo hidroenergetskega potenciala: stroški koncesije so odvisni od
regije, v kateri se nahaja mala HE, in od velikosti samega projekta. Če so ti stroški
aplikativni za dotični projekt, potem so odvisni od instalirane moči HE in/ali letne
proizvodnje HE. Ti stroški so določeni z uredbo vlade Republike Slovenije. Stroški
koncesije se gibljejo med 0 EUR/kW in 16 EUR/kW glede na instalirano moč, v
Sloveniji pa ti stroški znašajo 40 EUR/kW.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 38
4. Zavarovalne premije: kot minimum se zahteva zavarovanje splošne odgovornosti,
zavarovanje škode, zavarovanje opreme in zavarovanje neposlovanja. Letni stroški
zavarovanja igrajo pomembno vlogo pri energetskih projektih, zato naj bi se pri oceni
stroškov kontaktiralo zavarovalnega agenta. Ti stroški se običajno gibljejo med 0,25 %
in 1,00 % zagonskih stroškov projekta.
5. Vzdrževanje prenosnih poti: v te stroške spadajo stroški periodičnega krčenja drevja
(če je prisotno) in stroški zamenjave delov (drogovi, prevodniki, izolatorji), ki se
poškodujejo zaradi ostalih zunanjih vplivov. Ocena teh stroškov je podana na osnovi
stroškov za prenosno linijo in stroškov nadomestnega objekta. Stroški vzdrževanja
prenosnih poti se običajno gibljejo med 3 % in 6 % in so odvisni od lokacije ter
komunikacijske opreme, ki je potrebna.
6. Nadomestni deli: letno je potrebno nameniti del denarnih sredstev za pokrivanje
rezervnih delov in maziv. Višina teh sredstev naj se giblje med 0,5 % in 1,0 %
zagonskih stroškov projekta.
7. Organizacija in management: stroški dela vključujejo letne stroške delovne sile
potrebne za rutinsko vzdrževanje, izredno vzdrževanje in za potrebe obratovanja.
Stroški obratovanja vključujejo dnevni monitoring, redne preglede opreme (vključujoč
redno strojno mazanje in prilagoditve opreme), odstranjevanje snega in ledu ter redno
vzdrževanje. Število zaposlenih je odvisno od stopnje avtomatizacije male HE.
8. Potni stroški in stroški namestitve: v primeru, da se mala HE nahaja na oddaljeni
lokaciji, je potrebno nameniti nekaj denarnih sredstev za pokrivanje potnih stroškov in
stroškov namestitve. Ta sredstva so v korelaciji s stroški vzdrževanja. Ti stroški se
gibljejo nekje med 20 EUR (del dneva v bližini) do nekaj 1.000 EUR (dva tedna,
oddaljen kraj) na potovanje ene osebe. Predvideno je od dva do deset potovanj na leto
za dela na terenu.
9. Splošni in administrativni stroški: zajemajo stroške računovodstva, stroške priprave
letnih poročil, stroške vodenja računov v banki, stroške komuniciranja ipd. Ti stroški
so specifični glede na posamezen projekt in se nanašajo na tip podjetja, ki upravlja z
malo HE (privatno podjetje z enostavno pogodbo o prodaji elektrike ali javno podjetje
z individualnimi odjemalci). Ti stroški se običajno gibljejo med 1 % in 20 % stroškov
na letni ravni, zmanjšanimi za nenačrtovane in ostale stroške.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 39
10. Nenačrtovani stroški: del sredstev je namenjen za pokrivanje nenačrtovanih stroškov in
so odvisni od točnosti ocene stroškov obratovanja ter vzdrževanja. To še posebej velja
za projekte v izoliranih področjih. V navadi je, da so rezervirana sredstva vsaj za
zamenjavo najdražje komponente, za primer odpovedi le-te. Obseg teh stroškov se
računa na osnovi vseh stalnih stroškov in znaša od 10 % do 20 % vseh stalnih stroškov.
11. Periodični stroški: omogočajo uporabniku, da specificira periodične stroške, povezane
z obratovanjem sistema med pričakovano življenjsko dobo. Ti stroški predstavljajo
stroške, ki se pojavljajo v rednih časovnih presledkih in skrbijo za nemoteno
obratovanje (večji remonti).
12. Konec življenjske dobe: uporabnik vnese vrednost projekta ob koncu življenjske dobe.
4.3 Natančna stroškovna metoda
Ocena stroškov z Natančno stroškovno metodo temelji na rezultatih idejnega projekta in na
ostalih raziskavah, ki so bile opravljene za časa izdelave izvedbene študije. Ta metoda
omogoča uporabnikom, ocenitev stroškov na osnovi ocenjene kvantitete in stroškov na
enoto. Predhodno je potrebno oceniti velikosti zahtevanih konstrukcij ter opreme.
4.3.1 Izvedbena študija
Izvedbena študija: potem, ko smo identificirali potencialni stroškovno učinkovit projekt v
predizvedbenem analitičnem procesu (ang. Pre-feasibility analysis process), je potrebna
bolj detajlna izvedbena študija. Izvedbena študija običajno vsebuje raziskavo lokacije,
detajlne hidrološke raziskave, raziskavo vplivov na okolje, načrt oblike konstrukcij,
podrobnejšo oceno stroškov, planiranje nadzora ter končno poročilo. Vključena sta tudi
projektni management in potni stroški. Vsi ti stroški so opisani spodaj.
1. Raziskava lokacije: vključuje geotehnično poročilo in preliminarno topografsko
kartiranje predvidenih konstrukcij. Stroški raziskave lokacije so izračunani na podlagi
časa, ki ga bodo potrebovali eksperti za izvedbo predvidenih del. Povprečni stroški se
gibljejo med 135 EUR in 550 EUR na osebo na dan. Čas, potreben za raziskavo
lokacije, je v veliki meri odvisen od velikosti planiranega projekta. Z reduciranjem
obsega raziskav lokacije se poveča tveganje za konstrukcijske težave, vendar pa manjši
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 40
projekti ponavadi ne morejo opravičiti visokih stroškov raziskav. Če je obseg potrebnih
raziskav manjši, je potrebno povečati del denarnih sredstev namenjenih pokrivanju
nenačrtovanih stroškov. Število delovnih dni za raziskave se giblje med 10 in 400.
Običajno znašajo ti stroški 0,9 % vseh stroškov projekta.
2. Hidrološke raziskave: so potrebne, da lahko ocenimo razpoložljiv pretok vode in
verjetnost ekstremnih pogojev (poplave, suše). Tudi stroški te raziskave se računajo na
podlagi časa, ki ga potrebujejo strokovnjaki za izvedbo raziskav. Povprečni stroški
hidroloških raziskav se gibljejo med 135 EUR in 550 EUR na osebo na dan. Ti so
odvisni tudi od tega, ali so v preteklosti že bile na predvideni lokaciji opravljene
hidrološke meritve ali ne. Število delovnih dni za raziskave se giblje med 5 in 100.
Običajno znašajo ti stroški okoli 0,3 % vseh stroškov projekta.
3. Raziskava vplivov na okolje: ta raziskava je bistven del izvedbene študije. Prednost pri
malih HE je, da se lahko zlijejo z okoljem, vendar je potrebno tudi pri teh izvesti
študijo vplivov na okolje. Stroški se določajo na podlagi časa, potrebnega za izvedbo
raziskav. Gibljejo se med 135 EUR in 550 EUR na osebo na dan. Običajno pa znašajo
1,0 % vseh stroškov projekta.
4. Načrt oblike konstrukcij oz. zgradb: je potreben za določitev optimalne moči
elektrarne, velikosti in ureditve zgradb ter opreme in količine konstrukcijskega
materiala, ki so nujno potrebne za oceno stroškov. Pogosto zmanjšamo stroške
projekta, s tem da reduciramo obseg teh del. Posledično je potrebno povečati sredstva
namenjena nepričakovanim stroškom. Stroški se gibljejo med 135 EUR in 550 EUR na
osebo na dan. Za ta dela je potrebno od 10 do 100 delovnih dni. Običajno znašajo ti
stroški okoli 0,3 % vseh stroškov projekta.
5. Natančna ocena stroškov: se določi na podlagi predhodnih raziskav, ki so opisane
zgoraj. Stroški inženirskih storitev, ki so potrebne za natančno oceno stroškov se
gibljejo med 135 EUR in 550 EUR na osebo na dan. Za natančno oceno stroškov je
potrebnih 5 do 50 delovnih dni odvisno od velikosti projekta in sprejemljivega
tveganja. Običajno znašajo ti stroški okoli 0,3 % vseh stroškov projekta.
6. Priprava poročila: končno poročilo je zaključni produkt izvedbene študije ter vključuje
rezultate tehničnih in finančnih analiz projekta. Čas priprave je odvisen od obsega
opravljenega dela skozi izvedbeno študijo. Običajno je potrebnih od 5 do 50 delovnih
dni s stroški med 135 EUR in 550 EUR na osebo na dan.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 41
7. Projektni management: stroški projektnega managementa pokrivajo ocenjene stroške
vodenja in organizacije vseh faz izvedbene študije, vključno s časom potrebnim za
posvetovanja z investitorjem. Ta posvetovanja so organizirana z namenom povečanja
podpore in sodelovanja pri projektu in identifikaciji neskladij v zgodnji fazi projekta.
Ta dela zahtevajo običajno 5 do 50 delovnih dni s stroški med 200 EUR in 550 EUR na
osebo na dan (upoštevani morajo biti tudi potni stroški).
8. Potni stroški in stroški namestitve: ti stroški pokrivajo stroške vseh potovanj vseh
sodelujočih članov, ki so bila potrebna za pripravo celotne izvedbene študije. Ti stroški
vključujejo stvari, kot so letalske karte, rent a car, nastanitev ipd. V primeru oddaljenih
lokacij lahko ti stroški močno narastejo.
9. Razni stroški: ta kategorija omogoča uporabniku vnos stroškovnih postavk, ki jih ni
bilo možno uvrstiti v nobeno od prej naštetih kategorij. V program lahko vnesemo tako
obseg dejavnosti kot stroške na enoto.
4.3.2 Razvoj
Potem, ko je potencialni projekt HE skozi izvedbeno študijo ocenjen kot primeren za
izvedbo, stečejo razvojne aktivnosti. Pri posameznih projektih lahko potekajo izvedbena
študija, razvojne in inženirske aktivnosti vzporedno. Pri vzporednem teku aktivnosti
prevzema investitor nase večje tveganje. V oceno stroškov razvojnih aktivnosti spadajo
stroški pogajanj za pogodbo o prodaji električne energije, stroški za pridobitev dovoljenj in
soglasij, stroški lastniških pravic, stroški ekspertiz, stroški financiranja projekta, stroški
pravnih in računovodskih storitev, stroški razvoja projekta ter potni stroški. Ti stroški so
opisani spodaj.
1. Pogodba o prodaji električne energije: pogajanja o pogodbi o prodaji električne
energije je eden od prvih potrebnih korakov v procesu razvoja projekta. Pogajanja so
potrebna, če je objekt privatna last in vsebujejo tudi pravne in računovodske nasvete.
Obseg dela bo odvisen tudi od tega, ali že obstajajo pogoji za prodajo električne
energije (pravna ureditev za odkup električne energije iz privatnega sektorja). Število
delovnih dni potrebnih za pogajanja se giblje med 5 in 200 ali več, odvisno od
kompleksnosti pogodbe. Cena strokovne pravne pomoči se giblje med 200 EUR in
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 42
1.050 EUR na osebo na dan. Običajno znašajo stroški pogajanj in pogodbe okoli 0,6 %
vseh stroškov projekta.
2. Dovoljenja in soglasja: za samo gradnjo HE moramo pridobiti mnogo dovoljenj in
soglasij, kot so okoljevarstvena soglasja, soglasja o uporabi vode, soglasja o
obratovanju, soglasja o najemu zemljišča ter gradbena dovoljenja. Za pridobitev
potrebnih soglasij in dovoljenj je potrebnih med 5 in 100 delovnih dni, katerih cena
znaša med 135 EUR in 550 EUR na osebo na dan, odvisno od kompleksnosti postopka
pridobitve dovoljenj za predvideni projekt. Običajno znašajo ti stroški okoli 0,5 % vseh
stroškov projekta.
3. Lastninske pravice: so potrebne za zemljišče, kjer bodo locirani objekti HE, vključno z
dovozno potjo, prenosno linijo, jezom, vodnim kanalom in strojnico. Za prenosno linijo
obstaja možnost pridobitve pravice oz. dovoljenja za uporabo zemljišča. Zemljišče,
potrebno za HE, naj bi bilo kupljeno ali pa vzeto v najem. V program vnesemo skupno
ocenjeno vsoto stroškov za nakup zemljišč, ki ne morejo biti najeta ali uporabljena s
pogodbo o pravici za uporabo zemljišča. Ti stroški naj vsebujejo tudi stroške sodnih
taks in ostalih dajatev. Stroški ocenjenih stroškov pogajanj in kakršnekoli najemne
pogodbe oziroma pravice do uporabe zemljišča morajo biti zajeti v stroških za
dovoljenja in soglasja, ki so opisani zgoraj. Stroški lastninskih pravic so specifični
glede na projekt.
4. Stroški ekspertiz: za določitev končne oblike projekta so potrebne podrobne ekspertize,
ki se nanašajo na okolje, kjer naj bi stala HE. Priprava podrobnih ekspertiz za namen
načrtovanja projekta vključuje med 20 in 200 delovnih dni ob stroških med 275 EUR in
400 EUR na osebo na dan. Normalno znašajo ti stroški okoli 0,4 % vseh stroškov
projekta.
5. Financiranje projekta: tudi za manjše projekte, so lahko vložen čas, trud in stroški za
ureditev financiranja zelo veliki. Projekti HE so kapitalsko intenzivni z dolgoročnimi
investicijami. Tipično so vrednosti stroškov za pripravo financiranja projekta določeni
kot odstotek financiranega zneska in lahko vključujejo tudi stalno začetno takso.
Stroški financiranja projekta se računajo na podlagi ocenjenih sredstev dolga (ang. debt
and equity commitments). Zagotovitev financiranja projekta vključuje med 5 in 100
delovnih dni ob stroških med 350 EUR in 1.050 EUR na osebo na dan, odvisno od
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 43
kompleksnosti predlagane strukture financiranja. Običajno znašajo ti stroški okoli 1,5
% vseh stroškov projekta.
6. Pravne in računovodske storitve: so potrebne v različnih razvojnih fazah projekta. Ta
postavka omogoča uporabniku oceno stroškov pravnih in računovodskih storitev, ki se
ne nanašajo na stroške ustanovitve podjetja, ki bo izvedlo projekt, priprave mesečnih in
letnih poročil, projektnih kalkulacij ipd. Potreba po pravnih storitvah je odvisna od
ureditve financiranja, lastništva, zavarovanja, odgovornosti in zapletenosti pogodb.
Stroški pravnih in računovodskih storitev so izračunani na podlagi ocenjenega časa, ki
ga potrebujejo izvedenci za izvedbo teh storitev za časa celotne razvojne faze projekta.
Za pripravo ocene teh stroškov je potrebnih med 5 in 200 delovnih dni, ob stroških med
200 EUR in 1.050 EUR na osebo na dan. Običajno znašajo ti stroški okoli 0,9 % vseh
stroškov projekta.
7. Projektni management: stroški projektnega managementa pokrivajo vse stroške
upravljanja in vodenja vseh razvojnih faz projekta (brez gradbenega nadzora). V te
stroške so vključeni tudi stroški odnosov z javnostjo, ki predstavljajo važen element za
uspešno izvedbo projekta. Proces od izvedbene študije do končanja projekta male HE
lahko traja tudi do 5 let. Za izvedbo vseh storitev projektnega managementa bo
potrebnih od 0,2 do 2 delovnih let, katerih cena znaša od 90.000 EUR do 125.000 EUR
na osebo na leto, odvisno od velikosti projekta. Na splošno lahko stroške projektnega
managementa izračunamo po naslednji enačbi:
54,030,048125 ⋅
=
h
PPM (4.1)
kjer je: PM – stroški projektnega managementa v EUR
P – moč potencialne male HE v MW in
h – višina padca v m.
8. Potni stroški: v razvojni fazi projekta bo potrebno večje število terenskih obiskov, ki
bodo v glavnem namenjeni sestankom. Ta stroškovna postavka vključuje vse potne
stroške, ki so nastali v razvojni fazi projekta.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 44
4.3.3 Inženiring
V oceno stroškov inženiringa spadajo stroški projektiranja in ponudb, stroški pogajanj ter
stroški gradbenega nadzora. Ti stroški so opisani spodaj.
1. Stroški ponudb in projektne dokumentacije: obsegajo stroške inženirskih storitev
potrebnih za izdelavo natančnih načrtov in izdelavo ponudb, na podlagi katerih se bodo
izbirali zunanji izvajalci del. V odvisnosti od razvojnega pristopa ločimo
konvencionalni pristop, kjer dela opravijo zunanji izvajalci in pristop s pogodbo »na
ključ«, kjer dela opravijo pogodbeni izvajalci. Za izdelavo projektne dokumentacije ter
ponudb bo potrebnih od 0,6 do 6 delovnih let, katerih cena znaša od 90.000 EUR do
125.000 EUR na osebo na leto, odvisno od velikosti projekta. Na splošno lahko stroške
izdelave projektne dokumentacije ter ponudb izračunamo po naslednji enačbi:
54,030,0137500 ⋅
=
h
PSPP (4.2)
kjer je: SPP – stroški projektiranja in izdelave ponudb v EUR
P – moč potencialne male HE v MW in
h – višina padca v m.
2. Pogajanja: pod to postavko so zajeti vsi stroški, ki so povezani s pogajanji in
sklepanjem pogodb za izvedbo del. Za pogajanja bo potrebnih med 5 in 200 delovnih
dni, katerih cena se giblje od 350 EUR do 1050 EUR na osebo na dan.
3. Gradbeni nadzor: pod stroški gradbenega nadzora so zajeti ocenjeni stroški, ki se
nanašajo na izvajanje nadzora gradnje. Gradnja mora potekati v skladu s projektno
dokumentacijo. Gradbeni nadzor ponavadi izvaja neodvisno inženirsko podjetje. V
primeru večjih projektov mora biti zagotovljen stalen nadzor, v primeru manjših
projektov pa se ponavadi omeji na periodične preglede, s katerimi znižamo stroške
gradnje. Za gradbeni nadzor bo potrebnih med 0,2 in 2 delovnih let, katerih cena znaša
od 90.000 EUR do 125.000 EUR na osebo na leto, odvisno od časovnega obdobja
gradnje projekta. Na splošno lahko stroške gradbenega nadzora izračunamo po
naslednji enačbi:
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 45
54,030,068750 ⋅
=
h
PSGN (4.3)
kjer je: SGN – stroški gradbenega nadzora v EUR
P – moč potencialne male HE v MW in
h – višina padca v m.
4.3.4 Energetska oprema
Pod energetsko opremo je definirana vsa elektromehanska oprema na gradbišču HE,
vključujoč stroške turbine, generatorja, kontrolne opreme in opreme vodenja. Stroški so
izračunani na podlagi izbranega tipa turbine v energetskem modelu programa. Podrobnejši
opis stroškovnih postavk energetske opreme je podan spodaj.
1. Turbine, generatorji in kontrolna oprema: v te stroške so všteti stroški nakupa celotne
elektromehanske opreme, vključno s turbinami, generatorji, krmilno regulacijsko
opremo, zaščitnimi in kontrolnimi napravami (vključno s sistemom daljinskega
vodenja elektrarne ter električno opremo v strojnici), črpalkami, zapahi, dvigalom. Ti
stroški so v korelaciji z instalirano močjo HE in višino padca ter z obsegom zahtevane
dodatne opreme. Pri enaki instalirani moči bodo stroški na enoto instaliranega kW nižji
pri projektih z višjimi padci vode. Pri višjih padcih vode imamo manjši pretok
uporabne vode, zato so tudi turbine in s tem tudi stroški manjši. Stroški opreme se
gibljejo od 350 EUR/kW (male HE, visoki padci, minimalna dodatna oprema, brez
dvigala in zapahov na dotoku vode) do več kot 2.750 EUR/kW (večje HE, nizki padci,
zanesljiva dodatna oprema, draga visokonapetostna zaščita in kontrolni sistem).
2. Instalacija opreme: stroški instalacije energetske opreme so ločeni od stroškov same
opreme in so izračunani kot odstotek ocenjene vrednosti turbin, generatorjev in
kontrolne opreme. Razpon teh stroškov se lahko giblje od 5 do 45 % ocenjene
vrednosti energetske opreme in je prvenstveno odvisen od velikosti opreme. Večjo
opremo je potrebno transportirati po delih in sestaviti na samem objektu, kar ima za
posledico povečanje teh stroškov.
3. Transport: v to postavko so všteti vsi stroški transporta elektromehanske opreme ter so
izračunani kot odstotek ocenjene vrednosti turbin, generatorjev in kontrolne opreme.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 46
Stroški transporta lahko močno variirajo in so odvisni od velikosti tovora, lokacije in
letnega časa ter se gibljejo od 1 do 20 % vrednosti energetske opreme.
4.3.5 Energetska infrastruktura elektrarne
1. Dovozna pot: pod to postavko spadajo stroški, potrebni za izgradnjo dovozne poti,
potrebne za gradnjo HE. Ti stroški se gibljejo od 13.750 EUR/km do 340.000 EUR/km
in so odvisni od tipa terena ter od obsega potrebnega prehoda reke.
2. Čiščenje terena: stroški čiščenja terena, kjer bodo stali objekti HE, so odvisni od
površine, ki je potrebna za izgradnjo. Stroški čiščenja terena se gibljejo od 13.750
EUR/ha do 35.000 EUR/ha odvisno od tipa terena in vegetacije.
3. Betonski jez: če je načrtovan betonski jez, se stroški izračunajo na podlagi ocenjene
količine potrebnega betona. Za oceno količine betona bo potreben pregled lokacije ter
določitev primernega mesta, kjer bo stal jez ter opraviti potrebne meritve. Verjetno bo
potreben nasvet strokovnjaka za jezove. Stroški betonskega jezu se gibljejo med 275
EUR/m3 in 1.100 EUR/m3, odvisno od velikosti (večje količine znižajo stroške na
enoto) in kompleksnosti konstrukcije.
4. Lesen jez: če je predviden lesen jez, se stroški izračunajo na podlagi ocenjene količine
potrebnega lesa. Količino lesa določimo na podlagi izbire primernega mesta jezu in
opravljenih meritev na terenu. Verjetno bo potreben nasvet strokovnjaka za jezove.
Stroški lesenega jezu se gibljejo med 70 EUR/m3 (les je v bližini) in do več kot 350
EUR/m3 (les je potrebno uvoziti).
5. Jez iz zemlje: če je predviden jez iz zemlje, se stroški izračunajo na podlagi ocenjenega
celotnega volumna potrebnega materiala. Količino materiala določimo na podlagi
izbire primernega mesta jezu in opravljenih meritev na terenu. Verjetno bo potreben
nasvet strokovnjaka za jezove. Stroški jezu iz zemlje vključno s temeljenjem se gibljejo
med 20 EUR/m3 in 60 EUR/m3, odvisno od lokacije in oddaljenosti do nahajališča
primernega gradbenega materiala.
6. Osuševanje terena: na izbrani lokaciji jezu je potrebna osušitev terena. Potrebe po
osuševanju so od projekta do projekta različne in lahko vključujejo izgradnjo začasnih
konstrukcij za preusmerjanje vode (začasen nepropusten bazen, stranski kanali ali
tuneli). Stroški osuševanja se gibljejo med 5 in 15 % stroškov jezu plus stroški za
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 47
stranski kanal ali tunel, če je ta potreben (pri večjih jezovih v rekah z visokim
pretokom).
7. Prelivne poti: stroški potrebnih prelivnih poti so ločeni od stroškov jezu, ker zahteva
vsak tip jezu drugačne prelivne poti. Stroški se izračunajo na podlagi ocenjene količine
potrebnega betona. Verjetno bo potreben nasvet strokovnjaka za jezove. Stroški
prelivnih poti se gibljejo med 275 EUR/m3 in 1.100 EUR/m3, odvisno od velikosti
(večje količine znižajo stroške na enoto) in kompleksnosti konstrukcije.
8. Kanal: je lahko del HE. Stroški kanala se izračunajo na podlagi volumna izkopanega
materiala, ki zavisi od dolžine in preseka kanala. Dolžino kanala lahko določimo iz
topografskih kart ali meritev na sami lokaciji. Za projekte na lokacijah, kjer je
hladnejša klima določimo presek kanala glede na najvišjo hitrost pretoka, ki znaša
okoli 0,5 m/s. Ta hitrost dovoljuje formiranje primerne plasti ledu v času zime. Stroški
izkopavanja se gibljejo od 15 EUR/m3 do 150 EUR/m3 za zemljo in od 28 EUR/m3 do
275 EUR/m3 za kamenino.
9. Dotok: je potreben za usmeritev vode v cev ali direktno v turbino. Stroški dotoka se
izračunajo na podlagi ocenjenega volumna potrebnega betona. Volumen se lahko
določi kot petnajstkratnik instaliranega pretoka. Stroški dotoka se gibljejo med 275
EUR/m3 in 1.100 EUR/m3, odvisno od velikosti (večje količine znižajo stroške na
enoto) in kompleksnosti konstrukcije.
10. Tunel: tudi ta je lahko del HE. Stroški tunela se razlikujejo od projekta do projekta in
so odvisni od lokacije, premera tunela ter trdote materiala, ki ga je potrebno izkopati.
Pogosto je potreben tudi nasvet strokovnjaka. Stroški za tunel se gibljejo od 25
EUR/m3 do 100 EUR/m3 glede na izkopan material.
11. Cev: tudi cev oz. cevovod je lahko del HE. Stroški cevovoda so v korelaciji z izbranim
materialom cevovoda in terenom skozi kateri bo cevovod speljan. Pogosto je potreben
tudi nasvet strokovnjaka. Težo cevovoda lahko izračunamo po naslednji enačbi:
( )dvdvdlT 5,923,1239,0 3,22++= (4.4)
kjer je: T – teža jekla v kg,
l – dolžina cevi oziroma cevovoda v m,
d – premer cevi oziroma cevovoda v m,
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 48
v – hitrost vode pri vstopu v turbino.
= 1,5 kratnik višine padca za reakcijske turbine in
= 1,25 kratnik višine padca za impulzne turbine.
12. Strojnica: stroške strojnice lahko ocenimo na podlagi ocenjenega volumna potrebnega
betona. Stroški se gibljejo med 150 EUR/m3 in 1.100 EUR/m3, odvisno od velikosti
(večje količine znižajo stroške na enoto) in kompleksnosti konstrukcije. Oceno
volumna betona potrebnega za temeljenje strojnice lahko izračunamo po naslednji
enačbi:
( ) 3,25,0 DnkVt += (4.5)
kjer je: Vt – volumen betona potrebnega za temeljenje v m3,
k – koeficient (=140 za vertikalne turbine in
= 90 za horizontalne turbine),
D – premer gonilnika turbine ( 473,046,0 QD = , kjer je Q maksimalni
pretok skozi turbino),
n – število enot.
Stroške sten in strehe strojnice lahko aproksimiramo s povečanjem volumna betona
potrebnega za temeljenje za 15 do 20 %.
13. Ribja steza: če je predvidena ribja steza, se stroški ocenijo na podlagi višinske razlike
med zgornjo in spodnjo vodo HE. Stroški konstrukcije ribje steze se gibljejo med 2.750
EUR in 13.750 EUR na meter višinske razlike.
14. Prenosna linija in pomožna postaja: stroški prenosne linije so odvisni od tipa, dolžine,
napetosti, lokacije prenosne linije ter od instalirane moči elektrarne. Za oceno stroškov
prenosne linije je pogosto potrebna pomoč strokovnjaka. Stroški pomožne postaje so v
glavnem odvisni od napetosti in instalirane moči elektrarne. V spodnji tabeli so
prikazani ocenjeni stroški prenosne linije ter pomožne postaje upoštevajoč
predpostavko razumnega dostopa.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 49
Tabela 4.1: Ocenjeni stroški prenosnih linij in pomožne postaje
Moč HE (MW)
Napetost (kV)
Strošek prenosnega voda (EUR/km)
Strošek pomožne postaje (EUR)
0 – 2 25 37.800 171.500 2 – 5 44 44.700 412.500 > 5 115 68.750 1.375.000
vir: RETScreen Engineering e-Textbook [9]
15. Transport: pod stroškovno postavko transporta spadajo vsi stroški transporta, povezani
z izgradnjo energetske infrastrukture elektrarne. Izračunajo se kot odstotek vrednosti
celotnih stroškov energetske infrastrukture (brez ostalih stroškov). Transportni stroški
lahko močno varirajo, kar je odvisno od lokacije in letnega časa.
4.3.6 Razni stroški
V to kategorijo spadajo vsi ostali stroški, ki se pojavijo v času projekta in niso bili
upoštevani v prejšnjih poglavjih. Ti stroški vključujejo stroške posebne opreme, režijske
stroške, stroške izobraževanja, obresti v času gradnje ter nepredvidene stroške.
1. Posebna oprema: v program lahko vnesemo stroške katerekoli opreme, ki je potrebna
pri izvedbi projekta.
2. Režijski stroški: so odvisni od oddaljenosti lokacije HE in potreb po postavitvi
začasnih bivališč za delavce. Ta postavka naj vključuje tudi stroške lokacijske
informacije in ostale posledične informacije. Ocena režijskih stroškov se izračuna na
podlagi odstotka vrednosti energetske infrastrukture elektrarne. Ti stroški se lahko
gibljejo od 10 % do 100 % vseh stroškov izgradnje energetske infrastrukture elektrarne,
odvisno od oddaljenosti HE, potreb za postavitev začasnih bivališč ter od deleža že
upoštevanih stroškov.
3. Usposabljanje: stroški izobraževanja za delo operaterja in vzdrževalca HE so odvisni
od velikosti in kompleksnosti ter oddaljenosti HE. Pri oddaljenih lokacijah se pojavi
večja potreba po usposobljenem osebju, ki prihaja iz okolice HE z namenom, da se
izognemo daljšim izpadom obratovanja. Za potrebe dnevnega vzdrževanja in delovanja
male HE je običajno zadosti ena oseba. V primeru večjih remontov pa je potrebna
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 50
dodatna specializirana delovna sila. Usposabljanje lahko traja od 5 do100 delovnih dni,
ob stroških med 140 EUR in 550 EUR na osebo na dan, odvisno od velikosti ter
lokacije projekta.
4. Obresti v času gradnje (kratkoročno financiranje gradnje): se spreminjajo v odvisnosti
od trajanja gradnje in cen denarja oziroma obrestnih mer. Stroški obresti v času gradnje
so izračunani na osnovi predpostavke, da je povprečen dolg za časa gradnje v mesecih,
50 % vsote skupnih stroškov projekta. Stroški obresti v času gradnje običajno variirajo
med 3 in 15 % stroškov projekta.
5. Nepredvideni stroški: količina denarnih sredstev, namenjena pokrivanju nepredvidenih
stroškov, je odvisna od točnosti ocen stroškov v Natančni stroškovni metodi. Ocena
višine denarnih sredstev za pokrivanje nepredvidenih stroškov naj bo opravljena na
osnovi ocen stroškov v predizvedbeni študiji. Tipično se giblje točnost ocenjenih
stroškov v predizvedbeni študiji v razponu od ± 40 do 50 %. Točnost ocenjenih
stroškov zavisi od strokovne usposobljenosti ekipe, ki sodeluje pri pripravi
predizvedbene študije ter razpoložljivosti točnih informacij. Izkušeni uporabniki
RETScreen-a lahko določijo oceno stroškov razvojne faze projekta v obsegu od 5 do
40 % vseh zagonskih stroškov projekta.
4.4 Analiza občutljivosti v programu RETScreen
Kot pomoč pri oceni občutljivosti pomembnih finančnih indikatorjev v odvisnosti od
bistvenih tehničnih in finančnih parametrov, je v programu RETScreen pripravljen delovni
list Analiza občutljivosti in tveganja. Ta standardni delovni list je sestavljen iz dveh delov,
in sicer analizo občutljivosti ter analizo tveganja. Obe analizi podajata informacije o
razmerju med bistvenimi parametri in finančnimi indikatorji in pokažeta na parametre, ki
imajo največji vpliv na finančne indikatorje. Analiza občutljivosti je namenjena splošni
uporabi, medtem ko je analiza tveganja namenjena za uporabnike z znanjem statistike. Obe
analizi sta izbirni. Vhodni podatki, ki jih vnesemo v ta delovni list, nimajo vpliva na ostale
delovne liste.
V delovnem listu Analiza občutljivosti izberemo možnost, da želimo izvesti analizo
občutljivosti. Nato lahko izbiramo med tremi različnimi finančnimi indikatorji analize
občutljivosti.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 51
Uporabnik vnese območje občutljivosti (to območje mora biti odstotna vrednost med 0 in
50 %), ki definira maksimalne odstotne odklone, ki bodo uporabljeni na vseh bistvenih
parametrih v rezultatih analize občutljivosti. Vsak parameter se spreminja v naslednjem
območju občutljivosti: -1, -½, 0, ½, 1.
Rezultati analize občutljivosti so prikazani v treh tabelah, ki prikazujejo, kaj se dogaja z
izbrani finančnim indikatorjem, medtem ko se dva ključna parametra (na primer zagonski
stroški in izogibni stroški energije) spreminjata v podanem območju.
Rezultati analize občutljivosti, ki nam nakazujejo neizvedljiv projekt, glede na prej
postavljen prag, se prikažejo v oranžno obarvanih celicah. Za vrednost praga postavimo
tisto vrednost, pod katero (za neto sedanjo vrednost in povrnitev investicije) oziroma nad
katero (leto pozitivnega denarnega toka) projekt ekonomsko ni izvedljiv.
Vse vrednosti, ki so uporabljene pri analizi občutljivosti, so vzete iz delovnega lista
Finančni povzetek. Te vrednosti nam predstavljajo nekakšno omejitev, saj so nekatere
vrednosti, ki so podane v delovnem listu Finančni povzetek, odvisne od vrednosti, ki so
podane v drugih delovnih listih. V delovnem listu Analize občutljivosti pa so te vrednosti
privzete kot konstante.
V Analizi občutljivosti lahko analiziramo naslednje tri finančne indikatorje glede na
spreminjanje ključnih parametrov:
• Povrnitev investicije (ang. after tax internal rate of return and return of investment)
Model nam izračuna interno stopnjo povračila stroškov (v %) po plačilu davkov, kar
predstavlja pravi donos obresti, ki jih pridobimo na osnovi pravic v času življenjske
dobe projekta. Izračuna se tako, da program poišče tisto diskontno stopnjo, ki povzroči,
da je neto sedanja vrednost projekta enaka nič. Interna stopnja povračila stroškov
projekta je izračunana na osnovi nominalnih podatkov in upošteva tudi vpliv inflacije.
V primeru, ko je interna stopnja povračila stroškov projekta enaka ali večja kot
zahtevana stopnja povračila stroškov organizacije, potem se šteje projekt kot finančno
sprejemljiv. Kadar pa je interna stopnja povračila stroškov projekta nižja kot zahtevana
stopnja povračila stroškov organizacije, se projekt s finančnega stališča zavrne.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 52
Prednost uporabe indikatorja interne stopnje povračila stroškov projekta je ta, de
rezultat ni odvisen od diskontne stopnje, ki je specifična za vsako organizacijo posebej.
Namesto tega je interna stopnja povračila stroškov projekta specifična za vsak projekt
posebej in se aplicira na vse investitorje pri projektu. Model na podlagi letnih denarnih
tokov po plačilu davka in življenjske dobe projekta izračuna interno stopnjo povrnitve
stroškov projekta.
• Število let do pozitivnega denarnega toka (ang. year to positive cash flow)
Model nam izračuna, kdaj (po koliko letih) bomo imeli pozitiven denarni tok, in
predstavlja časovno obdobje, ki mora preteči, da se bodo lastniku projekta povrnili
zagonski stroški projekta. Ta metoda vključuje denarne tokove, ki nastanejo po prvem
letu obratovanja, kot tudi stopnjo zadolžitve projekta, kar nam pokaže dejansko bolj
kakovostno vrednost projekta skozi čas. Ta metoda upošteva nominalno vrednost
prihodnjih denarnih tokov in ne diskontirano vrednost prihodnjih denarnih tokov.
• Neto sedanja vrednost (ang. net present value)
Model nam izračuna neto sedanjo vrednost projekta, katera predstavlja diskontirano
vrednost neto denarnega toka projekta, kot razliko med diskontirano vrednostjo vseh
denarnih pritokov in diskontirano vrednostjo vseh denarnih odtokov. Razlika med
sedanjo vrednostjo teh denarnih tokov nam pove, ali je projekt na splošno finančno
sprejemljiva investicija. Če je ta razlika pozitivna, je projekt finančno izvedljiv. Kadar
uporabljamo metodo izračuna neto sedanje vrednosti, moramo izbrati stopnjo
diskontiranja denarnih tokov na sedanjo vrednost. V praksi vložijo podjetja veliko časa,
da izberejo primerno diskontno stopnjo. Model izračuna neto sedanjo vrednost tako, da
uporabi kumulativo denarnih tokov po plačilu davka. Lahko izberemo opcijo, ki ne
upošteva davčne analize, kar pomeni, da je neto sedanja vrednost izračunana na podlagi
denarnih tokov pred plačilom davka.
4.5 Omejitve programa
Pri uporabi programa RETScreen obstajajo določene omejitve. Model je bil primarno
razvit za vrednotenje pretočnih HE. Vrednotenje akumulacijskih HE je sicer možno,
vendar moramo pri tem upoštevati nekatere poenostavitve oziroma predpostavke.
Spremembe padca, ki nastanejo zaradi nihanja nivoja vode v akumulacijskem bazenu, ne
moremo simulirati. Model zahteva vnos le ene vrednosti padca, zato v primeru
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 53
akumulacijske HE vnesemo primerno povprečno vrednost padca. Določitev povprečnega
padca se mora narediti samostojno izven modela in zahteva razumevanje efekta
spreminjanja padca na letno proizvodnjo električne energije. Naslednja omejitev se pojavi
pri obravnavi izoliranih omrežij v oddaljenih lokacijah, kjer se uporablja predpostavka da
povpraševanje po električni energiji sledi istemu vzorcu vse dni v letu. Za izolirana
področja, kjer se pojavljajo velike razlike v povpraševanju po električni energiji in v
razpoložljivi proizvodnji, je potrebna narediti prilagoditev ocenjene količine proizvedene
obnovljive energije. To se naredi s spremembo faktorja razpoložljivega pretoka v
energetskem modelu programa. Če damo te omejitve na stran, je model jasno razumljiv in
uporaben. Model je narejen v uporabniku lahko razumljivem formatu z veliko
informacijami in je v veliko pomoč inženirjem pri preliminarnem vrednotenju projektov.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 54
5 TEHNIČNE REŠITVE V PROGRAMU RETScreen
Vseh pet načrtovanih hidroelektrarn je pretočno-akumulacijskega tipa s tremi cevnimi
agregati ali tremi Kaplanovimi turbinami s pretočno zmogljivostjo 500 m3/s, ki jo
zagotavlja pet pretočnih polj s prelivno zmogljivostjo 3500 m3/s.
5.1 Instaliran pretok
V času dolgoletnega študiranja in projektiranja verige hidroelektrarn na odseku spodnje
Save od Zidanega mostu do hrvaške meje je bila posebna pozornost posvečena določitvi
optimalnega instaliranega pretoka. V ta namen so bile izdelane številne študije, pri izdelavi
katerih so sodelovali najkompetentnejši strokovnjaki s področja energetike. V
predinvesticijski zasnovi sta bili obdelani dve varianti, ki se ju lahko razume kot dve
smiselni mejni varianti predvsem kar se tiče instalacije objektov (350 m3/s in 500 m3/s). V
novelaciji predinvesticijske zasnove je ugotovljena praktično enaka učinkovitost verige HE
s primerjanima pretokoma 350 m3/s in 500 m3/s. Upoštevaje dejstvo, da so predhodno
izdelane študije ugotovile znatno energetsko prednost višje instalacije, so predlagali, da se
za verigo HE na spodnji Savi izbere instaliran pretok Qi = 500 m3/s.
5.2 Tip in število agregatov ter proizvodnja električne energije
V dveh HE z nižjim padcem je predvidena vgradnja po treh horizontalnih cevnih agregatov
z dvojno regulirano turbino in generatorjem v hruški, v ostalih treh HE z višjim padcem pa
Tabela 5.1: Število in tip agregatov HE na spodnji Savi
Višina padca [m]
Število / tip agregatov
HE Boštanj 8,20 3 x cevni
HE Blanca 10,70 3 x vertikalni (Kaplan)
HE Krško 9,90 3 x vertikalni (Kaplan)
HE Brežice 10,40 3 x vertikalni (Kaplan)
HE Mokrice 7,85 3 x cevni
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 55
vgradnja treh vertikalnih Kaplanovih turbin, ki so preko turbinske gredi spojene z
generatorjem. Prvotno sta bili za te tri elektrarne predvideni dve Kaplanovi turbini.
Osnovna podatka, ki ju potrebujemo za izračun proizvodnje električne energije sta krivulja
pretoka na mestu kjer bo stala HE in krivulja izkoristka turbine. Krivuljo pretoka reke Save
smo izračunali s pomočjo podatkov iz mesečnih biltenov agencije republike Slovenije za
okolje, in sicer smo vzeli merilno postajo Čatež ter za vsak posamezen dan v letu odčitali
vrednost pretoka. Ko smo imeli vse vrednosti pretokov po posameznih dnevih, smo s
pomočjo programa excell izračunali, koliko dni v letu je pretok večji od neke vrednosti, in
sicer izraženo v odstotkih. Te vrednosti smo nato za posamezno HE preračunali glede na
povprečen pretok po podatkih investitorja.
Vrednosti za krivuljo pretoka smo vnesli v delovni list analiza hidrologije in izračun
obremenitve. Za HE Boštanj smo dobili krivuljo pretoka, ki je prikazana na sliki 5.1 in
prikazuje koliko časa pretok presega določeno vrednost. Na tej krivulji vidimo, da pretok
hitro pade in ni konstanten, kar nam pove, da je zelo odvisen od padavin in nam krivulja
predstavlja tipično hudourniško reko, kar reka Sava vsekakor je.
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1.000,00
1.200,00
1.400,00
1.600,00
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Slika 5.1: Krivulja pretoka za HE Boštanj v programu RETScreen
pret
ok [
m³/
s]
odstotek časa, ko je pretok izenačen ali večji [%]
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 56
Potrebujemo še krivuljo izkoristka turbine, za kar imamo v programu nabor standardnih
krivulj (glede na tip turbine), kadar pa poznamo podatke proizvajalca le te vnesemo ročno.
Izkoristek turbine se izračuna v rednih presledkih na podlagi pretokov. V programu smo
vzeli krivuljo za Kaplanovo turbino iz nabora standardnih krivulj za HE, ki bodo imele
vgrajene Kaplanove turbine. Za cevne turbine ne obstaja krivulja v naboru standardnih
krivulj. Za HE Boštanj smo pridobili školjčni diagram turbine iz katerega smo izračunali
krivuljo izkoristka. Školjčni diagram cevne turbine je priložen v prilogi 2. Zaradi
pomanjkljivosti programa, ki ne more simulirati spremembe padca smo izračunali
izkoristek turbine pri konstantni oziroma podani višini padca. To krivuljo smo razen pri
HE Boštanj, koristili tudi pri HE Mokrice, za katero so prav tako predvidene cevne turbine.
Tabela 5.2: Podatki krivulje izkoristka za HE Boštanj
Pretok Q
[%]
Izkoristek turbine
Št. turbin v pogonu
Kombiniran izkoristek
turbin 0% 0,00 0 0,00 5% 0,00 1 0,08
10% 0,00 1 0,90 15% 0,08 1 0,93 20% 0,46 1 0,95 25% 0,88 1 0,94 30% 0,90 1 0,94 35% 0,91 2 0,94 40% 0,92 2 0,95 45% 0,93 2 0,95 50% 0,94 2 0,94 55% 0,94 2 0,94 60% 0,95 2 0,94 65% 0,95 2 0,93 70% 0,95 3 0,95 75% 0,94 3 0,94 80% 0,94 3 0,94 85% 0,94 3 0,94 90% 0,94 3 0,94 95% 0,93 3 0,93
100% 0,93 3 0,93
Za krivuljo izkoristka vpišemo podatke v tabelo, in sicer za različne pretoke, ki so podani v
odstotkih maksimalnega pretoka turbine. Program izračuna kombiniran izkoristek turbin
ter poda število turbin, ki so v pogonu. Na sliki 5.2 vidimo krivuljo izkoristka, ki jo
program izriše na podlagi zgornje tabele.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 57
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Percent of Rated Flow (%)
Slika 5.2: Krivulja kombiniranega izkoristka treh turbin za HE Boštanj v programu
RETScreen
Na podlagi krivulje pretoka in krivulje izkoristka turbine oziroma turbin, smo izračunali
kapaciteto elektrarne iz katere program izračuna količino proizvedene električne energije.
Moč, ki jo izračuna program ter količino proizvedene energije, smo nato primerjali s
podanimi vrednostmi koncesionarja.
Tabela 5.3: Srednja letna proizvodnja in moč HE na spodnji Savi
Višina padca
H
[m]
Največja moč
P
[MW]
Največja moč P
(RETScreen) [MW]
Srednji letni
pretok Qsr [m
3/s]
Srednja letna proizvodnja
[GWh]
Srednja letna proizvodnja (RETScreen)
[GWh] HE Boštanj 8,20 32,5 32,752 235 115 118,412
HE Blanca 10,70 42,5 42,772 243 160 157,345
HE Krško 9,90 39,5 39,497 247 149 147,229
HE Brežice 10,40 41,5 41,545 250 161 156,567
HE Mokrice 7,85 30,5 31,355 305 135 138,759
V tabeli 5.3 vidimo, da izračunana proizvodnja električne energije v programu RETScreen
ne odstopa veliko od predinvesticijskih podatkov. Srednja letna proizvodnje energije za
Izko
rist
ek
Instaliran pretok [%]
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 58
elektrarni z manjšim padcem je malo večja od podane, medtem ko je pri ostalih treh
nekoliko nižja. Če bi v primeru HE Boštanj vzeli krivuljo za Kaplanovo turbino iz
standardnega nabora krivulj bi dobili srednjo letno proizvodnjo energije v višini 116,640
GWh. Tudi moč, ki jo dobimo v programu ne odstopa dosti od projektnih podatkov.
V programu imamo možnost prilagoditve krivulje izkoristka, in sicer lahko premikamo
krivuljo navzgor ali navzdol, lahko pa tudi spreminjamo koeficient proizvajalca turbin, s
tem da je le ta omejen do določene vrednosti. Na podlagi prilagoditve krivulje izkoristka se
spremeni tudi vrednost proizvedene energije. Imamo pa še eno možnost prilagoditve letne
proizvodnje energije, in sicer s spremembo vrednosti faktorja razpoložljivega pretoka.
Lahko pa rečemo, da program poda zelo dobro oceno o srednji letni proizvodnji energije in
moči elektrarne, seveda ob predpostavki, da imamo verodostojne oziroma točne podatke o
pretokih in padcu na mestu postavitve HE.
Na sliki 5.3 vidimo, da lahko elektrarna dela na polni moči le okoli 22 dni v letu, ko je
pretok višji od instaliranega. V obdobju, ko se pretok giblje med 100 m3/s in 500 m3/s, pa
lahko nekaj vode tudi akumulira in jo izkoristi za pokrivanje konic.
Slika 5.3: Krivulje pretoka in moči za HE Boštanj
Slika 5.4, na naslednji strani, prikazuje krivulje izkoristka turbin ter krivulje pretoka in
moči z osnovnimi podatki o HE Boštanj kot jih prikaže program RETScreen.
Razpoložljiv pretok Izkoriščen pretok Razpoložljiva moč
odstotek časa, ko je pretok izenačen ali večji [%]
pret
ok [
m³/
s]
moč
[kW
]
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 59
Small Hydro Turbine Characteristics Estimate Notes/RangeGross head m 8,20Design flow m³/s 500,000Turbine type - Kaplan See Product Database
Turbine efficiency curve data source - User-definedNumber of turbines turbine 3Small hydro turbine manufacturer LITOSTROJSmall hydro turbine modelTurbine manufacture/design coefficient - 4,5 2.8 to 6.1; Default = 4.5Efficiency adjustment % 0% -5% to 5%Turbine efficiency at design flow % 93,0%
Turbine Efficiency Curve DataFlow Turbine
efficiencyTurbines running
Combined turbine
(%) # efficiency0% 0,00 0 0,005% 0,00 1 0,0810% 0,00 1 0,9015% 0,08 1 0,9320% 0,50 1 0,9525% 0,88 1 0,9430% 0,90 1 0,9435% 0,91 2 0,9440% 0,92 2 0,9545% 0,93 2 0,9550% 0,94 2 0,9455% 0,94 2 0,9460% 0,95 2 0,9465% 0,95 2 0,9370% 0,95 3 0,9575% 0,94 3 0,9480% 0,94 3 0,9485% 0,94 3 0,9490% 0,94 3 0,9495% 0,93 3 0,93
100% 0,93 3 0,93
Efficiency Curve - 3 Turbine(s)
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Percent of Rated Flow (%)
Eff
icie
ncy
Annual Energy Production Estimate Notes/Range
Small hydro plant capacity kW 32.752MW 32,752
Small hydro plant firm capacity kW 4.420Available flow adjustment factor - 1,00Small hydro plant capacity factor % 41% 40% to 95%Renewable energy delivered MWh 118.412
GJ 426.284
Complete Cost Analysis sheet
Flo
w (
m³/
s)
Flow-Duration and Power Curves
0,000
200,000
400,000
600,000
800,000
1.000,000
1.200,000
1.400,000
1.600,000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
Percent Time Flow Equalled or Exceeded (%)
Po
wer
(kW
)
Available Flow Flow Used Available Power
Slika 5.4: Krivulje izkoristka, pretoka in moči za HE Boštanj v programu RETScreen
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 60
Na sliki 5.5 vidimo vizualno simulacijo HE Krško. Vidi se pet prelivnih polj na desni
strani slike, strojnica na levi s tremi iztoki ter nov most, ki se bo zgradil vzporedno z
elektrarno.
Slika 5.5: Vizualna simulacija bodoče HE Krško (vir www.logon.si [12])
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 61
6 EKONOMSKA ANALIZA V PROGRAMU RETScreen
Ekonomsko analizo s pomočjo programa RETScreen smo naredili z vidika koncesionarja,
se pravi da so upoštevani stroški za energetsko infrastrukturo, medtem ko stroški ostale
infrastrukture, za katero se zagotovijo sredstva iz državnega proračuna, kot je predvideno
tudi v koncesijski pogodbi, v analizi niso vidni. Ta sredstva pa se bodo državi povrnila s
plačilom koncesije od prodaje električne energije.
Pri ekonomskem vrednotenju smo upoštevali dejanske podatke o cenah ter količinske
podatke pri HE Boštanj, ki so bili pridobljeni v ustni obliki, nekateri podatki so bili
pridobljeni z brskanjem po internetu in v javnih občilih. Vseh stroškov ni bilo možno
natančno določiti, zato smo v teh primerih uporabili okvirne vrednosti. Pri ostalih HE pa
smo podatke predvideli oziroma ocenili na podlagi nekaterih predpostavk, kot je npr. moč
oziroma tip turbin, saj so pri Kaplanovih turbinah dimenzije strojnice 20 % večje kot pri
cevnih turbinah.
Na naslednjih štirih straneh so prikazane razpredelnice analize stroškov za HE Boštanj in
HE Krško, in sicer za obe stroškovni metodi. Vidimo, da se pri obeh stroškovnih metodah
pojavljajo enake glavne postavke investicijskih stroškov. Te postavke so izvedbena študija,
razvoj, inženiring, energetska oprema, energetska infrastruktura elektrarne in ostali stroški.
Do vrednosti teh postavk pridemo na različne načine. Pri stroškovni metodi Formula jih
program izračuna na podlagi vhodnih parametrov, ki jih poda uporabnik. Pri Natančni
stroškovni metodi pa jih program izračuna na podlagi ocenjene kvantitete in stroškov na
enoto. Pri natančni stroškovni metodi je vsaka glavna postavka razdeljena na pod postavke.
Pri vsaki glavni postavki imamo tudi pod postavko ostali stroški, pri kateri podamo stroške
kateri niso podani pri ostalih pod postavkah. Tako smo npr. pri postavki energetska oprema
dali pod ostale stroške, stroške elektromehanske opreme, ki niso zajeti v stroških turbine,
generatorja in pripadajoče kontrolne opreme. V prilogi 4 se nahaja slovarček izrazov iz
razpredelnic analize stroškov.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 62
6.1 Ovrednotenje tehničnih rešitev v programu RETScreen
6.1.1 Stroškovna metoda Formula – HE Boštanj
Costing method: Formula Currency: Euro symbol € Cost references: NoneSecond currency: Euro symbol € Rate: €/€ 0,23964
Formula Costing Method Notes/RangeInput Parameters
Project country SlovenijaLocal vs. Canadian equipment costs ratio - 0,80Local vs. Canadian fuel costs ratio - 1,20Local vs. Canadian labour costs ratio - 0,60Equipment manufacture cost coefficient - 0,80 0.50 to 1.00Exchange rate €/CAD 0,69
Cold climate? yes/no NoNumber of turbines turbine 3Flow per turbine m³/s 166,7Approx. turbine runner diameter (per unit) m 4,8Project classification:
Suggested classification - SmallSelected classification - Small
Existing dam? yes/no NoNew dam crest length m 144,0Rock at dam site? yes/no NoMaximum hydraulic losses % 5%Intake and miscellaneous losses % 1% 1% to 5%Access road required? yes/no Yes
Length km 0,5Tote road only? yes/no YesDifficulty of terrain - 3,0 1.0 to 6.0
Tunnel required? yes/no NoCanal required? yes/no NoPenstock required? yes/no NoDistance to borrow pits km 10,0Transmission line
Length km 1,2Difficulty of terrain - 1,0 1.0 to 2.0Voltage kV 110,0
Interest rate % 9,0%
Cost Adjustment AmountInitial Costs (Formula Method) (local currency) Factor (local currency) Relative Costs
Feasibility Study € 2.977.350 0,28 € 833.658 1,2% 100% 3.478.793€ Development € 2.715.150 0,20 € 551.175 0,8% 100% 2.300.014€
Land rights € - 0,0% 100% -€ Development Sub-total: € 551.175 0,8% 100% 2.300.014€
Engineering € 1.228.890 0,89 € 1.093.712 1,6% 100% 4.563.980€ Energy Equipment € 34.262.640 0,76 € 25.902.556 37,8% 100% 108.089.450€ Balance of Plant
Access road € 17.250 0,40 € 6.900 0,0% 100% 28.793€ Transmission line € 82.110 1,00 € 82.110 0,1% 100% 342.639€ Substation and transformer € 873.540 0,46 € 400.955 0,6% 100% 1.673.155€ Penstock € - 1,00 € - 0,0% 100% -€ Canal € - 1,00 € - 0,0% 100% -€ Tunnel € - 1,00 € - 0,0% 100% -€ Civil works (other) € 31.415.700 0,79 € 24.912.650 36,3% 100% 103.958.647€
Balance of Plant Sub-total: € 32.388.600 € 25.402.615 37,0% 100% 106.003.234€ Miscellaneous € 22.440.870 0,66 € 14.810.974 21,6% 100% 61.805.100€
GHG baseline study and MP Cost -€ -€ 0,0% 100% -€ GHG validation and registration Cost -€ -€ 0,0% 100% -€
Miscellaneous Sub-total: € 14.810.974 21,6% 100% 61.805.100€ Initial Costs - Total (Formula Method) € 96.013.500 € 68.594.691 100,0% 100% € 286.240.571
Annual Costs (Credits) Unit Quantity Unit Cost Amount Relative Costs Quantity Range Unit Cost RangeO&M
Land lease project 1 -€ -€ - -Property taxes % 0,0% 68.594.691€ -€ - -Water rental kW 32.752 20€ 655.050€ - -Insurance premium % 0,40% 68.594.691€ 274.379€ - -Transmission line maintenance % 5,0% 483.065€ 24.153€ - -Spare parts % 0,50% 68.594.691€ 342.973€ - -O&M labour p-yr 10,00 20.000€ 200.000€ - -GHG monitoring and verification project 1 2.100€ 2.100€ - -Travel and accommodation p-trip 20 70€ 1.400€ - -General and administrative % 10% 1.500.055€ 150.006€ - -Other - O&M Cost 1 200.000€ 200.000€ - -Contingencies % 10% 1.650.061€ 165.006€ - -
Annual Costs - Total 2.015.067€ 100,0%
Periodic Costs (Credits) Period Unit Cost Amount Interval Range Unit Cost RangeTurbine overhaul Cost 25 yr 1.000.000€ 1.000.000€ - -
-€ - --€ - -
End of project life Credit - -€ -€
Version 3.1 © Minister of Natural Resources Canada 1997 - 2005. NRCan/CETC - Varennes
Go to GHG Analysis sheet
RETScreen® Cost Analysis - Small Hydro Project
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 63
6.1.2 Stroškovna metoda Formula – HE Krško
Costing method: Formula Currency: Euro symbol € Cost references: NoneSecond currency: Euro symbol € Rate: €/€ 0,23964
Formula Costing Method Notes/RangeInput Parameters
Project country SlovenijaLocal vs. Canadian equipment costs ratio - 0,80Local vs. Canadian fuel costs ratio - 1,20Local vs. Canadian labour costs ratio - 0,60Equipment manufacture cost coefficient - 0,80 0.50 to 1.00Exchange rate €/CAD 0,69
Cold climate? yes/no NoNumber of turbines turbine 3Flow per turbine m³/s 166,7Approx. turbine runner diameter (per unit) m 4,8Project classification:
Suggested classification - SmallSelected classification - Small
Existing dam? yes/no NoNew dam crest length m 176,0Rock at dam site? yes/no NoMaximum hydraulic losses % 5%Intake and miscellaneous losses % 1% 1% to 5%Access road required? yes/no Yes
Length km 0,5Tote road only? yes/no YesDifficulty of terrain - 3,0 1.0 to 6.0
Tunnel required? yes/no NoCanal required? yes/no NoPenstock required? yes/no NoDistance to borrow pits km 10,0Transmission line
Length km 1,5Difficulty of terrain - 1,0 1.0 to 2.0Voltage kV 110,0
Interest rate % 9,0%
Cost Adjustment AmountInitial Costs (Formula Method) (local currency) Factor (local currency) Relative Costs
Feasibility Study € 3.252.660 0,32 € 1.024.588 1,2% 100% 4.275.530€ Development € 2.966.310 0,22 € 652.588 0,7% 100% 2.723.202€
Land rights € - 0,0% 100% -€ Development Sub-total: € 652.588 0,7% 100% 2.723.202€
Engineering € 1.319.280 0,98 € 1.292.894 1,5% 100% 5.395.153€ Energy Equipment € 36.841.170 0,85 € 31.351.836 35,4% 100% 130.828.892€ Balance of Plant
Access road € 17.250 0,40 € 6.900 0,0% 100% 28.793€ Transmission line € 101.430 0,81 € 82.158 0,1% 100% 342.841€ Substation and transformer € 1.034.310 0,39 € 400.278 0,5% 100% 1.670.330€ Penstock € - 1,00 € - 0,0% 100% -€ Canal € - 1,00 € - 0,0% 100% -€ Tunnel € - 1,00 € - 0,0% 100% -€ Civil works (other) € 34.840.860 0,99 € 34.492.451 38,9% 100% 143.934.449€
Balance of Plant Sub-total: € 35.993.850 € 34.981.788 39,5% 100% 145.976.413€ Miscellaneous € 24.515.010 0,79 € 19.366.858 21,8% 100% 80.816.466€
GHG baseline study and MP Cost -€ -€ 0,0% 100% -€ GHG validation and registration Cost -€ -€ 0,0% 100% -€
Miscellaneous Sub-total: € 19.366.858 21,8% 100% 80.816.466€ Initial Costs - Total (Formula Method) € 104.888.280 € 88.670.552 100,0% 100% € 370.015.656
Annual Costs (Credits) Unit Quantity Unit Cost Amount Relative Costs Quantity Range Unit Cost RangeO&M
Land lease project 1 -€ -€ - -Property taxes % 0,0% 88.670.552€ -€ - -Water rental kW 39.497 20€ 789.941€ - -Insurance premium % 0,40% 88.670.552€ 354.682€ - -Transmission line maintenance % 5,0% 482.436€ 24.122€ - -Spare parts % 0,50% 88.670.552€ 443.353€ - -O&M labour p-yr 10,00 20.000€ 200.000€ - -GHG monitoring and verification project 1 2.100€ 2.100€ - -Travel and accommodation p-trip 20 70€ 1.400€ - -General and administrative % 10% 1.815.598€ 181.560€ - -Other - O&M Cost 0 -€ -€ - -Contingencies % 10% 1.997.158€ 199.716€ - -
Annual Costs - Total 2.196.873€ 100,0%
Periodic Costs (Credits) Period Unit Cost Amount Interval Range Unit Cost RangeTurbine overhaul Cost 25 yr 1.000.000€ 1.000.000€ - -
-€ - --€ - -
End of project life Credit - -€ -€
Version 3.1 © Minister of Natural Resources Canada 1997 - 2005. NRCan/CETC - Varennes
Go to GHG Analysis sheet
RETScreen® Cost Analysis - Small Hydro Project
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 64
6.1.3 Natančna stroškovna metoda – HE Boštanj
Costing method: Detailed Currency: Euro symbol € Cost references: NoneSecond currency: Euro symbol € Rate: €/€ 0,23964
Initial Costs (Credits) Unit Quantity Unit Cost Amount Relative Costs Quantity Range Unit Cost RangeFeasibility Study
Site investigation p-d 150,0 500€ 75.000€ 0,1% - -Hydrologic assessment p-d 200,0 500€ 100.000€ 0,1% - -Environmental assessment p-d 200,0 500€ 100.000€ 0,1% - -Preliminary design p-d 120,0 500€ 60.000€ 0,1% - -Detailed cost estimate p-d 100,0 500€ 50.000€ 0,1% - -GHG baseline study and MP project 0 -€ -€ 0,0% - -Report preparation p-d 40,0 500€ 20.000€ 0,0% - -Project management p-d 50,0 420€ 21.000€ 0,0% - -Travel and accommodation p-trip 100 70€ 7.000€ 0,0% - -Other - Feasibility study Cost 1 400.000€ 400.000€ 0,6% - -Credit - Feasibility study Credit 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 833.000€ 1,2%Development
PPA negotiation p-d 0,0 -€ -€ 0,0% - -Permits and approvals p-d 100,0 550€ 55.000€ 0,1% - -Land rights site 0 -€ -€ 0,0% - -Land survey p-d 150,0 420€ 63.000€ 0,1% - -GHG validation and registration project 0 -€ -€ 0,0% - -Project financing p-d 80,0 800€ 64.000€ 0,1% - -Legal and accounting p-d 150,0 800€ 120.000€ 0,2% - -Project management p-yr 0,50 90.000€ 45.000€ 0,1% - -Travel and accommodation p-trip 50 70€ 3.500€ 0,0% - -Other - Development Cost 1 200.000€ 200.000€ 0,3% - -Credit - Development Credit 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 550.500€ 0,8%Engineering
Design and tender documents p-yr 4,00 120.000€ 480.000€ 0,7% - -Contracting p-d 100,0 800€ 80.000€ 0,1% - -Construction supervision p-yr 1,00 130.000€ 130.000€ 0,2% - -Other - Engineering Cost 1 400.000€ 400.000€ 0,6% - -Credit - Engineering Credit 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 1.090.000€ 1,6%Energy Equipment
Turbines/generators, controls kW 32.752 510€ 16.703.769€ 24,4% - -Equipment installation % 10% 16.703.769€ 1.670.377€ 2,4% - -Transportation % 5% 16.703.769€ 835.188€ 1,2% - -Other - Energy equipment Cost 1 6.700.000€ 6.700.000€ 9,8% - -Credit - Energy equipment Credit 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 25.909.334€ 37,8%Balance of Plant
Access road km 0,5 13.800€ 6.900€ 0,0% - -Clearing ha 2,0 16.500€ 33.000€ 0,0% - -Earth excavation m³ 350.000,0 17€ 5.950.000€ 8,7% - -Rock excavation m³ 80.000,0 50€ 4.000.000€ 5,8% - -Concrete dam m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Timber crib dam m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Earthfill dam m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Dewatering % 0% -€ -€ 0,0% - -Spillway m³ 31.000 188€ 5.812.500€ 8,5% - -Canal m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Intake m³ 3.000 188€ 564.000€ 0,8% - -Tunnel m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Pipeline/penstock kg 0 -€ -€ 0,0% - -Powerhouse civil m³ 29.000 188€ 5.452.000€ 7,9% - -Fishway m lift 0,0 -€ -€ 0,0% - -Transmission line km 1,2 68.750€ 82.500€ 0,1% - -Substation project 1,0 400.000€ 400.000€ 0,6% - -Transportation % 8% 22.300.900€ 1.784.072€ 2,6% - -Other - Balance of plant Cost 1 1.400.000€ 1.400.000€ 2,0% - -Credit - Balance of plant Credit -€ 0,0% - -
Sub-total: 25.484.972€ 37,2%Miscellaneous
Special equipment project 0 -€ -€ 0,0% - -Contractor's overhead % 10% 25.484.972€ 2.548.497€ 3,7% - -Training p-d 50,0 400€ 20.000€ 0,0% - -Contingencies % 5% 56.436.303€ 2.821.815€ 4,1% - -Interest during construction 9,0% 42 month(s) 59.258.118€ 9.333.154€ 13,6% - -Other - Miscellaneous Cost 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 14.723.466€ 21,5%Initial Costs - Total 68.591.272€ 100,0%
Annual Costs (Credits) Unit Quantity Unit Cost Amount Relative Costs Quantity Range Unit Cost RangeO&M
Land lease project 1 -€ -€ - -Property taxes % 0,0% 68.591.272€ -€ - -Water rental kW 32.752 20€ 655.050€ - -Insurance premium % 0,40% 68.591.272€ 274.365€ - -Transmission line maintenance % 5,0% 482.500€ 24.125€ - -Spare parts % 0,50% 68.591.272€ 342.956€ - -O&M labour p-yr 10,00 20.000€ 200.000€ - -GHG monitoring and verification project 1 2.100€ 2.100€ - -Travel and accommodation p-trip 20 70€ 1.400€ - -General and administrative % 10% 1.499.996€ 150.000€ - -Other - O&M Cost 1 200.000€ 200.000€ - -Contingencies % 10% 1.649.996€ 165.000€ - -
Annual Costs - Total 2.014.995€ 100,0%
Periodic Costs (Credits) Period Unit Cost Amount Interval Range Unit Cost RangeTurbine overhaul Cost 25 yr 1.000.000€ 1.000.000€ - -
-€ - --€ - -
End of project life Credit - -€ -€
Version 3.1 © Minister of Natural Resources Canada 1997 - 2005. NRCan/CETC - Varennes
Go to GHG Analysis sheet
RETScreen® Cost Analysis - Small Hydro Project
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 65
6.1.4 Natančna stroškovna metoda – HE Krško
Costing method: Detailed Currency: Euro symbol € Cost references: NoneSecond currency: Euro symbol € Rate: €/€ 0,23964
Initial Costs (Credits) Unit Quantity Unit Cost Amount Relative Costs Quantity Range Unit Cost RangeFeasibility Study
Site investigation p-d 150,0 500€ 75.000€ 0,1% - -Hydrologic assessment p-d 200,0 500€ 100.000€ 0,1% - -Environmental assessment p-d 200,0 500€ 100.000€ 0,1% - -Preliminary design p-d 120,0 500€ 60.000€ 0,1% - -Detailed cost estimate p-d 100,0 500€ 50.000€ 0,1% - -GHG baseline study and MP project 0 -€ -€ 0,0% - -Report preparation p-d 40,0 500€ 20.000€ 0,0% - -Project management p-d 50,0 420€ 21.000€ 0,0% - -Travel and accommodation p-trip 10 70€ 700€ 0,0% - -Other - Feasibility study Cost 1 600.000€ 600.000€ 0,7% - -Credit - Feasibility study Credit 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 1.026.700€ 1,2%Development
PPA negotiation p-d 0,0 -€ -€ 0,0% - -Permits and approvals p-d 100,0 550€ 55.000€ 0,1% - -Land rights site 0 -€ -€ 0,0% - -Land survey p-d 150,0 420€ 63.000€ 0,1% - -GHG validation and registration project 0 -€ -€ 0,0% - -Project financing p-d 80,0 800€ 64.000€ 0,1% - -Legal and accounting p-d 150,0 800€ 120.000€ 0,1% - -Project management p-yr 0,50 90.000€ 45.000€ 0,1% - -Travel and accommodation p-trip 50 70€ 3.500€ 0,0% - -Other - Development Cost 1 300.000€ 300.000€ 0,3% - -Credit - Development Credit 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 650.500€ 0,7%Engineering
Design and tender documents p-yr 4,00 120.000€ 480.000€ 0,5% - -Contracting p-d 100,0 800€ 80.000€ 0,1% - -Construction supervision p-yr 1,00 130.000€ 130.000€ 0,1% - -Other - Engineering Cost 1 600.000€ 600.000€ 0,7% - -Credit - Engineering Credit 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 1.290.000€ 1,5%Energy Equipment
Turbines/generators, controls kW 39.497 510€ 20.143.497€ 22,7% - -Equipment installation % 10% 20.143.497€ 2.014.350€ 2,3% - -Transportation % 5% 20.143.497€ 1.007.175€ 1,1% - -Other - Energy equipment Cost 1 8.200.000€ 8.200.000€ 9,2% - -Credit - Energy equipment Credit 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 31.365.022€ 35,4%Balance of Plant
Access road km 0,5 13.800€ 6.900€ 0,0% - -Clearing ha 2,0 16.500€ 33.000€ 0,0% - -Earth excavation m³ 550.000,0 17€ 9.350.000€ 10,5% - -Rock excavation m³ 110.000,0 50€ 5.500.000€ 6,2% - -Concrete dam m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Timber crib dam m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Earthfill dam m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Dewatering % 0% -€ -€ 0,0% - -Spillway m³ 36.000 188€ 6.768.000€ 7,6% - -Canal m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Intake m³ 3.600 188€ 676.800€ 0,8% - -Tunnel m³ 0 -€ -€ 0,0% - -Pipeline/penstock kg 0 -€ -€ 0,0% - -Powerhouse civil m³ 36.000 188€ 6.768.000€ 7,6% - -Fishway m lift 10,0 13.750€ 137.500€ 0,2% - -Transmission line km 1,2 68.750€ 82.500€ 0,1% - -Substation project 1,0 400.000€ 400.000€ 0,5% - -Transportation % 8% 29.722.700€ 2.377.816€ 2,7% - -Other - Balance of plant Cost 1 3.000.000€ 3.000.000€ 3,4% - -Credit - Balance of plant Credit 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 35.100.516€ 39,6%Miscellaneous
Special equipment project 0 -€ -€ 0,0% - -Contractor's overhead % 10% 35.100.516€ 3.510.052€ 4,0% - -Training p-d 50,0 400€ 20.000€ 0,0% - -Contingencies % 5% 72.962.789€ 3.648.139€ 4,1% - -Interest during construction 9,0% 42 month(s) 76.610.929€ 12.066.221€ 13,6% - -Other - Miscellaneous Cost 0 -€ -€ 0,0% - -
Sub-total: 19.244.412€ 21,7%Initial Costs - Total 88.677.150€ 100,0%
Annual Costs (Credits) Unit Quantity Unit Cost Amount Relative Costs Quantity Range Unit Cost RangeO&M
Land lease project 1 -€ -€ - -Property taxes % 0,0% 88.677.150€ -€ - -Water rental kW 39.497 20€ 789.941€ - -Insurance premium % 0,40% 88.677.150€ 354.709€ - -Transmission line maintenance % 5,0% 482.500€ 24.125€ - -Spare parts % 0,50% 88.677.150€ 443.386€ - -O&M labour p-yr 10,00 20.000€ 200.000€ - -GHG monitoring and verification project 1 2.100€ 2.100€ - -Travel and accommodation p-trip 20 70€ 1.400€ - -General and administrative % 10% 1.815.660€ 181.566€ - -Other - O&M Cost 0 -€ -€ - -Contingencies % 10% 1.997.226€ 199.723€ - -
Annual Costs - Total 2.196.949€ 100,0%
Periodic Costs (Credits) Period Unit Cost Amount Interval Range Unit Cost RangeTurbine overhaul Cost 25 yr 1.000.000€ 1.000.000€ - -
-€ - --€ - -
End of project life Credit - -€ -€
Version 3.1 © Minister of Natural Resources Canada 1997 - 2005. NRCan/CETC - Varennes
Go to GHG Analysis sheet
RETScreen® Cost Analysis - Small Hydro Project
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 66
6.2 Analiza rezultatov po obeh metodah
Po obeh metodah smo izračunali investicijske stroške za že izgrajeno HE Boštanj in HE
Krško, ki se še ni začela graditi. Pri rezultatih stroškovne metode Formula, ki nam izračuna
stroške na podlagi nekaj karakterističnih podatkov, opazimo da so prilagoditveni faktorji, s
katerimi prilagodimo stroške glede na specifičnost lokacije oziroma lokalne pogoje
večinoma različni od ena. Večinoma so ti faktorji prilagoditve nižji od ena. V primeru, da
bi pustili te faktorje enake ena, bi dobili rezultate, ki bi zelo odstopali od Natančne
stroškovne metode. Pri HE Boštanj bi tako dobili zagonske stroške v vrednosti 96.013.500
EUR, medtem ko bi dobili pri Natančni stroškovni metodi vrednost 68.348.976 EUR. Pri
HE Krško pa bi dobili zagonske stroške, po stroškovni metodi Formula brez
prilagoditvenih faktorjev, v vrednosti 104.888.280 EUR. Po Natančni stroškovni metodi pa
bi dobili stroške v vrednosti 88.677.150 EUR. Vidimo, da bi pri obeh HE dobili dosti višje
vrednosti pri stroškovni metodi Formula kot pa pri Natančni stroškovni metodi. To lahko
pripišemo višjim stroškom dela v Kanadi in s tem tudi višjim stroškom celotnega postroja.
Zato smo se odločili, da rezultate stroškovne metode Formula približamo rezultatom
Natančne stroškovne metode.
Tabela 6.1: Zagonski stroški po obeh metodah za predvideno investicijo
Zagonski stroški predvidene investicije Formula Natančna Brez faktorja
prilagoditve S faktorjem prilagoditve
HE Boštanj 96.013.500 EUR 68.594.691 EUR 68.591.272 EUR
HE Krško 104.888.280 EUR 88.670.552 EUR 88.677.150 EUR
Opazimo lahko tudi, da brez prilagoditvenih faktorjev pri stroškovni metodi Formula
rezultat tako absolutno kot relativno bolj odstopa pri HE Boštanj kot pri HE Krško. Pri
gradbenih delih prihaja do razlik tudi zato, ker smo naredili analizo z vidika koncesionarja
in tako je recimo pri akumulacijskem bazenu upoštevan kot energetski del infrastrukture le
zgornji meter dovoljenega nihanja bazena, kar predstavlja približno 20 odstotkov vrednosti
le tega. Vidimo lahko tudi, da nam stroškovna metoda Formula poda grobo in hitro oceno
investicijskih stroškov, medtem ko Natančna stroškovna metoda poda točnejšo oceno, za
kar pa moramo vsekakor vložiti več truda in časa, kajti potrebujemo dobro oceno količin
materialov. Pri stalnih oziroma letnih stroških opazimo, da so stroški koncesije obračunani
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 67
glede na instalirano moč elektrarne, to pa zato, ker program nima možnosti izračuna
stroškov koncesije glede na količino proizvedene električne energije. To je pomanjkljivost
programa, ki se v našem primeru odraža v tem, da so stroški koncesije obravnavani kot
konstanta. Zato je te stroške potrebno, kadarkoli se spremeni količina proizvedene
električne energije, preračunavati. Če delamo analizo občutljivosti glede na spremembo
obsega proizvodnje, nam konstantna vrednost koncesijskih stroškov vnaša določen
pogrešek v rezultat. Stroške koncesije smo zato preračunali glede na instalirano moč
elektrarne. Izhajali smo iz srednje letne proizvodnje, ki jo poda program, ter dobljeno
vrednost nekoliko povečali, saj predvidevamo, da bo prodajna cena električne energije
naraščala.
Tabela 6.2: Zagonski stroški po obeh metodah za preostale HE
Zagonski stroški predvidene investicije Formula Natančna Brez faktorja
prilagoditve S faktorjem prilagoditve
HE Blanca 109.309.800 EUR 85.591.959 EUR 85.601.123 EUR
HE Brežice 107.167.350 EUR 80.589.565 EUR 80.582.570 EUR
HE Mokrice 93.610.230 EUR 64.808.630 EUR 64.806.982 EUR
Po vnosu podatkov v stroškovne metode smo naredili še finančni povzetek predvidene
investicije. V finančni povzetek smo vnesli podatke o prodajni ceni električne energije,
predvideni rasti cene električne energije, predvideni stopnji inflacije, diskontni stopnji,
življenjski dobi oziroma dobi, za katero se podeli koncesija, podatke o financiranju
predvidene investicije, davku na dobiček in amortizaciji.
Financial Parameters
Avoided cost of energy €/kWh 0,0400 Debt ratio % 50,0%RE production credit €/kWh Debt interest rate % 9,0%RE production credit duration yr 50 Debt term yr 15 RE credit escalation rate % 2,0%GHG emission reduction credit €/tCO2 - Income tax analysis? yes/no YesGHG reduction credit duration yr 21 Effective income tax rate % 20,0%GHG credit escalation rate % 0,0% Loss carryforward? - YesAvoided cost of excess energy €/kWh - Depreciation method - Straight-lineAvoided cost of capacity €/kW-yr - Depreciation tax basis % 100,0%Energy cost escalation rate % 3,0% Depreciation rate % 30,0%Inflation % 2,5% Depreciation period yr 25 Discount rate % 5,0% Tax holiday available? yes/no NoProject life yr 50 Tax holiday duration yr 5
Slika 6.1: Tabela finančnih parametrov v programu RETScreen
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 68
Za izračun dinamičnih pokazateljev uspešnosti investicije, kot sta dolgoročna cena in neto
sedanja vrednost, je izredno pomembna višina uporabljene diskontne stopnje. Diskontna
stopnja mora odražati dolgoročno tendenco cene kapitala in tudi rizičnost projekta. Z
Uredbo o enotni metodologiji za pripravo in obravnavo investicijske dokumentacije na
področju javnih financ (Ur.l. RS, št. 60/06) je predpisana uporaba 7 % diskontne stopnje.
Upoštevajoč teoretične izhodišča, da naj diskontna stopnja odraža donosnost kapitala in
stopnjo rizika projekta, se 7 % diskontna stopnja kaže kot visoka, zato smo v izračunih
uporabili priporočilo Evropske skupnosti, ki za tovrstne projekte priporoča uporabo 5 %
diskontne stopnje. Za še sprejemljivo diskontno stopnjo pa priznava 3 % diskontno
stopnjo.
Iz podatkov o prihodnji ceni električne energije je predvidena rast cene električne energije
sprva 5 % na leto, kasneje pa manjša, tako smo predvideli 3,0 % rast cene električne
energije za celotno obdobje koncesije. Predvideli smo tudi pričakovano stopnjo inflacije, in
sicer 2,5 % za celotno obdobje koncesije. Za začetno prodajno ceno električne energije
smo vzeli 40 EUR/MWh.
Pri strukturi financiranja smo upoštevali, da se bo 50 % investicije financiralo iz prostih
finančnih sredstev investitorja, 50 % pa s posojili. Davek na dobiček smo nastavili na 20
%. Amortizacijo pa naj program računa po metodi linearnega oziroma časovno
enakomernega amortiziranja. Ker je amortizacijska stopnja za hidromehansko opremo,
generatorje in turbine 4 %, za glavni pogonski objekt, jezovno zgradbo in akumulacijski
bazen pa 2 %, smo obdobje amortizacije nastavili na 25 let. Se pravi, da smo nastavili
vrednost na stopnjo, ki bo prej amortizirana, ker v programu nimamo možnosti nastavitve
amortizacije za posamezne subjekte.
Vse prej naštete parametre smo pri vseh elektrarnah vzeli enake.
Sledi grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski dobi oziroma v
času koncesijskega obdobja za hidroelektrarni Boštanj in Krško.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 69
C
um
ula
tive
Cas
h F
low
s (
€)
(100.000.000)
(50.000.000)
0
50.000.000
100.000.000
150.000.000
200.000.000
250.000.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
Years
Slika 6.2: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski dobi za HE
Boštanj, stroškovna metoda Formula
Iz slike 6.2 vidimo, da začne skupen denarni tok pri visoki negativni vrednosti (visoki
zagonski stroški) in potem še naprej pada do 15. leta, ko se izteče odplačevanje posojila.
Potem se negativen trend skupnega denarnega toka obrne v pozitivnega, čeprav je
kumulativa še vedno negativna, vse do pozitivnega denarnega toka, ki nastopi v tem
primeru po 23,7 letih. V tej točki imamo povrnjene vse investicijske stroške in nam
investicija prinaša le še dobiček.
V prilogi 3, so priloženi grafični prikazi predvidenega skupnega denarnega toka za vse
nove hidroelektrarne, kot so prikazani v programu RETScreen po natančni stroškovni
metodi. Priloženih je 10 grafičnih prikazov, in sicer so najprej prikazani za pretoke po
podatkih investitorja, nato pa še pri pretoku zmanjšanem za 20 %. Poleg grafičnih prikazov
so podane še vrednosti: srednje letne proizvodnje električne energije, zagonskih stroškov
predvidene investicije, interne stopnje donosnosti investicije, števila let do pozitivnega
denarnega toka ter neto sedanje vrednosti.
Sku
pen
den
arn
i to
k (E
UR
)
Leto
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 70
Cu
mu
lati
ve C
ash
Flo
ws
(€)
(100.000.000)
(50.000.000)
0
50.000.000
100.000.000
150.000.000
200.000.000
250.000.000
300.000.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
Years
Slika 6.3: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski dobi za HE
Krško, stroškovna metoda Formula
(100.000.000)
(50.000.000)
0
50.000.000
100.000.000
150.000.000
200.000.000
250.000.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
Years
Slika 6.4: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski dobi za HE
Boštanj, Natančna stroškovna metoda
Sku
pen
den
arn
i to
k (E
UR
)
Leto
Sku
pen
den
arn
i to
k (E
UR
)
Leto
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 71
(100.000.000)
(50.000.000)
0
50.000.000
100.000.000
150.000.000
200.000.000
250.000.000
300.000.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
Slika 6.5: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski dobi za HE
Krško, Natančna stroškovna metoda
Poleg grafičnih prikazov skupnega denarnega toka smo dobili v finančnem povzetku
programa RETScreen tudi podatke o povrnitvi stroškov investicije (ang. ROI), pričakovane
stopnje donosnosti investicije (ang. IRR), število let do pozitivnega denarnega toka ter neto
sedanjo vrednost, ki so prikazane v spodnjih tabelah, in sicer za vseh pet elektrarn.
Tabela 6.3: Interna stopnja donosnosti za vse HE
Stopnja donosnosti [%]
Formula Natančna
HE Boštanj 5,5 5,5
HE Blanca 6,5 6,5
HE Krško 5,7 5,7
HE Brežice 7,3 7,3
HE Mokrice 7,3 7,3
Iz tabele 6.3 vidimo, da je interna stopnja donosnosti v vseh variantah višja od diskontne
stopnje, kar pomeni da bo investicija donosna ter bo sposobna sama pokrivati stroške.
Sku
pen
den
arn
i to
k (E
UR
)
Leto
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 72
Tabela 6.4: Število let do pozitivnega denarnega toka za vse HE
Št. let do pozitivnega denarnega toka [let]
Formula Natančna
HE Boštanj 23,7 23,6
HE Blanca 21,3 21,3
HE Krško 23,1 23,1
HE Brežice 19,9 19,9
HE Mokrice 19,7 19,7
V tabeli 6.3 imamo prikazano število let, ki morajo preteči, da bo investicija začela
prinašati dobiček. Vidimo lahko, da se to število giblje nekje med 20 in 24 let, kar je
običajna doba povračila vloženih sredstev pri hidroelektrarnah.
Tabela 6.5: Neto sedanja vrednost za vse HE
Neto sedanja vrednost [EUR]
Formula Natančna
HE Boštanj 5.694.442 5.699.779
HE Blanca 24.072.259 24.059.044
HE Krško 11.210.899 11.202.186
HE Brežice 35.183.878 35.192.553
HE Mokrice 28.445.326 28.446.451
Iz tabele 6.5 vidimo, da so vse neto sedanje vrednosti investicije pozitivne oziroma večje
od nič. Metoda neto sedanje vrednosti nam diskontira bodoče donose na današnjo vrednost.
Iz rezultatov vidimo, da je diskontiran tok vseh prilivov večji od diskontiranega toka vseh
odlivov. Pozitivna vrednost neto sedanje vrednosti pomeni znesek, za katerega je sedanja
vrednost pozitivnega toka koristi večja od sedanje vrednosti celotnega negativnega toka
stroškov, oziroma da je razlika med vrednostjo proizvedenega ali ohranjenega bogastva in
vrednostjo porabljenih sredstev pozitivna.
Iz neto sedanjih vrednosti lahko zaključimo, da je premo sorazmerna s količino
proizvedene električne energije. Malo odstopa le HE Mokrice, ki je po proizvodnji
električne energije na četrtem mestu. Za HE Mokrice, smo predvidevali nekoliko manjše
stroške investicije, ker naj bi investitor na podlagi izkušenj iz gradnje predhodnih elektrarn
in pa zaradi boljše konfiguracije terena zgradil zadnjo hidroelektrarno v verigi z manjšimi
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 73
stroški. Največjo donosnost pa naj bi prinašala HE Brežice, ki naj bi tudi proizvedla
največjo količino električne energije.
Iz rezultatov ekonomske analize v programu RETScreen lahko sklepamo, da bo vsaka
posamezna hidroelektrarna prinašala dobiček. Vidimo, da dinamični kazalci kažejo, da je
investicija v verigo hidroelektrarn na spodnji Savi upravičena, saj je tako neto sedanja
vrednost pozitivna v vseh primerih, kot interna stopnja donosnosti v vseh primerih višja od
nastavljene diskontne vrednosti.
6.3 Analiza občutljivosti
Na primeru HE Krško (Natančna stroškovna metoda) smo naredili še analizo občutljivosti
pričakovane stopnje donosnosti, pričakovanega števila let do pozitivnega denarnega toka
ter neto sedanje vrednosti predvidene investicije glede na spreminjanje prodajne cene
električne energije, količino proizvedene električne energije ter zagonske stroške. Območje
občutljivosti smo nastavili na 40 %, prag za pričakovano stopnjo donosnosti predvidene
investicije smo nastavili na 5 %, prag za število let do pozitivnega denarnega toka smo
nastavili na 25 let ter prag za neto sedanjo vrednost smo nastavili na nič. Pri izpisu tabele v
programu nam vrednosti, ki ne dosežejo praga osenči. Tako lahko takoj vidimo, katere
variante ne dosegajo postavljenega praga upravičenosti investicije.
Tabela 6.6: Analiza občutljivosti pričakovane stopnje donosnosti predvidene investicije
glede na spreminjanje prodajne cene električne energije in količino proizvedene električne
energije
Prodajna cena električne energije (EUR/kWh)
0,0240 0,0320 0,0400 0,0480 0,0560
Proizvedena el. en (MWh) -40% -20% 0% 20% 40%
88.337 -40% -5,1% -0,7% 1,3% 2,8% 4,1% 117.783 -20% -0,7% 1,8% 3,7% 5,3% 6,8% 147.229 0% 1,3% 3,7% 5,7% 7,5% 9,3% 176.675 20% 2,8% 5,3% 7,5% 9,7% 11,7% 206.121 40% 4,1% 6,8% 9,3% 11,7% 14,2%
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 74
Tabela 6.7: Analiza občutljivosti pričakovanega števila let do pozitivnega denarnega toka
predvidene investicije glede na spreminjanje prodajne cene električne energije in količino
proizvedene električne energije
Prodajna cena električne energije (EUR/kWh)
0,0240 0,0320 0,0400 0,0480 0,0560
Proizvedena el. en (MWh) -40% -20% 0% 20% 40%
88.337 -40% več kot 50 več kot 50 41,0 33,3 28,0 117.783 -20% več kot 50 38,1 29,6 24,0 20,7 147.229 0% 41,0 29,6 23,1 19,3 16,7 176.675 20% 33,3 24,0 19,3 16,2 12,8 206.121 40% 28,0 20,7 16,7 12,8 9,5
Tabela 6.8: Analiza občutljivosti neto sedanje vrednosti predvidene investicije glede na
spreminjanje prodajne cene električne energije in količino proizvedene električne energije
Prodajna cena električne energije (EUR/kWh)
0,0240 0,0320 0,0400 0,0480 0,0560
Proizvedena el. en (MWh) -40% -20% 0% 20% 40%
88.337 -40% -97.912.513 -75.431.037 -54.204.993 -34.072.078 -14.424.966 117.783 -20% -75.431.037 -47.427.395 -20.931.597 4.865.910 29.972.063 147.229 0% -54.204.993 -20.931.597 11.202.186 42.341.773 72.866.127 176.675 20% -34.072.078 4.865.910 42.341.773 78.911.771 114.958.965 206.121 40% -14.424.966 29.972.063 72.866.127 114.958.965 156.924.387
Iz analize občutljivosti pričakovane stopnje donosnosti, pričakovanega števila let do
pozitivnega denarnega toka ter neto sedanje vrednosti predvidene investicije glede na
spreminjanje prodajne cene električne energije in količino proizvedene električne energije
je razvidno, da kar v dvanajstih primerih investicija ne dosega praga, ki smo ga postavili.
Menimo, da je verjetnost primera iz prvih dveh stolpcev zelo majhna, ker se prodajna cena
lahko kvečjemu zviša kot pa zniža. Vidimo, da so v tabelah 6.6, 6.7 in 6.8 polja osenčena
na enakih mestih, zato lahko te rezultate posplošimo za npr. neto sedanjo vrednost. V
zadnjih treh stolpcih so verjetnejši scenariji. Neto sedanja vrednost je negativna v štirih
primerih. Najverjetnejši se nam zdi scenarij, ko se količina proizvedene energije zniža za
20 % in če se hkrati ne poviša prodajna cena, dobimo negativno neto sedanjo vrednost in s
tem neupravičenost naložbe. Za ta scenarij smo na koncu naredili še ekonomsko analizo.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 75
V spodnjih tabelah pa imamo prikazano še analizo občutljivosti vseh treh parametrov glede
na spreminjanje prodajne cene električne energije in vrednosti zagonskih oziroma
investicijskih stroškov.
Tabela 6.9: Analiza občutljivosti pričakovane stopnje donosnosti predvidene investicije
glede na spreminjanje prodajne cene električne energije in vrednosti zagonskih stroškov
Prodajna cena električne energije (EUR/kWh) 0,0240 0,0320 0,0400 0,0480 0,0560
Zagonski stroški
(EUR) -40% -20% 0% 20% 40% 53.206.290 -40% 3,4 6,6 9,6 12,4 15,4 70.941.720 -20% 2,1 4,9 7,2 9,4 11,6 88.677.150 0% 1,3 3,7 5,7 7,5 9,3 106.412.580 20% 0,6 2,8 4,6 6,2 7,8 124.148.010 40% 0,1 2,1 3,8 5,3 6,6
Tabela 6.10: Analiza občutljivosti pričakovanega števila let do pozitivnega denarnega toka
predvidene investicije glede na spreminjanje prodajne cene električne energije in vrednosti
zagonskih stroškov
Prodajna cena električne energije (EUR/kWh)
0,0240 0,0320 0,0400 0,0480 0,0560
Zagonski stroški (EUR) -40% -20% 0% 20% 40%
53.206.290 -40% 30,9 21,1 16,3 11,7 8,4 70.941.720 -20% 36,5 25,6 19,9 16,5 13,2 88.677.150 0% 41,0 29,6 23,1 19,3 16,7 106.412.580 20% 45,0 33,0 26,2 21,8 18,9 124.148.010 40% 48,6 36,2 28,9 24,1 21,0
Tabela 6.11: Analiza občutljivosti neto sedanje vrednosti predvidene investicije glede na
spreminjanje prodajne cene električne energije in vrednosti zagonskih stroškov
Prodajna cena električne energije (EUR/kWh) 0,0240 0,0320 0,0400 0,0480 0,0560
Zagonski stroški
(EUR) -40% -20% 0% 20% 40% 53.206.290 -40% -15.337.304 16.618.483 47.261.667 77.295.962 107.271.264 70.941.720 -20% -34.667.072 -1.936.266 29.495.464 60.063.897 90.132.403 88.677.150 0% -54.204.993 -20.931.597 11.202.186 42.341.773 72.866.127 106.412.580 20% -73.885.277 -40.140.099 -7.540.880 24.188.458 55.170.365 124.148.010 40% -93.667.567 -59.512.180 -26.535.364 5.680.577 37.112.591
Vidimo, da se pri vseh treh parametrih pojavljajo osenčena polja na enakih mestih. Neto
sedanja vrednost je pri prodajni ceni, ki smo jo predvidevali, negativna v dveh primerih, in
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 76
sicer ko se zagonski stroški povišajo za 20 % ali 40 %. Menimo, da zagonski stroški
investicije ne bodo narasli za omenjene vrednosti in da je tako investicija z vidika analize
občutljivosti glede na prodajne cene električne energije in vrednosti zagonskih stroškov
upravičena.
Scenarij, ko se količina proizvedene energije zniža za 20 %, se nam zdi najverjetnejši, ker
podatki po predinvesticijski zasnovi bazirajo na osnovi pretokov v obdobju od leta 1961 do
1990. Sami smo izračunali pretoke za obdobje od leta 2002 do leta 2006, ki so v povprečju
nižji za okoli 20 %, s tem pa je tudi količina proizvedene energije manjša za približno 20
%. Zato smo za ta scenarij naredili ekonomsko analizo za vse elektrarne.
(80.000.000)
(60.000.000)
(40.000.000)
(20.000.000)
0
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
100.000.000
120.000.000
140.000.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
Years
Slika 6.6: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski dobi za HE
Boštanj pri zmanjšanju pretoka za 20 %, Natančna stroškovna metoda
Iz slike 6.6 vidimo, da začne skupen denarni tok, pri enako visoki negativni vrednosti kot
na sliki 6.2. Nato še naprej pada do 15. leta, ko se izteče odplačevanje posojila, vendar
pade na večjo negativno vrednost kot v primeru, ko pretok ni zmanjšan za 20 %. To se
zgodi zato, ker je proizvodnja električne energije manjša in s tem so prihodki od prodaje le
te manjši. Potem se negativen trend skupnega denarnega toka obrne v pozitivnega, vendar
Sku
pen
den
arn
i to
k (E
UR
)
Leto
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 77
potrebuje več časa do točke, ko nastopi pozitiven denarni tok, ker začne na večji negativni
vrednosti kot na sliki 6.2 in so prihodki manjši. Pozitivni denarni tok nastopi v tem primeru
po 29,7 letih.
(100.000.000)
(50.000.000)
0
50.000.000
100.000.000
150.000.000
200.000.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
Years
Slika 6.7: Grafični prikaz predvidenega skupnega denarnega toka v življenjski dobi za HE
Krško pri zmanjšanju pretoka za 20 %, Natančna stroškovna metoda
Tabela 6.12: Finančni kazalci in količina proizvedene električne energije pri zmanjšanju
pretoka za 20 % za vse HE
Srednja letna proizvodnja
[GWh]
Stopnja donosnosti
[%]
Št. let do poz. denarnega toka
[let]
Neto sedanja vrednost
[EUR]
HE Boštanj 97,848 3,6 29,8 -16.803.898
HE Blanca 129,823 4,6 26,1 -5.526.114
HE Krško 121,614 3,9 28,5 -16.696.284
HE Brežice 129,439 5,4 23,9 6.352.512
HE Mokrice 116,550 5,4 23,8 4.869.667
Pri vseh hidroelektrarnah se je zmanjšal obseg proizvodnje. Pri HE Boštanj, HE Blanca in
HE Krško vidimo, da ne dosežemo praga, ki smo ga postavili, pri nobenem finančnem
kazalcu. Pri prvih treh elektrarnah je tako neto sedanja vrednost negativna, število let do
Sku
pen
den
arn
i to
k (E
UR
)
Leto
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 78
pozitivnega denarnega toka je višje od 25 let ter stopnja donosnosti je padla pod 5 %.
Zadovoljujejo pa te tri elektrarne minimalne kriterije, ki jih še priporoča Evropska
skupnost. Pri ostalih dveh elektrarnah pa kljub zmanjšanju pretoka za 20 %, še dosegamo
prag, ki smo ga postavili. Največjo nevarnost predvidene investicije vidimo prav v
zmanjšanju pretoka reke Save. Danes smo povsod po svetu priča podnebnim spremembam.
Ena od teh sprememb, se pri nas, kaže tudi v zmanjševanju količine padavin, od katerih pa
je pretok v reki Savi odvisen. Zmanjšanje pretoka in s tem količine proizvedene električne
energije bi postavila pod vprašaj ekonomsko upravičenost investicije.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 79
7 ZAKLJUČEK:
Vsekakor mora vsaka država prav tako tudi Slovenija dati prednost pri proizvodnji
električne energije obnovljivim energetskim virom, ki so tudi s stališča okoljevarstva
najmanj oporečni. V času, ko naraščajo potrebe po energiji in pa zaradi dejstva, da je
Slovenija postala približno 20-odstotna neto uvoznica električne energije, moramo
izkoristiti vsak možen vir, še posebej pa obnovljive in cenovno ugodne vire energije, ki
povečujejo samostojnost, zanesljivost, stabilnost in konkurenčnost slovenskega
elektroenergetskega sistema. Od slovenskih rek je od še neizkoriščenega potenciala, odsek
spodnje Save tehnično, ekonomsko ter z vidika varovanja okolja najbolj zanimiv.
Ugotovimo lahko, da je programsko orodje RETScreen primerno za uporabo pri oceni
investicijskih stroškov in obsega proizvodnje hidroenergetskih objektov, seveda ob
upoštevanju določenih omejitev, ki jih moramo poznati. Za boljšo se je izkazala Natančna
stroškovna metoda, ki nam na enostaven način omogoča pregled stroškov po posameznih
postavkah ter nam daje točnejšo oceno investicijskih stroškov.
Izgradnja spodnjesavske verige je z upoštevanjem priporočila Evropske skupnosti, ki za
tovrstne projekte priporoča uporabo 5 odstotne diskontne stopnje z ekonomskega stališča
upravičena. Vendar pa vidimo pri analizi občutljivosti, da se največja nevarnost skriva v
pretoku reke Save, ki ne dosega vrednosti iz prejšnjega stoletja in je v trendu zmanjševanja
povprečnega pretoka. S tem, ko se manjša pretok, pa se manjša tudi obseg proizvodnje
električne energije. Pri rezultatih, ko je zmanjšan pretok vidimo, da investicija pri treh
elektrarnah ne dosega več kriterijev za upravičenost, pri ostalih dveh pa je nekoliko nad
pragom. Iz tega bi lahko sklepali, da investicija ni upravičena. Pri vsem tem se moramo
zavedati, da gre za dolgoročen projekt, ki je povezan z nizkim ekonomskim tveganjem in
da investicija sledi ciljem nacionalnega razvoja. Ob izgradnji hidroenergetskih objektov na
spodnji Savi pa se bo uredila tudi lokalna, državna in vodna infrastruktura ter zagotovila
mnogo večja poplavna varnost kot do sedaj. Če upoštevamo še, da investicija prinaša
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 80
socialno varnost in nove zaposlitve ter prispeva k izboljšanju regionalnega razvoja ter
kvalitete življenja, pa je vsekakor upravičena.
Tudi, če bodo v prihodnosti pretoki manjši, pa bo verjetno narasla cena električne energije,
saj je energija iz hidroelektrarn nepogrešljiv segment elektroenergetskega sistema.
V koncesijski pogodbi se nahaja tudi določba, ki daje možnost investitorju podaljšanja
koncesijske pogodbe in tako nadaljnje obratovanje hidroelektrarn. Ob upoštevanju dejstva,
da imajo hidroelektrarne dolgo obratovalno dobo, ki lahko tudi preseže 100 let, lahko
koncesionar podaljša obdobje in si s tem zagotovi večje prihodke. Koncesijska pogodba
vnaša novost, da se investicija deli na energetski in infrastrukturni del. Izvajanje enega
brez drugega je praktično nemogoče in če se bo spoštovala pogodba in bo država
pravočasno zagotavljala finančna sredstva za infrastrukturni del, bo gradnja potekala v
rokih in brez težav. Mogoče je celo, da se bosta zadnji dve elektrarni v verigi gradili
istočasno, s tem pa bi se gradnja verige skrajšala za tri leta.
Z izgradnjo verige se bo povišala instalirana moč na pragu celotnega elektroenergetskega
sistema za 183 MW (brez HE Vrhovo), obseg proizvodnje električne energije pa se poviša
za 720 GWh na leto. Če upoštevamo dejansko hidrologijo reke Save, sta instalirana moč in
instaliran pretok previsoka. Le ob visokih pretokih bo možno izkoristiti celotno instalirano
kapaciteto hidroelektrarn, zato smatram, da bi bila bolj smiselna varianta z nižjo instalirano
močjo in pretokom.
Veriga bo pokrivala 6 % potreb po električni energiji. Zavedati se je treba, da kljub tem 6
% in prispevku k stabilnejši in kvalitetnejši oskrbi poraba v Sloveniji in drugod po svetu
narašča. Pri nas narašča s približno 3 odstotno rastjo porabe. Zaradi tega dejstva ter zaradi
iztekanja življenjske dobe nekaterih objektov za proizvodnjo električne energije, pa se bo
Slovenija moral obrniti tudi na konvencionalne vire. Če bo Slovenija imela odlagališče
radioaktivnih odpadkov, smatram, da bi bila najboljša rešitev dograditev novega bloka
jedrske elektrarne, ki bi za dlje časa pokrila potrebo po električni energiji.
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 81
8 LITERATURA:
[1] A. Kryžanovski, HE Krško, Državni lokacijski načrt, Gradivo za pridobitev smernic
za načrtovanje, HSE d.o.o., Ljubljana, februar 2004
[2] F. Steinman, Vodne akumulacije v regionalnem razvoju Slovenije in vprašanja
graditve vodnih zadrževalnikov, Graditev hidroelektrarn in vključevanje vodnih
akumulacij kot energetskih objektov v prostor: zbornik referatov / I. konferenca o
sprejemljivosti energetske infrastrukture v prostoru, Ljubljana, 19. april 2000,
Elektrotehniška zveza Slovenije, 2000, str. 87 – 95.
[3] Koncesijska pogodba za izkoriščanje energetskega potenciala spodnje Save, julij
2002
[4] M. Rebernik, Ekonomika podjetja, 3. dopolnjena izdaja, Gospodarski vestnik,
Ljubljana, 1997
[5] Ocena zadostnosti proizvodnih virov električne energije v Republiki Sloveniji za
obdobje 2005 – 2008, ELES sistemski operater prenosnega omrežja, julij 2005
[6] Poročilo o vplivih na okolje za glavni energetski objekt HE Boštanj, Savaprojekt
d.o.o., Krško, 2002
[7] P. Polak, Izdelava investicijskega programa za izgradnjo hidroelektrarne, diplomsko
delo, Ekonomska fakulteta, Univerza v Ljubljani, 2003
[8] Resolucija o strategiji učinkovite rabe in oskrbe Slovenije z energijo, Uradni list
Republike Slovenije, št. 9/1996
[9] RETScreen International, Clean Energy, Decision support Centre, Engineering e-
Textbook, Small Hydro, 2004 (www.retscreen.gc.ca)
[10] Spletna stran: http://www.arso.gov.si
[11] Spletna stran: http://www.hse.si
[12] Spletna stran: http://www.logon.si
[13] Spletna stran: http://www.savske-el.si
[14] T. Tacer, Stroškovno ovrednotenje različnih variant izkoriščanja vodnega potenciala
v stari strugi reke Drave, diplomska naloga, Univerza v Mariboru, 2005
Izkoriščanje vodnega potenciala spodnje Save 82
[15] Uredba o državnem lokacijskem načrtu za hidroelektrarno Krško, Uradni list
Republike Slovenije, št. 103/2006
[16] Veriga HE na spodnji Savi, Novelirana predinvesticijska zasnova, IBE d.d. Ljubljana,
maj 2002
[17] V. Korošec, K. Kvaternik, Možnosti izrabe vodotokov v Sloveniji in pomen graditve
hidroelektrarn za narodno gospodarstvo, Graditev hidroelektrarn in vključevanje
vodnih akumulacij kot energetskih objektov v prostor: zbornik referatov / I.
konferenca o sprejemljivosti energetske infrastrukture v prostoru, Ljubljana, 19. april
2000, Elektrotehniška zveza Slovenije, 2000, str. 48 – 56.
[18] Zakon o pogojih za izkoriščanje potenciala spodnje Save, Uradni list Republike
Slovenije, št. 42/02
[19] Zakon o varstvu okolja, Uradni list Republike Slovenije, št. 32/93 , št. 44/95 –
odločba ustavnega sodišča
Priloga
Priloga 1: Najvažnejše določbe koncesijske pogodbe in pogoji v zvezi s koncesijsko
pravico za rabo energetskega potenciala vode spodnje Save
1. Najvažnejše določbe koncesijske pogodbe
a. Predmet pogodbe
Predmet pogodbe je koncesijska pravica izkoriščati vodni energetski potencial
spodnjega toka Save izključno za proizvodnjo električne energije v hidroelektrarnah
Vrhovo, Boštanj, Blanca, Krško, Brežice in Mokrice na način in pod pogoji,
določenimi s koncesijskim aktom in s to pogodbo.
Predmet pogodbe je tudi prenos koncesije v delu, v kolikor se nanaša na koncesijska
pravica izkoriščati vodni energetski potencial spodnjega toka Save izključno za
proizvodnjo električne energije v hidroelektrarnah Boštanj, Blanca, Krško, Brežice in
Mokrice na Holding Slovenske elektrarne d.o.o. in ureditev koncesijskega razmerja
med koncendentom in obema koncesionarjema.
b. Splošne pravice in obveznosti
Koncendent se zavezuje, da pri urejanju mejnega režima Save z Republiko Hrvaško ne
bo sprejel takih sprememb v tem režimu, ki bi koncesionarju onemogočale izvajanje
koncesije.
Koncendent se zavezuje, da v času trajanja te koncesije ne bo podelil nobene koncesije
za izkoriščanje vodnega energetskega potenciala na istem odseku za isti namen.
Pri izvajanju koncesije mora koncesionar ravnati v skladu s predpisi Republike
Slovenije in za Republiko Slovenijo veljavnimi mednarodnimi pogodbami.
Koncesionar mora pri izvajanju koncesije ravnati v skladu z načelom najboljše
dosegljive tehnologije in najboljše večnamenske rabe prostora, zlasti tako, da uporablja
take arhitektonske, gradbene in tehnične rešitve, uporabljive brez nesorazmernih
stroškov, ki najmanj obremenjujejo okolje in ki ne bodo poslabšale kvalitete življenja.
Pri oceni tehnologije je treba upoštevati vse vrste obremenjevanja okolja in vse vplive
določene rešitve na okolje.
c. Trajanje koncesije
Rok, za katerega se podeli koncesija, je 50 let.
Rok koncesije teče za vsako hidroelektrarno in njej pripadajoče vodne ter energetske
objekte in akumulacijo posebej.
Rok koncesije začne teči z dnem pravnomočnosti lokacijskega dovoljenja oziroma
enotnega dovoljenja za poseg v prostor za posamezno HE in njej pripadajoče objekte.
Za HE Vrhovo začne teči rok koncesije in vseh obveznosti iz te koncesijske pogodbe z
dnem njenega podpisa.
Rok koncesije ne teče v času, ko v skladu s to pogodbo zaradi višje sile koncesionar ni
mogel graditi objekte ali vgrajevati naprave koncesije, ali ni mogel obratovati HE.
Zadržanje poteka časa koncesije se ugotavlja za vsako HE posebej.
d. Nekatere definicije
V koncesijski pogodbi imajo poleg pomena, določenega s koncesijskim aktom,
posamezni izrazi naslednji pomen:
»državna infrastruktura« na vplivnem območju koncesije so objekti in naprave
obstoječe državne ceste, železniške, telekomunikacijske in energetske infrastrukture, ki
jih je treba premestiti, preurediti, dograditi ali izvesti podobne ureditve zaradi nastanka
na novo oblikovanega vodnega prostora na območju drugih hidroelektrarn;
»lokalna infrastruktura« na vplivnem območju koncesije so objekti in naprave
obstoječe lokalne ceste , vodovodne, kanalizacijske (vključno s terciarno stopnjo
čiščenja odpadnih vod na obstoječih in novih komunalnih čistilnih napravah),
infrastrukture za distribucijo zemeljskega plina in druge komunalne infrastrukture, ki
jih je treba premestiti, preurediti, zgraditi ali dograditi ali izvesti podobne ureditve
zaradi nastanka na novo oblikovanega vodnega prostora na območju hidroelektrarn;
»objekti energetske ureditve« na območju akumulacijskega bazena posamezne HE so
jezovna zgradba s hidromehansko in elektro opremo, objekti ureditve struge pred
pretočnimi polji in podslapju, premostitveni objekti v sklopu jezovne zgradbe,
regulacijski objekti na območju jezovne zgradbe, visokovodni nasipi z utrditvijo in
zatesnitvijo na gorvodni in dolvodni strani pregrade nad višino gladine 100-letne
visoke vode reke Save pred posegi v prostor, ki so predmet te koncesije, kakor tudi
drugi objekti, namenjeni izključno pridobivanju električne energije;
»objekti in naprave koncesije« so vsi objekti in naprave energetske ureditve, vodna
infrastruktura, državna in lokalna infrastruktura in drugi objekti in naprave ter
telekomunikacijske naprave, potrebne za obratovanje energetskih objektov in naprav;
»območje koncesije« je območje, ki ga sestavljajo obstoječa vodna in priobalna
zemljišča Save v delu, za katerega se podeljuje koncesija, določena v lokacijskem
načrtu posamezne hidroelektrarne;
»vodna infrastruktura« na vplivnem območju koncesije, so objekti in naprave ureditve
pritokov ter zaščitnih ukrepov pred poplavami na vplivnem območju koncesije,
akumulacijski bazeni vključno z ureditvijo in zatesnitvijo nasipov na gorvodni in
dolvodni strani pregrade do višine gladine 100-letne vode za hidroelektrarne;
»veriga HE« je zaporedje HE Boštanj, HE Blanca, HE Krško, HE Brežice in HE
Mokrice;
»vplivno območje koncesije« je poplavno območje izven območja koncesije, skupaj s
pripadajočimi objekti, ki je trajno ogroženo zaradi škodljivega delovanja voda Save v
delu, za katerega se podeljuje koncesija; vplivno območje koncesije je podrobno
opredeljeno v lokacijskem načrtu posamezne HE;
»zemljišča koncesije« so zemljišča, na katerih mora koncesionar pridobiti pravico za
postavitev objektov in naprav koncesije ali za drug namen, ki je nujno potreben za
izvajanje koncesije.
e. Zgraditev objektov vodne infrastrukture v imenu in za račun koncendenta
Objekte vodne infrastrukture zgradi koncesionar drugih HE v imenu in za račun
koncendenta.
Objekti vodne infrastrukture postanejo z zgraditvijo last koncendenta, koncesionar
drugih HE pa jih je dolžan v času trajanja koncesije upravljati in vzdrževati v skladu s
pogodbo.
Če je posamezen objekt vodne infrastrukture nad določeno višino objekt energetske
ureditve, vendar je ta objekt nedeljiva celota, postane z zgraditvijo cel objekt last
koncendenta, koncesionar drugih HE pa jih je dolžan v času trajanja koncesije
upravljati in vzdrževati v skladu s pogodbo.
f. Pogodbeni način ureditve razmerij z lastniki ali upravljalci objektov državne
infrastrukture
Koncesionar drugih HE in koncendent sta dolžna pravočasno storiti vse, da lastniki
oziroma upravljalci državne infrastrukture izvedejo potrebne ureditve te infrastrukture
v skladu z lokacijskim načrtom in programom izvedbe infrastrukturnih ureditev.
V ta namen skleneta koncesionar drugih HE in koncendent z lastnikom oziroma
upravljalcem objektov državne infrastrukture pogodbo, s katero se uredijo:
- pravice in obveznosti lastnika oziroma upravljalca posameznega objekta državne
infrastrukture glede njegove ureditve v zvezi s koncesijo, ki je predmet pogodbe in
skladno z lokacijskim načrtom ter programom izvedbe infrastrukturnih ureditev;
- pravice in obveznosti koncendenta v zvezi z zagotavljanjem sredstev za ureditev
objekta državne infrastrukture in v zvezi z nadzorom nad njihovo uporabo;
- pravice in obveznosti koncesionarja drugih HE s koordinacijo del pri ureditvi
posameznega objekta državne infrastrukture z ostalimi deli, potrebnimi za
izgradnjo verige HE.
g. Način in postopek pridobivanja zemljišč
Koncesionar drugih HE pridobiva zemljišča, ki so v skladu s sprejetimi lokacijskimi
načrti, potrebna za ureditev vodne infrastrukture, državne in lokalne infrastrukture ter
objekte energetske ureditve, na način, ki ga določata zakon in ta pogodba.
Lastninsko pravico na zemljiščih iz prvega odstavka koncesionar drugih HE pridobiva
v imenu in za račun Republike Slovenije.
Z dnem pridobitve lastninske pravice v korist Republike Slovenije pridobi koncesionar
drugih HE pravico uporabe zemljišča za izvajanje koncesije, ki traja do prenehanja
koncesijskega razmerja. V zvezi z uporabo ima koncesionar drugih HE vse pravice
zakupnika zemljišča oziroma imetnika ustrezne stvarnopravne pravice.
h. Financiranje gradnje
• Zagotavljanje sredstev za pridobitev zemljišč
Sredstva za pridobivanje zemljišč za druge HE zagotovi koncendent iz državnega
proračuna.
Določba prejšnjega odstavka se uporablja tudi za zemljišča in druge nepremičnine,
ki jih prenese koncendentu koncesionar HE Vrhovo.
• Zagotavljanje sredstev za gradnjo vodne infrastrukture
Sredstva za ureditev vodne infrastrukture zagotovi koncendent iz državnega
proračuna, skladno s programom izvedbe infrastrukturnih ureditev.
Sredstva iz prvega odstavka te točke nakazuje koncendent v skladu z dinamiko
izvajanja del.
Določba prvega odstavka te točke velja tudi v primeru, da za ureditev vodne
infrastrukture najame koncesionar drugih HE posojilo s poroštvom koncendenta,
pri čemer koncendent iz državnega proračuna zagotovi vsa sredstva za pridobitev in
odplačevanje tega posojila.
• Zagotavljanje sredstev za ureditev državne infrastrukture
Sredstva za ureditev državne infrastrukture zagotovi koncendent iz državnega
proračuna, skladno s programom izvedbe infrastrukturnih ureditev in pogodbo z
lastnikom oziroma upravljalcem posameznega objekta državne infrastrukture.
Določba prvega odstavka te točke velja tudi v primeru, da za ureditev državne
infrastrukture najame koncesionar drugih HE posojilo s poroštvom koncendenta,
pri čemer koncendent iz državnega proračuna zagotovi vsa sredstva za pridobitev in
odplačevanje tega posojila.
• Zagotavljanje sredstev za ureditev lokalne infrastrukture
Sredstva za ureditev lokalne infrastrukture zagotovi koncendent iz državnega
proračuna, skladno s programom izvedbe infrastrukturnih ureditev in pogodbo z
lokalo skupnostjo in lastnikom oziroma upravljalcem posameznega objekta lokalne
infrastrukture oziroma skladno s pogodbo z lokalno skupnostjo.
Določba prvega odstavka te točke velja tudi v primeru, da za ureditev lokalne
infrastrukture najame posojilo s poroštvom koncendenta lokalna skupnost ali
lastnik oziroma upravljalec posameznega objekta infrastrukture, kakor tudi če
najame posojilo s poroštvom koncendenta koncesionar drugih HE. Pri tem mora
koncendent iz državnega proračuna zagotoviti vsa sredstva za pridobitev in
odplačevanje tega posojila.
i. Plačilo za koncesijo
• Višina plačila koncesije koncesionarja drugih HE
Koncesionar drugih HE mora koncendentu in lokalni skupnosti plačati letni znesek
plačila za koncesijo 10 % od vrednosti proizvedene električne energije v drugih
HE.
V okviru plačila za koncesijo koncesionar drugih HE plačuje tudi nadomestilo za
uporabo stavbnega zemljišča ali drugo javno dajatev z enakim učinkom, ki se
plačuje od zemljišč na območju koncesije.
Če je koncesionarju drugih HE ne glede na prejšnji odstavek odmerjeno
nadomestilo za uporabo stavbnega zemljišča ali druga javna dajatev z enakim
učinkom, ki se plačuje od zemljišč oziroma nepremičnin na območju koncesije, se
za znesek te javne dajatve zmanjša plačilo za koncesijo, in sicer tisti del plačila za
koncesijo, ki se plača tisti lokalni skupnosti, ki je javno dajatev odobrila.
Določba 3. odstavka te točke pogodbe se uporablja tudi v primeru, da drugo javno
dajatev, ki bremeni zemljišča oziroma nepremičnine na območju koncesije, odmeri
koncendent.
• Višina plačila koncesije koncesionarja HE Vrhovo
Koncesionar HE Vrhovo mora koncendentu in lokalni skupnosti plačati letni
znesek plačila za koncesijo 7 % od vrednosti proizvedene električne energije v HE
Vrhovo.
Poleg plačila za koncesijo koncesionar HE Vrhovo plačuje tudi nadomestilo za
uporabo stavbnega zemljišča ali drugo javno dajatev z enakim učinkom, ki se
plačuje od zemljišč oziroma nepremičnin na območju koncesije.
• Vrednost električne energije
Vrednost električne energije v smislu te pogodbe je prihodek, ki ga koncesionar
doseže s prodajo električne energije, proizvedene v hidroelektrarnah, ki so predmet
te pogodbe.
Če koncesionar poleg električne energije iz HE, ki so predmet te koncesije prodaja
v svojem imenu in za svoj račun tudi drugo električno energijo, je prihodek iz
prejšnjega odstavka tolikšen delež vsega prihodka koncesionarja, doseženega s
prodajo električne energije, kolikšen je delež električne energije iz posamezne HE,
ki so predmet te koncesije, v celotni prodani električni energiji koncesionarja.
• Začetek obveznosti plačila za koncesijo
Plačilo za koncesijo se plačuje od vsake hidroelektrarne posebej.
Dolžnost plačila za koncesijo za posamezno hidroelektrarno nastopi z začetkom
prodaje električne energije, proizvedene v posamezni hidroelektrarni.
Za HE Vrhovo začne dolžnost plačevanja plačila za koncesijo prvega dne v
mesecu, ki sledi mesecu v katerem je podpisana ta pogodba.
• Način plačevanja koncesije
Višina plačila za koncesijo se določi za posamezno koledarsko leto in za vsako HE
posebej. V teku koledarskega leta plačuje koncesionar akontacije plačila za
koncesijo mesečno, in sicer eno dvanajstino letnega plačila za koncesijo v
preteklem koledarskem letu. V teku koledarskega leta, v katerem posamezna HE
začne obratovati, plačuje koncesionar mesečno akontacijo plačila za koncesijo v
višini dvanajstine srednje letne proizvodnje po sprejetem investicijskem programu
po povprečni ceni prodane električne energije, ki jo je koncesionar dosegel v
preteklem koledarskem letu.
Koncesionar pošlje obračun plačila za koncesijo za vsako posamezno HE
koncendentu najkasneje do 10. delovnega dne v januarju v posameznem
koledarskem letu za preteklo koledarsko leto. Obračun mora obsegati vse podatke,
iz katerih je razvidna določitev višine plačila koncesije ter navedbo zneskov tega
plačila koncesije, ki se plačajo na posamezne račune.
Kopijo obračuna za posamezno HE pošlje koncesionar tudi pristojnemu organu
lokalne skupnosti, kateri je dolžan plačati ustrezen delež plačila za koncesijo za to
hidroelektrarno. Če se lokalna skupnost ne strinja z obračunom, mora o tem
nemudoma obvestiti koncendenta.
Če koncendent ne ugovarja v 10 delovnih dneh po prejemu, se šteje, da je obračun
sprejel. O sporih v zvezi z obračunom plačila za koncesijo odloča tehnična
arbitraža.
• Računi, na katere se plačuje plačilo koncesije
Plačilo za koncesijo se v skladu s šestim odstavkom 3. člena Zakona o pogojih
koncesije za izkoriščanje energetskega potenciala spodnje Save plača tako, da se 60
% tega plačila plača občini, v kateri leži bruto padec reke Save, ki ga posamezna
HE izkorišča. Če je bruto padec v več občinah, se ta del plačila koncesije razdeli
med te občine v razmerju z deležem bruto padca reke Save v posamezni občini. Ta
del plačila koncesije mora koncesionar plačati na žiro račun občine oziroma občin,
v katerih je bruto padec reke Save, razen če občina oziroma občine ne sporočijo
koncesionarju žiro računa sklada za okolje.
Občine, ki so v skladu s prejšnjim odstavkom upravičene do dela plačila koncesije,
se lahko dogovorijo za drugačno razmerje delitve plačila koncesije, ki pripada
občinam. Delitveno razmerje, ki izvira iz sporazuma občin, je koncesionar dolžan
upoštevati prvi mesec po tem, ko prejme ustrezen dokument, podpisan od
pooblaščenih predstavnikov vseh občin.
Preostali del plačila za koncesijo se plača koncendentu na račun, ki ga le ta sporoči
koncesionarju.
2. Pogoji v zvezi s koncesijsko pravico za rabo energetskega potenciala vode spodnje
Save
Pri načrtovanju, gradnji in obratovanju objektov, ki so predmet koncesijske pogodbe mora
koncesionar poleg pogojev, ki jih opredeljuje »Zakon o pogojih koncesije za izkoriščanje
energetskega potenciala spodnje Save – ZPKEPS« [4] in drugi predpisi ter upravni akti
izdani na njegovi podlagi, upoštevati še naslednje pogoje:
a. Obseg dovoljene rabe energetskega potenciala:
- Koncesija se podeljuje za odsek reke Save od Suhadola do državne meje z Republiko
Hrvaško, in sicer za bruto padec 58 m od zgornje zajezitvene kote 191 m na obstoječi
HE Vrhovo, do spodnje kote vode HE Mokrice pri pretoku 0 m3/s.
- Koncesionarju je dovoljena raba energetskega potenciala spodnje Save za proizvodnjo
električne energije s tem, da je nominalni instaliran pretok elektrarn enak za vse
elektrarne in znaša 500 m3/s.
- Koncesionarju je na razpolago za rabo 58,00 m bruto energetskega potenciala, ki naj ga
izkoristi po načelu optimalnega razmerja med stroški in koristmi.
- Obratovanje posameznih energetskih stopenj je potrebno urediti za pretočno –
akumulacijski način obratovanja.
Prva, čelna elektrarna HE Vrhovo, ki je že zgrajena razpolaga z akumulacijo, ki poleg
naravnega dotoka omogoča obratovanje v zahtevanem času in z zahtevanim pretokom.
Elektrarne pod prvo akumulacijo obratujejo usklajeno z njo. Zadnji elektrarni v verigi,
HE Brežice in HE Mokrice morata imeti prostornino prilagojeno funkciji izravnalnega
bazena, oziroma morata obratovati v skladu z vodnim režimom na mejnem odseku.
- Vodni režim na mejnem odseku reke Save med Republiko Slovenijo in Republiko
Hrvaško mora slediti meddržavnemu sporazumu. Uravnavanje pretoka zagotovi
koncesionar.
b. Načrtovanje rabe vodnega potenciala na celotni reki Savi v Sloveniji:
- Na celotni reki Savi v Sloveniji je možno izrabiti vodni potencial za proizvodnjo
električne energije z večjim številom pretočno – akumulacijskih hidroelektrarn. Reka
Sava je razdeljena na tri odseke in to:
I. odsek Vrhovo – Mokrice (spodnja Sava)
II. odsek Ježica – Ponoviče (zgornja Sava)
III. odsek Renke – Suhadol (srednja Sava)
Po dokončanju vseh stopenj bo veriga elektrarn sklenjena, kar bo omogočilo pri
pretočno – akumulacijskem načinu obratovanja optimalno rabo celotnega
razpoložljivega vodnega potenciala.
Koncesionar bo moral obratovanje svojih HE na spodnji Savi prilagoditi režimu
obratovanja celotne verige HE na reki Savi.
c. Obratovanje verige hidroelektrarn na spodnji Savi:
- Koncesionar mora obratovanje prilagoditi naravnim hidrološkim razmeram in stanju
voda.
- Obratovanje posameznih stopenj na reki Savi je potrebno vedno uravnati tako, da voda
izkoriščena v višje ležečih stopnjah odteka v spodnjo stopnjo tako, kot ustreza
izravnavanemu dnevnemu pretoku reke Save
- Koncesionar pri obratovanju HE ne bo prekoračil dovoljenega spuščanja gladin v
zajezbah v odnosu na normirano koto zajezitve. Za izravnavanje dotekajoče vode je
dovoljeno spuščanje gladine v bazenih ob normalnem obratovanju 1,0 m, razen pri
stopnjah Brežice in Mokrice, kjer je velikost spuščanja gladine odvisna od vodnega
režima dogovorjenega z meddržavno pogodbo med Republiko Slovenijo in Republiko
Hrvaško.
- Največja hitrost dvigovanja in spuščanja gladine bazenov znaša 1,0 m na uro,
(zavarovanje brežin mora biti prilagojeno maksimalni hitrosti denivelacije vode v
bazenu) medtem ko je hitrost dviga gladine pod jezovno zgradbo pri delno zgrajeni
verigi omejena na 0,5 m na uro.
- Podrobneje je treba obratovanje posamezne elektrarne in s tem celotne verige opredeliti
v Poslovniku obratovanja in vzdrževanja objektov in naprav – ki ga izdela koncesionar,
skladno z veljavnimi predpisi, potrdi pa koncendent.
- Koncesionar mora pri obratovanju HE na spodnji Savi upoštevati vodne pravice JE
Krško, opredeljene v vodnogospodarskem dovoljenju JE Krško. To pomeni, da mora
pri naravnih pretokih Save, ki so večji ali enaki 100 m3/s spuščati iz hidroelektrarn, ki
ležijo gorvodno od JE Krško najmanj 100 m3/s, pri naravnih pretokih Save, ki so
manjši od 100 m3/s pa vse naravne pretoke Save.
d. Upravljanje z akumulacijskimi bazeni:
- Kote dovoljenih zajeznih gladin v akumulacijah, ki bodo podane v upravnih
dovoljenjih ne smejo biti nikoli prekoračene.
- Prvo polnjenje posamezne akumulacije je treba opraviti na podlagi dovoljenja
pristojnih upravnih organov in upoštevaje lokalne skupnosti tako, da ni škodljivega
vpliva na druge obstoječe rabe vode.
- Koncesionar mora spremljati rečno erozijo znotraj posameznih bazenov in ustrezno
vzdrževati bregove preden bo nastala škoda. Pred polnitvijo je treba brežine ustrezno
zavarovati.
- Koncesionar je dolžan z režimom obratovanja zagotoviti pretok finih frakcij plavin
skozi akumulacijske bazene.
- Zaproditve, ki bodo nastale zaradi odlaganja rinjenih plavin na reki Savi in stranskih
pritokih mora odstranjevati koncesionar.
Po potrebi lahko koncesionar namesto odstranitve zaproditve izvede tudi drugačne
ukrepe v sporazumu s pristojnim organom Ministrstva za okolje in prostor.
- Koncesionar bo spremljal stanje plazišč, evidentiral vsa mesta, kjer bi lahko na
območju akumulacij v času polnitve ali normalnega nihanja gladin prišlo do
zmanjšanja stabilnosti brežin in možnosti zemeljskih plazov ter ustrezno ukrepal.
- Zaradi nihanja gladine reke Save v akumulacijskih bazenih, zajezitve reke Save na
višjo gladino in zatesnitve bokov akumulacijskega bazena, bo koncesionar med
obratovanjem spremljal možne spremembe zaradi dviga gladine podzemne vode ter
izvedel ukrepe za preprečevanje ali sanacijo posledic.
- Če se zaradi daljšega časa zadrževanja vode v akumulacijah pojavi evtrofikacija
vodnega telesa bo koncesionar izvajal ukrepe pristojnega Ministrstva za okolje in
prostor.
- Za merjenje vode v akumulacijskih bazenih in podzemnih voda na vplivnem območju
energetskih stopenj mora koncesionar postaviti ustrezne vodomerne naprave, oziroma v
kolikor je to potrebno avtomatične registratorje.
- Koncesionar mora po dogovoru z Ministrstvom za okolje in prostor zagotavljati
ustrezne podatke o pretokih za potrebe državnega hidrološkega monitoringa in
izpolnjevanje meddržavnega sporazuma z Republiko Hrvaško.
e. Vzdrževanje in spremljanje stanja objektov:
- Koncesionar mora med celotnim trajanjem koncesije zagotavljati vse načrtovane
funkcije objekta in njegovih posameznih sklopov.
Koncesionar mora zagotavljati, da bodo objekti hidroelektrarn – strojnice, nasipi,
stikališča in ostali objekti, ki tvorijo celoto, med celotnim trajanjem koncesije redno
vzdrževani. To mora vključevati redne remonte opreme in vzdrževanja stanja
obratovanja kot ga predvidevata projektna dokumentacija oz. tehnični pogoji.
- Koncesionar mora med celotnim trajanjem koncesije zagotavljati vse projektne
funkcije objekta in njegovih posameznih sklopov. Stanje objektov in opreme mora biti
ob koncu koncesije sorazmerno amortizacijski dobi objekta.
- Za izvajanje rednih vzdrževalnih del na vseh objektih, napravah in ureditvah v
pristojnosti koncesionarja mora koncesionar, skladno s Poslovnikom obratovanja in
vzdrževanja objekta in naprav, pripraviti program vzdrževalnih del in ga uskladiti z
Ministrstvom za okolje in prostor.
- Koncesionar mora na svoje stroške urediti merska mesta za spremljanje stanja
objektov. V ta namen bo koncesionar vzpostavil tudi naslednje monitoringe:
� gradbeni in geomehanski monitoring objektov in tal
� monitoring zasipavanja akumulacijskih prostorov
� monitoring vpliva podzemnih voda na objekte v območju HE
Obseg in način izvajanja posameznih monitoringov je sestavni del Poslovnika o
obratovanju in vzdrževanju objektov in naprav, ki ga za vsako HE v skladu s predpisi
pripravi koncesionar, potrdi pa koncendent.
- Koncesionar se zaveže, da bo na zahtevo Ministrstva za okolje in prostor vse podatke
(osnovne in analitične) iz monitoringov posredoval brezplačno.
- Po zaključku del na posamezni HE mora koncesionar predati koncendentu, ta pa
pristojni službi za urejanje voda, vse načrte objektov, ki ustrezajo izvedbi, za vnos v
kataster vodnogospodarskih objektov in naprav.
f. Zagotavljanje ukrepov varstva pred poplavami ter škodljivim delovanjem voda:
- Koncesionar mora storiti vse ukrepe, ki so potrebni za zagotavljanje varstva pred
poplavami in škodljivim delovanjem voda. Načrtovanje varnosti pred poplavami se
uskljajuje s pristojnim organom Ministrstva za okolje in prostor in lokalno skupnostjo.
Med gradnjo objektov koncesionar ne sme poslabšati sedanje stanje varnosti pred
poplavami.
- Koncesionar je dolžan z izgradnjo energetskih objektov na spodnji Savi izboljšati
varnost pred poplavami.
Kote dovoljene vode pri pretoku Q100 (stoletna visoka voda) ne smejo biti prekoračene.
- Merodajni pretok za projektiranje pasivnih ukrepov varovanja – nasipov pred
poplavami, ki ga mora pri načrtovanju upoštevati koncesionar, je pretok Q100 reke Save
v profilu posamezne hidroelektrarne.
- Obratovanje verige hidroelektrarn na spodnji Savi, oziroma obratovanje posameznih
akumulacijskih bazenov mora koncesionar v času visokih voda nad 500 m3/s uskladiti s
pristojnim organom Ministrstva za okolje in prostor. V ta namen mora koncesionar v
»Poslovniku obratovanja in vzdrževanja objektov in naprav« za posamezno HE
predvideti varen in za vodni režim neškodljiv način obratovanja pri različnih pretokih,
tako maksimalnih kot minimalnih.
- Koncesionar mora poskrbeti za neškodljivo odvajanje morebitnih škodljivih
padavinskih, površinskih in talnih voda, voda pod pritiskom in vode, ki se nabira za
nasipi. Pri tem mora preprečiti morebiten padec gladine podzemne vode.
- Da ne bi prihajalo do škodljivega delovanja voda, predvsem erozijskega učinka
(spodjedanje brežin, ogrožanje območij poselitve, komunalne, obstoječe vodne in
prometne infrastrukture ali večjih izgub obdelovalnih površin), mora koncesionar še
pred polnitvijo bazenov izvesti ustrezna zavarovanja.
- Koncesionar mora na ustrezen način zavarovati bregove reke Save, posebna pozornost
mora biti dana odsekom izrazitega nihanja gladine v zajezitvi. Koncesionar mora
nasipe zgraditi varno, strokovno in kar najbolj skrbno, upoštevaje njihov pomen in to
skladno s sodobnimi načeli stroke.
- V območju vodotoka pod jezovno zgradbo (pregrado), kjer je prisotna globinska
erozija, mora koncesionar preprečiti poglabljanje korita, ker bi to lahko ogrozilo
stabilnost pregradnega objekta in brežin dolvodno od podslapja.
Jezovno zgradbo in pripadajoče objekte je potrebno umestiti v prostor v skladu z
dinamiko vodotoka pri čemer mora biti preprečena škodljiva bočna erozija dolvodno
od pregrade.
- Če bi se med obratovanjem izkazalo, da izvedeni visokovodni nasipi ne ustrezajo vsem
zahtevam, postavljenim iz varnostnih razlogov, mora koncesionar zajezitev ustrezno
znižati, vse dotlej, dokler nasipi ne ustrezajo zahtevam varnosti.
- V kolikor bi gradnja in obratovanje verige elektrarn na spodnji Savi poslabševala
poplavno varnost in škodljivo vplivala na območja stranskih pritokov, mora
koncesionar na teh vodotokih predvideti ukrepe varstva pred poplavami in jih
prilagoditi spremenjenim razmeram.
- V kolikor poglobitev dna reke Save, ki jo je pripisati gradnji in obratovanju verige
elektrarn, ogroža bregove, vodno, lokalno in prometno infrastrukturo, mora
koncesionar kadarkoli v času trajanja koncesije izvesti ustrezne zavarovalne ukrepe.
- Koncesionar mora zavarovati in vzdrževati stranske vodotoke v tolikšni meri kot to
pogojujejo zajezne stopnje in obratovanje elektrarn. Posebno pozornost je potrebno
posvetiti morebitnemu odlaganju proda v izlivnih odsekih zaradi slabšanja odtočnih
razmer in dodatnemu dvigu gladine.
- Koncesionar mora izvajati ukrepe s katerimi bo preprečeval proces zasipavanja in
trajnega zmanjševanja uporabne prostornine akumulacijskih bazenov. Za ugotavljanje
sprememb v zajezitvah mora koncesionar zaradi pravočasnega čiščenja izvajati redni
monitoring zasipavanja akumulacijskih bazenov, opraviti redne periodične meritve
kontrolnih prečnih profilov ter izvesti izračun gladin.
Odstranjevanje in premeščanje naplavin mora koncesionar usklajevati z upravljalcem
voda.
- Če pride med obratovanjem do nepredvidljivih škodljivih vplivov na vodni režim,
podzemne vode ali stabilnost objektov in naprav, mora koncesionar o tem takoj
obvestiti pristojni upravni organ.
g. Varstvo voda – ekološko in kemijsko stanje:
- Koncesionar mora na podlagi evidentiranega stanja preučiti takojšni in dolgoročni
vpliv zajezitve Save na stanje voda in ga ustrezno dokumentirati. V ta namen mora
vzpostaviti monitoring količinskega, ekološkega in kemijskega stanja voda v skladu s
predpisi.
- Da ne pride do poslabšanja stanja voda zaradi spremembe imisijskih pogojev za
odvajanje odpadnih voda iz čistilnih naprav, mora koncesionar, če je podana takšna
zahteva s strani pristojnega organa, sodelovati pri izboljšanju stopnje čiščenja na
obstoječih čistilnih napravah.
V času nizkih vod, bo koncesionar sodeloval pri pripravi in izvajanju dodatnih
ukrepov, s katerimi bodo preprečeni negativni vplivi na stanje voda.
- Zaradi preprečevanja poslabšanja stanja podzemnih voda bo koncesionar na tistih
mestih, kjer se podzemna voda napaja iz akumulacij spremljal kakovost infiltrirane
vode in izvajal ukrepe, če bi do onesnaženja prišlo. Če pride v akumulacijah do
onesnaženja, ki ga povzroči koncesionar, mora koncesionar poskrbeti za ustrezno
sanacijo in kakovost podtalnice.
- V primeru havarij oziroma ekoloških nesreč, ki vplivajo na ekološko in kemijsko stanje
reke Save ter količinsko in kemijsko stanje podzemnih voda v območju načrtovanih
elektrarn na spodnji Savi, bo koncesionar pri ugotavljanju stanja in zagotavljanju
pogojev za njegovo izboljšanje sodeloval z ustreznim organom Ministrstva za okolje in
prostor, Ministrstva za obrambo ter predstavniki lokalne skupnosti. Koncesionar bo pri
postopkih integralnega reševanja stanja voda na porečju reke Save, v kolikor bo podana
takšna zahteva, sodeloval v pripravah in izvajanju ukrepov, če ti ne bodo presegli
gospodarne izrabe koncesije.
h. Transport rečnih plavin:
- Ker se bo zaradi izgradnje energetskih stopenj na spodnji Savi spremenila dinamika
transporta rečnih plavin, mora koncesionar s primernim obratovanjem zagotavljati
najmanjši možni vpliv na vodni režim. Z zbranimi količinami mora zato gospodariti v
skladu s potrebami vodnega režima, v času visokih voda pa mora obratovati tako, da bo
zagotovljen maksimalni možni transport suspenzij rečnih plavin in proda dolvodno.
- Koncesionar mora pri načrtovanju zadrževanja in gospodarjenja s prodom upoštevati
značilnosti vodnega režima vsakega posameznega vodotoka, vodnega prostora in
vodnih organizmov in uskladiti gospodarjenje z zbranim prodom v skladu z
podrobnejšimi načrti upravljanja voda.
- Za odvečne količine proda in mulja mora koncesionar zagotoviti ustrezne lokacije za
odlagališča – deponije.
- Plavje, listje in podobne snovi, ki se nabirajo na površini akumulacij in vtočnih
rešetkah hidroelektrarn, mora koncesionar odstranjevati in odlagati na urejene
deponije.
i. Vpliv nas podzemne vode:
- Koncesionar mora na vplivnem območju energetskih stopenj na spodnji Savi opazovati
in spremljati spremembe stanja podzeminh voda. Zbiranje podatkov in analize
podatkov morajo omogočati ugotavljanje trendov in sprememb stanja podzemnih voda.
Dobljene in izvrednotene podatke mora koncesionar brezplačno dati na razpolago
koncendentu.
- Na odsekih nasipov, ki se nahajajo na sorazmerno dobro prepustnih tleh mora
koncesionar pod bodočimi nasipi tesniti temeljna tla do take stopnje, da ni ogrožena
stabilnost temeljnih tal pod nasipom, da je izguba vode iz zajezitve omejena na
sprejemljive količine in da s tem ne poslabšajo gladinske razmere podzemnih voda v
zaledju.
- Zaradi oskrbe s pitno vodo (črpališča in vodnjaki) mora koncesionar na ravninskih
predelih na vplivnem območju zajeznih stopenj zagotavljati ohranjanje današnjega
stanja.
j. Ohranjanje biološke raznovrstnosti in s tem povezanih ukrepov:
- Na vplivnem območju posameznih energetskih stopenj bo moral koncesionar pri
načrtovanju, izgradnji in obratovanju upoštevati tudi vse evidentirane ekosistemske
elemente ter ostale značilnosti naravnih vrednot ter zagotoviti v največji možni meri
ohranitev najpomembnejših biotopov.
- Nadomestitev uničenih oziroma trajno poškodovanih najpomembnejših evidentiranih
biotopov zagotovi koncesionar z izvedbo izravnalnih ali omilitvenih ukrepov. Kjer se
zaradi ekološkega stanja voda ocenjuje potrebnost take izvedbe mora koncesionar
smiselno zagotoviti potrebne prehode za vodne organizme mimo jezovnih zgradb. O
ukrepih, ki bi lahko med gradnjo ali obratovanjem znatno škodili ribji populaciji mora
koncesionar pravočasno obvestiti pristojne ribiške upravljalce.
k. Varstvo naravnih vrednot in kulturne dediščine:
- Pri načrtovanju objektov hidroelektrarn in zajezitev naj se posega v dele in območja ter
objekte naravnih vrednot in kulturne dediščine v najmanjši možni meri oziroma v
smiselnem obsegu, ki je sprejemljiv tako s stališča posega kot varstva naravnih vrednot
in kulturne dediščine.
- Posegi v vplivna območja najpomembnejše kulturne dediščine in naravnih vrednot
Slovenije pa so za koncesionarja dopustni le, če se izpolnijo ukrepi predpisani s strani
pristojne službe za varstvo naravne in kulturne dediščine.
- Pred posegi je treba značilne in najbolj vredne dele naravnih vrednot in kulturne
dediščine dokumentirati v njihovem trenutnem stanju. Pred sprejemanjem rešitev in
njihovo izvedbo mora koncesionar zagotoviti evidenco objektov kulturne dediščine in
območij naravnih vrednot.
l. Obstoječe vodne pravice:
- Koncesionar mora pri obratovanju spoštovati vse obstoječe vodne pravice.
- Koncesionar obstoječih vodnih pravic ne sme omejevati. Če zaradi gradnje elektrarn na
spodnji Savi obstaja nevarnost omejevanja obstoječih vodnih pravic, se mora
koncesionar s koncendentom in z vsakim prizadetim imetnikom pravice dogovoriti o
ukrepih pri napravah in objektih s katerimi bodo pravice ohranjene v obstoječem
obsegu ali najti katero drugo sporazumno rešitev.
m. Obveznosti koncesionarja glede drugih vodnih pravic:
- Poleg obstoječe rabe vode mora koncesionar zaradi splošnih koristi brez odškodnine
dopustiti posredni ali neposredni odvzem vode na območju veljavnosti koncesije za
oskrbo s pitno vodo.
- Koncesionar mora omogočiti na območju veljavnosti koncesije izvajanja vodnih pravic
brez odškodnine za naslednja:
� raba vode in vodnega dobra v tehnološkem procesu, kjer se voda uporablja kot
surovina
� izkoriščanje vode in vodnega dobra za hlajenje pri proizvodnji električne energije
� namakanje kmetijskih zemljišč ali zelenih površin iz naslova opravljanja dejavnosti
in sicer z odvzemom do prereza JE Krško največ 4 m3/s in še 4 m3/s do državne
meje v kolikor to dopušča stanje voda. (povprečni odvzem vode iz porečja reke
Save za prerez državne meje v vegetacijski dobi od aprila do septembra je ocenjen
na 2,3 m3/s)
- Koncesionar mora omogočiti posege na vodnih zemljiščih, ki so v skladu z javnim
interesom.
n. Obveznosti koncesionarja v zvezi z rabo prostora:
� Ohranitev ter izboljšanje obstoječega stanja rabe prostora:
- Koncesionar mora s primernimi ukrepi doseči, da dvig podzemne vode zaradi zajezitve
reke Save ne bo presegel nivoja, dopustnega za pridelavo kmetijskih kultur in s tem
omogočiti, v primerjavi s stanjem pred posegi, enake pogoje pridelave.
- Koncesionar mora začasno zasedene kmetijske površine med gradnjo po zaključku del
rekultivirati in jih z agrotehničnimi ukrepi pripraviti za normalno kmetijsko predelavo.
� Nadomestitev infrastrukture, zemljišč in grajenih struktur:
- Prometnice in drugo infrastrukturo, ki bo med gradnjo poškodovana mora koncesionar
povrniti v enako ali boljše stanje.
- Javno cestno omrežje, ki bo zaradi gradnje in obratovanja elektrarn prizadeto, mora
koncesionar zgraditi, rekonstruirati ali prestaviti.
- Za lastne potrebe izgradnje in obratovanja hidroenergetskih stopenj na spodnji Savi, bo
koncesionar zgradil dovozne poti, ki služijo dostopu do jezovne zgradbe in nasipov.
Voženj potrebnih za gradnjo, motorna vozila ne smejo opravljati izven cestnih površin,
ki so za to predvidene, razen na samem gradbišču.
- V primeru vpliva zajezne gladine reke Save na telo železniškega nasipa ob reki Savi,
mora koncesionar železniški nasip ustrezno zaščititi.
- Na področju komunalne in energetske infrastrukture mora koncesionar:
� prestaviti ali rekonstruirati posamezne energetske vode,
� med gradnjo za potrebe gradbišča zgraditi lastno kanalizacijsko omrežje in
montažno čistilno napravo, oziroma se priključiti na javno kanalizacijsko omrežje,
� urediti lovilce olj in maščob za meteorne vode iz utrjenih površin in precejene vode
iz strojnic energetskih objektov,
� urediti javno vodovodno omrežje, ki bo kakorkoli prizadeto z načrtovanim
posegom,
� zaščititi vodne vire na območju vpliva objektov hidroelektrarn,
� za lastne potrebe hidroelektrarn zagotoviti pitno in požarno vodo.
- Koncesionar mora začasno zasedene površine (zemljišča) po končanih delih vzpostaviti
v prvotno ali kvalitetno boljše stanje, pri čemer se upoštevajo rešitve iz prostorsko
izvedbenih aktov, kjer je podana razčlenitev posameznega območja na stalno in
začasno zasedbo zemljišč.
- Koncesionar mora objekte, ki bodo porušeni zaradi izgradnje elektrarn na spodnji Savi
nadomestiti, pri čemer naj bo osnova za nadomestno gradnjo kvadratura, stanje in
namembnost porušenega objekta.
- Stanovanjske objekte, ki niso predmet porušitve, so pa pod vplivom zajezitve
energetskih stopenj, mora koncesionar ustrezno zaščititi v skladu z rešitvami iz
prostorsko izvedbenih aktov.
� Pogoji urbanističnih ureditev in krajinskega oblikovanja hidroenergetskih objektov:
- V okviru varovanja in izboljšanja kakovosti bivalnega okolja v vplivnem območju
energetskih objektov in zajeznih stopenj zagotavlja koncesionar ustrezne rešitve za
odvodnjo zalednih vod, predvidi ukrepe za zaščito pred morebitno previsoko ravnjo
hrupa in pred moteče trajno osvetlitvijo hidroelektrarn.
- Pri načrtovanju jezovnih zgradb mora koncesionar posvetiti veliko pozornost
oblikovanju objektov in naprav glede arhitekture in zunanjih ureditev. Pri elektrarnah
naj gradi praviloma zaprta stikališča.
- Pri oblikovanju objektov jezovne zgradbe, strojnice in prelivnih polj ter pripadajočih
funkcionalnih površin mora koncesionar upoštevati merilo prostora ter urbanistično
arhitektonske in krajinske značilnosti lokacije.
- Pri izvedbi nasipov mora koncesionar upoštevati krajinski vzorec območja in zunanjo
brežino nasipa zasaditi z grmovnicami in mestoma drevesnicami ali pa predvideti
kmetijsko rabo, pri čemer ne sme biti ogrožena stabilnost nasipov. Pri tem je treba
glede na konkretne krajinske značilnosti določiti naklon brežin nasipov na zračni strani,
upoštevajoč možnost za rabo obvodnega prostora v rekreacijske namene.
- Koncesionar mora omogočiti izvedbo novih rekreacijskih prostorov v bližini večjih
naselij, ki naj bodo obdelane v prostorskih izvedbenih aktih.
� Odprtost dostopov in prehodnost načrtovanih objektov:
- Koncesionar omogoča prebivalcem na lastno odgovornost dostop na bregove in nasipe
izven neposrednega območja jezovne zgradbe in elektrarne za oddih in rekreacijo, v
kolikor to dopušča redno obratovanje naprav, zlasti varnostne razmere. Dostop do vode
se zagotovi na varnih delih akumulacijskih bazenov.
- Po dogovoru z lokalno skupnostjo koncesionar uredi prehode čez drenažne kanale ter
do in na nasipe.
� Rekreacijska raba:
- Rekreacijske ureditve, ki jih omogoča koncesionar, so dostopi do vode v bližini naselij,
privezi za čolne, čolnarne, kopališča in prostori za piknike v bližini naselij. Zahtevnejše
ureditve naj bi zaživele v bližini naselij Sevnica, Krško in Brežice, pasivnejše oblike
rekreacije pa na odprtem prostoru.
- Koncesionar bo omogočil vse izvedbe rekreacijskih ureditev, ki bodo opredeljeni v
dovoljenjih za posamezne elektrarne.
o. Vloga koncesionarja pri pripravi lokacijskih načrtov in odgovornosti do okolja in
merila izpolnjevanja koncesionarjevih obveznosti:
� Vloga koncesionarja pri lokacijskih načrtih:
- Vloga koncesionarja pri pripravi lokacijskih načrtov za posamezne hidroelektrarne je
določena s predpisi, podrobneje pa s programom lokacijskega načrta, ki ga določi
minister pristojen za prostor.
� Zavarovanje odgovornosti proti tretjim osebam za ekološko nesrečo:
- Koncesionar se mora kot povzročitelj tveganja za okolje poleg ostalih zavarovanj,
zavarovati v skladu z zakonom proti odgovornosti za morebitno ekološko nesrečo in
škodo, ki jo povzroči tretjim osebam in sicer za ves čas trajanja koncesije.
- Dolžnost koncesionarja je analizirati možne dogodke na energetskem objektu, izvesti
vse potrebne ukrepe, da do ekoloških nesreč ne pride in oceniti stopnjo tveganja ter
obseg možnih ekoloških škod kot osnovo za sklenitev zavarovanja odgovornosti.
Analiza možnih dogodkov in ocenitev obsega možnih ekoloških škod mora biti
narejena v skladu s pravili stroke in predpisi.
� Varnost in tveganje pregrad:
- Koncesionar zagotavlja, da so ukrepi koncesionarja, zaradi tveganj na podlagi
projektne dokumentacije sestavni del Poslovnika obratovanja in vzdrževanja objektov
in naprav.
- Koncesionar je dolžan analizirati možne porušitve pregrad oz. več pregrad v nizu ter
predvideti ustrezne ukrepe v skladu z veljavnimi predpisi.
- Koncesionar je dolžan analizirati posledice morebitnih okvar ali napak pri obratovanju
in upravljanju z zapornicami na pretočnih poljih ter predvideti ustrezne ukrepe.
- Koncesionar je dolžan analizirati posledice nastopa ekstremno visokih voda, ki
presegajo verjetnost nastopa 0,1 % (1000 letne visoke vode) ter predvideti morebitne
potrebne ukrepe.
- Vsak pregradni objekt mora imeti pripravljen »načrt zaščite in reševanja«. Z načrtom je
treba opredeliti vse reševalne aktivnosti za nekaj vnaprej določenih scenarijev ter
določiti odgovorno osebje. Potrebno je definirati čas, ki je na razpolago za ugotavljanje
stopnje nevarnosti, preden se začnejo odvijati ustrezne aktivnosti.
- Koncesionar zagotavlja, da so opozorila, napotki in priporočila prebivalstvu zaradi
tveganj na podlagi projektne dokumentacije del Načrta zaščite in reševanja.
� Sodobno načrtovanje objektov:
- Koncesionar mora zagotoviti takšno načrtovanje energetskih objektov na spodnji Savi,
ki v največji meri zagotavlja dobro stanje voda in od vode odvisnih ekosistemov ter s
trajnostno rabo razpoložljivih naravnih dobrin in količin omogočiti zadovoljevanje
gospodarskih, družbenih in drugih potreb človeka po vodi.
Priloga 4: Slovar angleških izrazov iz razpredelnic stroškovne metode Formula in Natančne stroškovne metode
access road – dovozna pot
adjustment factor – faktor prilagoditve
amount – znesek
annual costs – stalni stroški
balance of plant – infrastruktura elektrarne
canal – kanal
civil works (other) – ostala gradbena dela
clearing – čiščenje, krčenje
cold climate – hladno podnebje
concrete dam – betonski jez
construction supervision – gradbeni nadzor
contingencies – nepredvideni izdatki
contracting – sklepanje pogodb
contractor's overhead – režijski stroški
currency – valuta
design and tender documents – ponudbe in projektna dokumentacija
detailed cost estimate – natančna ocena stroškov
development – razvoj
dewatering – osuševanje terena
difficulty of terrain – težavnost terena
distance to borrow pits – razdalja do gramozne jame
earth excavation – izkopavanje zemlje
energy equipment – energetska oprema
engineering – inženiring
equipment installation – instalacija opreme
enviromental assessment – raziskava vplivov na okolje
feasibility study – izvedbena študija
fishway – ribja steza
flow per turbine – pretok po turbini
general and administrative – splošno in administrativno
hydrologic assessment – hidrološke raziskave
initial costs – zagonski stroški
input parameters – vhodni parametri
insurance premium – zavarovalna premija
intake and miscellaneous losses – vtočne in ostale izgube
interest rate – obrestna mera
land lease – najem zemljišča
land rights – lastninske pravice
legal and accounting – pravne in računovodske storitve
maintenance – vzdrževanje
maximum hydraulic losses – maksimalne hidravlične izgube
miscellaneous – razni stroški
negotiation – pogajanja
new dam crest length – dolžina novega jeza
number of turbines – število turbin
penstock – cevovod
permits and approvals – dovoljenja in soglasja
powerhouse civil – strojnica
preliminary design – preliminarni načrt konstrukcij
project financing – financiranje projekta
project management – projektni management
property taxes – davek na premoženje
quantity – količina
report preparation – priprava poročila
required – potrebno
rock at dam site – kamenina na mestu postavitve jezu
rock excavation – izkopavanje kamenine
site investigation – raziskava lokacije
spare parts – rezervni deli
spillway – prelivna pot
substation and transformer – pomožna postaja in transformator
sub-total – delna vsota
training – usposabljanje
transmission line – prenosna linija
transportation – transport
travel and accommodation – potovanja in namestitev
turbine runner diameter – premer tekača turbine
turbines/generators, controls – turbine/generatorji, krmilna oprema
tunnel – tunel
unit cost – stroški na enoto
voltage – napetost
water rental – vodna taksa