Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERZA V MARIBORU
FAKULTETA ZA ORGANIZACIJSKE VEDE
MAGISTRSKO DELO
MODEL IZBIRE PRIMARNEGA
ENERGETSKEGA VIRA
MENTOR: KANDIDAT:
izred. prof. dr. Janez MAROLT Andrej PATERNOST, univ. dipl. inž. el.
KRANJ, januar 2006
ii
IZJAVA Kandidat Andrej Paternost izjavljam, da sem avtor tega magistrskega dela, ki sem ga napisal pod mentorstvom izred. prof. dr. Janeza Marolta. Dne ___________ Podpis ______________________
iii
ZAHVALA Zahvaljujem se izred. prof. dr. Janezu Maroltu za usmerjanje in vodenje pri izdelavi
magistrskega dela.
Hvala tudi izred. prof. dr. Iztoku Golobiču iz Fakultete za strojništvo v Ljubljani in vsem
sodelavcem v Krki, d.d., Novo mesto, ki so mi neposredno ali posredno pomagali pri
izdelavi magistrskega dela.
Posebno zahvalo sem dolžan svoji življenjski sopotnici Sonji za spodbujanje in podporo pri
dokončanju magistrskega dela.
iv
POVZETEK
Energetika je področje, ki postaja vse pomembnejše. Poraba energije se povečuje in cene
energije naraščajo. Poleg tega ima proizvodnja energije velik vpliv na okolje in s tem na
kakovost našega življenja. V okviru Kyotskega sporazuma se srečujemo z omejitvami
emisij toplogrednih plinov v ozračje. Če ne bomo zmanjšali emisij, bomo ob koncu
Kyotskega obdobja morali začeti zapirati tovarne.
Države se intenzivno lotevajo reševanja tega problema. Ena od možnih rešitev je
učinkovitejša proizvodnja energije, predvsem električne, na mestu njene porabe. Govorimo
o soproizvodnji toplotne in električne energije. Če sistem razširimo še z absorpcijskim
hladilnikom in iz dela toplote proizvajamo hlad, govorimo o sistemu trigeneracije. S tem se
izognemo izgubam pri distribuciji in motnjam pri dobavi energije. Ker pa podjetja obstajajo
zaradi dobička, mora biti tak način proizvodnje energije tudi stroškovno cenejši od
klasičnega načina ločene proizvodnje energije. Ni pa vedno tako, da je sistem, ki je
energetsko bolj učinkovit, tudi stroškovno bolj učinkovit.
V magistrskem delu je razvit in predstavljen model termoekonomske analize energetskega
sistema, ki omogoča izbiro optimalnega primarnega energetskega vira tako z energetskega
kot stroškovnega stališča za oskrbo procesa z energijo. Predlagani model upošteva skupne
stroške oskrbe procesa z energijo, tako investicijske kot tudi stroške energije, obratovanja
in vzdrževanja. To je nov pristop k termoekonomski analizi obstoječih energetskih
sistemov in načrtovanih novih ter primerjavi med njima.
Iz rezultatov magistrskega dela je razvidno, da z modelom lahko analiziramo tako obstoječe
energetske sisteme kot tudi nove, šele načrtovane energetske sisteme in jih primerjamo med
sabo. Ko se odločamo za neko novo investicijo, lahko med seboj primerjamo oz.
analiziramo različne načine (sisteme) za proizvodno končnih oblik energije, ki jih
potrebujemo. Na osnovi rezultata termoekonomske analize s predlaganim modelom se
odločimo za ustreznejši (cenejši) sistem, ki nam bo dolgoročno prinašal prihranke.
Predlagani model lahko uporabimo tudi za analizo že obstoječega sistema, ki ga
nameravamo dograditi oz. razširiti.
v
KLJUČNE BESEDE: energetika, energija, energetska učinkovitost, ekonomska
učinkovitost, ločen sistem proizvodnje, soproizvodnja, kogeneracija, trigeneracija,
absorpcijski hladilnik, kompresorski hladilnik, indeks učinkovitosti, indeks ekonomičnosti,
toplogredni plini
vi
ABSTRACT
Energy supply is to become more significant. Energy consumption is increasing and so do
the prices of energy. Beside that, the production of energy has a great influence on
environment and on quality on our livings. In the frame of Kyoto agreement, we are
meeting restrictions on greenhouse gas emissions. We will have to close down our
factories on the end of Kyoto period, if we will not reduce greenhouse gas emissions.
States are beginning to resolve this problem. One of possible solutions is production of
energy in more effective way, especially electric energy, on site of consumption. We are
talking about cogeneration heat and power (CHP). If the absorption refrigerator is added to
CHP unit, to use part of the heat to produce cold, we are talking about three generation
system. We are avoiding transmission losses and interruptions in energy supply with that
kind of system. The companies exist for making profit and this way of energy production
must be also economically more efficient than classical way of separate production of
energy. It is not always the case, that the system with more energy efficiency is also more
cost effective.
The model of thermo-economic analysis of energy system is developed and represented in
this Master thesis. This model enables us to choose optimal primary energy source to
supply process with energy, from energy and cost point of view. This is new aspect to
thermo-economic analysis of existing energy systems and planed new ones and also
comparison between them.
It is evident from results of this Master thesis that we can analyze existing energy systems,
like planed new ones and compare them by this developed model of thermo-economic
analysis. When we are deciding on a new investment in energy system, we can analyze
different energy systems for production final forms of energy that we need. On the basis on
results of thermo-economic analysis with proposed model, we can decide for more
appropriate system that will give us savings in long term of period. We can apply the
proposed model also to analyze addition new part of energy system to existing one.
vii
KEY WORDS: energy supply, energy, energy efficiency, economically efficiency,
separate system of production, cogeneration, three generation, absorption refrigerator,
chiller, efficiency index, economical index, greenhouse gases
viii
1
1 UVOD ...................................................................................................................... 2
1.1 Poslovanje podjetij in energija............................................................................. 3
2 OSKRBA Z ENERGIJO......................................................................................... 4
2.1 Učinkovitost procesnih sistemov ......................................................................... 5
2.2 Procesni sistemi, energija in okolje.................................................................... 10
2.3 Analiza cen energentov ..................................................................................... 30
3 OSKRBA PROCESNEGA SISTEMA FARMACEVTSKE TOVARNE KRKA,
D.D., NOVO MESTO Z RAZLIČNIMI VIRI ENERGIJE IN VPLIV NA
OKOLJE ............................................................................................................... 59
4 ENERGETSKA UČINKOVITOST – EKONOMSKA UČINKOVITOST
(HIPOTEZE RAZISKAVE) ................................................................................. 66
5 LOČENA PROIZVODNJA ALI SOČASNA PROIZVODNJA
(KOGENERACIJA, TRIGENERACIJA) ENERGENTOV ZA POTREBE
PROCESA (OPIS RAZISKOVALNEGA PROBLEMA) ................................... 66
5.1 Cilj in namen raziskave ..................................................................................... 67
5.2 Energetska primerjalna analiza med različnimi načini oskrbe z energetskimi viri
(izhodišče raziskave)............................................................................................... 68
5.3 Model termoekonomske primerjalne analize med različnimi načini oskrbe z
energetskimi viri ..................................................................................................... 80
5.4 Analiza modela in njegova verifikacija .............................................................. 97
6 PREDSTAVITEV UPORABNOSTI MODELA NA RAZLIČNIH PRIMERIH
IN INTERPRETACIJA REZULTATOV ............................................................ 99
7 SKLEP................................................................................................................. 121
SEZNAM VELIČIN ................................................................................................ 124
INDEKSI.................................................................................................................. 125
LITERATURA IN VIRI.......................................................................................... 126
KAZALO SLIK ....................................................................................................... 128
KAZALO TABEL ................................................................................................... 132
2
1 UVOD
V magistrskem delu želimo obravnavati področje energetike, ki postaja vse pomembnejše
za naše življenje. Življenja brez energije si tako rekoč ne znamo več predstavljati. Samo
predstavljajmo si, kaj bi se zgodilo, če bi zmanjkalo električne energije ali pa bi zmanjkalo
nafte… Energija je torej nekaj samoumevnega, ki nam olajšuje, mnogokrat pa tudi
omogoča življenje in proizvodnjo dobrin. Ima torej ogromen vpliv na kakovost življenja in
delo posameznika, skupin in organizacij. Nima pa samo dobrega vpliva. Samo spomnimo
se dima iz elektrarniških dimnikov termoelektrarn, koliko emisij je vsak dan izpuščenih v
ozračje, ki uničujejo naravo in nam slabšajo kakovost življenja in dela. Pa vendar potrošnja
energije vsako leto narašča.
Izkoristki, da pridemo do uporabne električne energije iz termoelektrarn so zelo slabi,
hidroelektrarne pa imajo omejen potencial. Onesnaževanje zraka in okolice je zato veliko.
Možnosti, da bi se izognili proizvodnji električne energije v naši bližini in prenesli
onesnaženje v breme drugih ni. Transportne poti (daljnovodi) imajo ravno tako svoje
zakonitosti, se segrevajo, povzročajo izgube, prekinitve in že zelo blizu nas pridemo do
meje, kjer prenos električne energije ekonomsko ni več smiseln. Podobno velja za prenos
toplote, ki je omejena na majhna področja. Zato je smiselno, da različne oblike energije
(električna energija, hlad, toplota,…) proizvajamo čim bližje njihovi porabi.
Postavi se vprašanje, kako zmanjšati vplive proizvodnje energije na okolje. Možnih
odgovorov je več. Če zmanjšamo proizvodnjo, moramo zmanjšati tudi porabo, s čimer se
marsikdo ne strinja. Edini izhod je, da energijo, ki jo imamo, uporabljajmo bolj učinkovito.
Predvsem pa proizvajajmo končne oblike energije bolj učinkovito. Tako, da že pri samem
viru zmanjšamo onesnaženje in si pocenimo proizvodnjo.
Toda ali si res pocenimo proizvodnjo energije? Nedvomno obstajajo mnogo učinkovitejši
načini proizvodnje električne energije od proizvodnje v termoelektrarnah, vendar ni nujno,
da so tudi cenejši. Odvisno od stroškov postavitve samih sistemov, od stroškov energije, ki
jo lahko kupimo, nenazadnje od stroškov obratovanja in vzdrževanja teh sistemov. Z
izdelavo modela izbire primarnega energetskega vira bomo poskušali odgovoriti na to
vprašanje.
3
Z izdelanim modelom izbire primarnega energetskega vira bomo lahko opravili analize
obstoječih energetskih sistemov (ločena proizvodnja), jih primerjali z novimi
(soproizvodnja toplote in električne energije ter hladu iz dela toplote), energetsko
učinkovitejšimi in ob upoštevanju vseh stroškov prišli do odgovora, če so tudi ekonomsko
učinkovitejši.
1.1 Poslovanje podjetij in energija
Živimo v času nenehnih in hitrih sprememb. Tempo življenja in dela je vse hitrejši in
zahtevnejši. Pripravljeni moramo biti na stalna in hitra prilagajanja. Tak tempo življenja in
razvoja nam omogočajo sodobne telekomunikacije, naprave in pripomočki, ki vsi za svoj
nastanek in za svoje delovanje potrebujejo energijo.
Hiter razvoj zahteva od podjetij nenehno spreminjanje strategij in hitro prilagajanje
razmeram na trgu. Prednost ima tisti, ki proizvaja več, hitreje in ceneje (Huč, Jereb, 2001).
Če hočemo proizvajati ceneje, pa moramo zmanjšati proizvodne stroške. In ravno
proizvodni stroški so tisti, ki ključno vplivajo na ceno izdelkov in s tem na konkurenčnost
podjetij. Med proizvodne stroške pa uvrščamo tudi stroške za energijo.
Slovensko gospodarstvo porabi za energijo 2,1 odstotka odhodkov, energija pa pomeni 2,7
odstotka stroškov blaga, materiala in storitev (Niko Martinec, 2005). Najnižji deleži
stroškov za energijo v skupnih stroških so v kemijsko farmacevtski dejavnosti, okoli 2
odstotka, od 5 do 10 odstotkov predstavljajo v avtomobilski industriji, 10 do 15 odstotkov
so v papirni industriji in do 20 in več odstotkov v industriji predelave jekla in aluminija. To
so pa že tako veliki deleži v skupnih stroških, da lahko ob večjem nihanju oz. naraščanju
cen energije povzročijo celo propad ali vsaj resne težave podjetju in njegovi konkurenčnosti
na trgu. Morda se zdijo deleži v skupnih stroških podjetja majhni, vendar so to absolutno
gledano zelo velike vrednosti. Zato v vseh podjetjih posvečajo posebno pozornost področju
energetike in stroškom energije, saj le to pomembno vpliva na poslovanje podjetja in na
njegovo konkurenčnost.
4
2 OSKRBA Z ENERGIJO
V današnjem času je potreba po energiji čedalje večja, zato ne preseneča dejstvo, da cena
primarnih energentov na svetovnem trgu venomer raste. Poleg tega , da je zaloga primarnih
goriv omejena, narašča tudi ekološka ozaveščenost ljudi. Namreč, pri zgorevanju primarnih
goriv, se v okolje sproščajo velike količine škodljivih snovi, ki v končni fazi povzročajo
globalne klimatske spremembe, ki v veliki meri vplivajo na kakovost življenja.
V industriji so procesni sistemi še vedno energetsko zelo potratni. Zato potrebujemo
zanesljivo, kakovostno in učinkovito rabo energije ob stalnem zniževanju specifične rabe
energije. Energetska oskrba procesnih sistemov običajno vključuje oskrbo z
najrazličnejšimi oblikami energije. Pri tem sta osnovna vira elektrika in zemeljski plin.
Cene energije se v Sloveniji, Evropski uniji in v svetu strmo dvigujejo. Zato je potreben
premislek o dolgoročni viziji na področju procesnih sistemov. Izbira ukrepov za dosego
zastavljenih ciljev je odvisna od nastalih okoliščin, kot tudi družbene klime. V procesni
tehniki običajno prevladuje zahteva po zanesljivosti in kakovosti pri oskrbi z energijo in je
cena šele na tretjem mestu.
Po vseh evropskih državah v svojih Nacionalnih energetskih programih (NEP)
predvidevajo zmanjševanje rasti porabe primarne energije. To se da doseči na različne
načine. Če se nočemo odpovedati današnjemu načinu življenja, je potrebno poiskati rešitev
v bolj smotrni in učinkoviti rabi energije.
V delu smo se osredotočili na študij trenda cen energetskih virov, to je predvsem na
elektriko in na zemeljski plin, tako v slovenskem kot tudi v evropskem prostoru. Analizirali
smo njuno večletno energetsko razmerje. Pri analizi energetske oskrbe procesnega sistema
je bil dan poseben poudarek na različne načine oskrbe s posameznimi oblikami energijskih
virov.
5
2.1 Učinkovitost procesnih sistemov
V današnjem času smo priča zelo visokem skoku cene nafte na svetovnem trgu, kar bo
imelo za posledico tudi rast cen drugih energentov. Da bi kar najbolj omilili naraščanje cen
primarne energije in vpliv na poslovanje, bo potrebno izboljšati energetsko učinkovitost
procesnih sistemov.
Energetska učinkovitost (Pregrad, Musil, 2000) predstavlja razmerje med koristno oziroma
končno in primarno energijo opazovanega sistema, ki je lahko tehnološki proces, strojna
naprava, itd.. Danes ima vprašanje učinkovitosti rabe energije zelo visoko prioriteto, saj so
študije pokazale, da obstaja veliko tehničnih možnosti za zadovoljevanje potreb družbe, z
mnogo manjšo porabo energije. Razlogov za izboljšanje energetske učinkovitosti je več, naj
naštejemo le najbolj osnovne:
• izboljšanje gospodarske učinkovitosti in mednarodne konkurenčnosti,
• zmanjševanje neugodnih vplivov na okolje,
• zmanjšanje odvisnosti od uvožene energije,
• povečanje učinkovitosti, s katero se izrabljajo skromni domači energijski viri,
• ohranjanje omejenih svetovnih energijskih zalog in
• zaviranje poviševanja cen energije v prihodnosti.
Da lahko določimo porabo primarne energije pri proizvodnji produktov v nekem procesnem
sistemu, je potrebno gledati na celoten energijski tok skozi ta sistem. Na podlagi zakona o
ohranitvi energije lahko popišemo energijsko bilanco za celoten sistem.
Prvi zakon termodinamike ne upošteva termodinamično kvaliteto energijskega vira, na
primer fosilnega goriva, temveč popiše samo energijo in toplotne izgube, ne nudi pa
informacij o kakovosti pretvorbe energije. Nasprotno pa drugi zakon termodinamike to
omogoča in pravi, da se vloženo delo v sistem, v celoti spremeni v toploto in notranjo
energijo, obratno pa se vsa vložena toplota ne more spremeniti v koristno delo. Zato je
potrebno definirati parameter, ki bo popisal maksimalno dosegljivo količino koristnega dela
v danem sistemu, z drugačnim energijskim virom. Uporabimo lahko izraz eksergija, ki
predstavlja največje tehnično delo, ki ga lahko dobimo iz sistema glede na stanje okolice, ki
6
je definirano s temperaturo okolice T0 in tlakom okolice p0. Tako lahko dobimo eksergijo E
iz notranje energije snovi z entalpijo H in entropijo S :
E = H – H0 – T0(S – S0), (2.1)
pri čemer pomeni E eksergijo, H entalpijo snovi, H0 entalpijo snovi pri temperaturi okolice
T0 in tlaku okolice p0, S entropijo snovi in S0 entropijo snovi pri temperaturi okolice T0 in
tlaku okolice p0.
Kakovostnejše so tiste energijske pretvorbe, pri katerih se večji del energije ohranja kot
eksergija.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
El.
ener
gija
Zem
eljs
kipl
in
Mes
tni
plin
Naf
ta
Ben
cin
Nas
ičen
apa
ra 4
bar
Voda
90/6
0°C
Voda
5/10
°C
∆E/
Q
Slika 2.1: Razmerje med eksergijsko in energijsko vrednostjo za nekatere oblike energije
(Vir: Lampret, 2004)
Na sliki 2.1 lahko vidimo eksergijske vrednosti, ki jih imajo posamezne oblike energije.
Električna energija se lahko vzame kot čista eksergija, ker se lahko v celoti porabi za delo,
medtem ko znaša eksergija pri toplotni energiji, npr. topli vodi v odvisnosti od njenega
temperaturnega režima le nekaj odstotkov.
Eksergijo toka snovi lahko zapišemo kot (Hammond, 2004)
( ) ( ) ( )∑ −+−−−=i
iiiNSSTHHE 0000 µµ . (2.2)
7
Pri tem predstavlja Ni število molov i-te komponente snovi, µi vrsta i-te komponente snovi
in µi0 vrsta i-te komponente snovi definirana s pogoji okolice. Eksergijska učinkovitost (ψ )
je definirana kot (Hammond, 2004):
1E/I1E/E ininout <−==ψ , (2.3)
pri čemer je ψ eksergijska učinkovitost, Eout eksergija snovi, ki izstopa iz procesa in Ein
eksergija snovi, ki vstopa v proces.
V realnem sistemu imamo eksergijske izgube ( lostE∆ ) zaradi nepovračljivosti (I), ki nam jih
podaja enačba:
0EEEI outinlost >−== ∆ . (2.4)
Maksimalna izboljšava eksergijske učinkovitosti za nek procesni sistem je dosežena takrat,
ko je lostE∆ minimalna. Van Gool (Hammond, 2004) predlaga za analizo različnih procesov
vpeljavo potenciala izboljšanja (angl. Improvement potential) (IP), ki je izražen z enačbo:
( )( )outin EEIP −−= ψ1 . (2.5)
Termodinamična kvaliteta nosilca energije (Θ), ki je definirana kot razmerje eksergije E in
entalpije toka H
HE=Θ , (2.6)
nam predstavlja eksergetski potencial toka. Tako velja za električno energijo:
1=Θ (2.7)
in za procesno toploto
−=
p
0
TT
1Θ , (2.8)
pri čemer T0 referenčno temperaturo (272 K) in Tp temperaturo procesa.
Na sliki 2.2 je prikazana temperaturna odvisnost termodinamične kvalitete toka od
procesnega temperaturnega razmerja.
8
Slika 2.2: Temperaturna odvisnost termodinamične kvalitete energijskega toka od
procesnega temperaturnega razmerja (Vir: Industrial energy analysis, thermodynamics and
sustainability, Hammond, 2004)
Z večanjem temperaturnega razmerja 0p TT raste tudi termodinamična kvaliteta, ki pa z
nižanjem temperature procesa pT hitro pada. Eksergijska analiza je pomembno orodje za
razumevanje kompleksnih energijskih sistemov in je čedalje bolj uporabljana tehnika pri
optimizaciji procesnih sistemov.
Pri procesnih sistemih je tako zelo pomembno temperaturno območje posameznih
procesov. Na sliki 2.3 je podana ta razdelitev za industrijski sektor Evropske unije. Pri tem
je enota 1 EJ (exa Joule) = 1x1018 J.
Term
odin
amič
na k
valit
eta,
Θ
Referenčno stanje: T0 = 272K
Procesne temperature, Tp/T0
Ute
koči
njen
nar
avni
plin
Vroče
vodn
o sk
ladi
šče
Vroča
obd
elav
a je
kla
Talil
na točk
a Tu
ngst
ena
Son
ce
9
Slika 2.3: Raba energije glede na procesno temperaturo v industrijskem sektorju Evropske
unije (Vir: Industrial energy analysis, thermodynamics and sustainability, Hammond, 2004)
Na sliki 2.4 je prikazana raba energije glede na njeno termodinamično kvaliteto.
INDUSTRIJSKE POTREBE PO ENERGIJI V EU-15
PROCESNE TEMPERATURE
SKUPAJ: 9,69 EJ (2000)
10
Slika 2.4: Raba energije glede na njeno termodinamično kvaliteto v industrijskem sektorju
Evropske unije (Vir: Industrial energy analysis, thermodynamics and sustainability,
Hammond, 2004)
2.2 Procesni sistemi, energija in okolje
Tako proizvodnja kot raba različnih oblik energije vplivata na obremenjevanje okolja in s
tem na kakovost življenja. Pri tem gre predvsem za onesnaževanje zraka, a tudi vode in tal s
številnimi škodljivimi snovmi v plinasti, kapljeviti in trdni obliki ter z odpadno toploto in s
sevanjem. Onesnaževanje zraka povzročajo emisije izstopnih plinov, ki izhajajo v ozračje iz
proizvodnih procesov in prometnih sredstev ter iz kurišč, kjer zgorevajo fosilna goriva.
Zelo pomembne so emisije CO2, ki so med glavnimi krivci za spremembo svetovne klime,
ker povzročajo učinek tople grede. Koncentracija CO2, ki zadržuje oddajanje toplote in tako
povečuje globalno temperaturo, se je v zadnjih dveh stoletjih krepko povečevala.
Potrebno je bilo nekaj spremeniti, zato je bil sprejet Kyotski protokol. To je mednarodni
sporazum, ki je namenjen zmanjšanju izpusta toplogrednih plinov v industrijskih državah.
Protokol je bil podpisan leta 1997 v japonskem mestu Kyoto in predvideva zmanjšanje
INDUSTRIJSKI DIAGRAM ENTALPIJA / KVALITETA ZA EU-15
TERMODINAMIČNA KVALITETA (Θ)
SKUPAJ: 13,47 EJ (2000)
11
svetovnih emisij za 5 odstotkov v obdobju 2008 – 2012, glede na izhodiščno leto 1990.
Evropska unija EU-15 se je obvezala za znižanje emisij CO2 za 8 % glede na izhodiščno
leto 1990, v letih 2008 – 2012.
Na sliki 2.5 je viden scenarij emisij ogljika v energetskem sektorju EU-15.
Slika 2.5: Scenarij emisij ogljika v energetskem sektorju EU-15 (Vir: Industrial energy
analysis, thermodynamics and sustainability, Hammond, 2004)
Na sliki 2.6 je podan scenarij virov primarne energije in odvisnost od uvoza za EU-15.
EMISIJE OGLJIKA
CILJ KYOTA
EMISIJE OGLJIKA V ENERGETSKEM SEKTORJU EU-15
ZGODOVINA (2002) OSNOVNI SCENARIJ EU
LETO
INTENZIVNOST OGLJIKA
12
Slika 2.6: Scenarij oskrbe z viri primarne energije in odvisnost od uvoza za EU-15 (Vir:
Industrial energy analysis, thermodynamics and sustainability, Hammond, 2004)
Vsaka država podpisnica Kyotskega sporazuma je določila svoje ciljne vrednosti. Slovenija
je sprejela obveznost, da bo zmanjšala emisije toplogrednih plinov leta 2010 za 8 % v
primerjavi z letom največjih emisij, leta 1986 (Tomšič, 1998). Emisije CO2 predstavljajo
blizu 70 % toplogrednih plinov. V Sloveniji so bile emisije CO2 leta 1996 že višje kot v
referenčnem letu 1986. Pri tem je bila struktura emisij: elektroenergetika 5 Mt CO2, promet
4,3 Mt CO2 in ostala poraba (industrija in gospodinjstva) 5,8 Mt CO2. Leta 2010 bi vseh
emisij CO2 smelo biti le 13,5 Mt. Čeprav je elektroenergetika zmanjšala emisije za milijon
ton, pa bo zelo težko doseči želeno zmanjšanje v prometu, kjer so se v 10-ih letih emisije
skoraj podvojile. Eden izmed pomembnejših ukrepov za zmanjšanje emisij CO2 je v tem
kontekstu sočasna proizvodnja toplote in elektrike ter uporaba zemeljskega plina, kot
prednostnega goriva v kogeneracijskih postrojih, ker v primerjavi z drugimi fosilnimi gorivi
nastopajo najmanjše emisije CO2, kar lahko vidimo na sliki 2.7.
OBNOVLJIVI V
ZGODOVINA OSNOVNI SCENARIJ
ZALOGE PRIMARNE ENERGIJE V EU-15
UVOZNA ODVISNOST
NAFTA
ZEM. PLIN PRIMARNA ENERGIJA
TRDA GORIVA
JEDRSKA EN
LETO
13
0,40
0,330,28 0,26
0,20
Rjavi premog Črni premog Težko kurilnoolje
Lahko kurilnoolje
Zemeljski plin
Slika 2.7: Faktor emisij CO2 pri uporabi različnih vrst fosilnih goriv [kg CO2/kWh] (Vir:
Prilagajanje EU in obveznosti iz Kyota, Tomšič, 1998)
Ekološke dajatve oziroma takse prinašajo vse pozitivne elemente ekonomskih
instrumentov. Predstavljajo nov proračunski vir, motivirajo subjekte k manjšemu
obremenjevanju okolja in spreminjajo razširjeno gledanje o možnosti brezplačnega
onesnaževanja naravnega okolja. Taksa za obremenjevanje zraka z emisijo ogljikovega
dioksida se v Sloveniji plačuje od 1. januarja 1997 (Tomšič, 1998). Slovenija je prva izmed
srednje in vzhodnoevropskih držav uvedla takso na CO2. Med evropskimi državami s
tradicionalno tržnim sistemom, pa so davek na emisije CO2 pred Slovenijo uvedle Finska
leta 1990, Švedska in Norveška leta 1991, Danska leta 1992 in Nizozemska leta 1996.
Višina takse v Sloveniji od marca 1998, ko je bila potrojena, znaša 3 SIT/kg CO2. Za
zemeljski plin ta znaša 5,7 SIT/Sm3. Povišanje takse na CO2 je v Sloveniji sprožilo
negodovanje gospodarskih subjektov, zato so ti, v skladu z Uredbo o spremembah in
dopolnitvah uredbe o taksi za obremenjevanje zraka z emisijo ogljikovega dioksida, na
Ministrstvu za okolje in prostor pridobili količinsko dovoljenje za nakup (porabo) goriva, ki
ni obremenjeno s takso na CO2. Tudi v drugih državah, ki so uvedle davek na CO2, med
zavezanci gospodarstvo plačuje davek na CO2 po nižji davčni stopnji od gospodinjstev,
predvsem zaradi bojazni pred poslabšanjem konkurenčnosti lastnega gospodarstva v
primerjavi z gospodarstvi, kjer davek na CO2 še ni uveden ali je uveden na znatno nižji
ravni. Države, ki so davek na CO2 že uvedle, se zato zavzemajo za mednarodni dogovor na
ravni Evropske Unije ali celo na svetovni ravni, saj bi se s tem izenačili pogoji
gospodarjenja v državah, ki bi sprejele dogovor. Taki dogovori pa zaenkrat še niso uspešni.
Dokler ne bo dogovora na meddržavni ravni, pa bodo države, ki so uvedle davek na CO2, še
14
naprej privilegirale v lobije organizirano gospodarstvo in obremenjevale z davkom na CO2
predvsem gospodinjstva, ki so, tako v tujini kot tudi v Sloveniji, manj motivirana in slabše
organizirana pri zoperstavljanju dodatnemu obdavčenju (Tomšič, 1998).
V letu 2005 so evropske države pričele s trgovanjem z dovolilnicami za emisije CO2. Med
prvimi je bila tudi Slovenija. Trgovanje se odvija na celotnem evropskem prostoru.
Dovolilnice za emisije CO2 pomenijo, da ima imetnik pravico emitirati CO2 zaradi porabe
goriva v odobrenem obsegu. Če bo emitiral več, bo moral dovolilnice dokupiti oziroma, če
bo emitiral manj, jih bo lahko prodal. Na splošno pa so količine dovolilnic omejene.
Za postavitev trdnih temeljev pri energetski oskrbi procesnih sistemov, si moramo ogledati
energetsko politiko okolja, v katerem se nahajamo. Energetska politika EU ima tri ključne
cilje:
• varnost dobave,
• konkurenčnost in
• varovanje okolja.
V skladu s cilji energetske politike so specifični okoljski cilji energetske politike EU o
okoljski integraciji (kot natančneje opredeljuje sporočilo Evropske Komisije o okoljski
integraciji v okviru energetske politike Skupnosti iz leta 1998 (Statistični urad RS, 2005)
naslednji:
• zmanjšati vpliv proizvodnje in rabe energije na okolje,
• spodbujati varčevanje z energijo in učinkovito rabo,
• povečati delež proizvodnje in rabe čistejših oblik energije.
Pri tem se lahko opredelimo na nekaj osnovnih vprašanj, da bi tako zagotovili sistematično
vrednotenje vseh vidikov okoljske integracije energetskega sektorja.
- Ali se je zmanjšal vpliv rabe energije na okolje?
Skupne emisije toplogrednih plinov v EU so v obdobju med 1990 in 2000 upadle kot je
vidno na sliki 2.8, vendar so emisije iz proizvodnje in rabe energije z daleč največjim
deležem upadle precej manj, kar kaže na to, da je v naslednjem desetletju težko pričakovati
bistveno zmanjšanje skupnih emisij.
15
Slika 2.8: Spremembe količine emisij toplogrednih plinov, ki izhajajo iz proizvodnje in
rabe energije, v gospodarskem sektorju EU-15, 1990–99 (Vir: Energija in okolje v EU,
Evropska agencija za okolje)
Kot je vidno na sliki 2.9 večini držav članic v letih 1990-2000 ni uspelo zmanjšati emisij
toplogrednih plinov v skladu z njihovo udeležbo v obveznosti EU v okviru Kyotskega
protokola.
Slika 2.9: Uspešnost zmanjševanja skupnih emisij toplogrednih plinov in emisij
toplogrednih plinov, ki izhajajo iz proizvodnje in rabe energije, glede na zastavljene cilje iz
Kjotskega protokola iz leta 1999 (Vir: Energija in okolje v EU, Evropska agencija za
okolje)
Slika 2.10 prikazuje spremembe v količini skupnih emisij dušikovih oksidov in emisij iz
proizvodnje in rabe energije. Emisije žveplovega dioksida iz proizvodnje in rabe energije so
v obdobju od leta 1990 do leta 1992 znatno upadle. To je ključni razlog, da lahko EU in
16
večina držav članic pričakujejo dosego cilja za zmanjšanje skupnih emisij žveplovega
dioksida do leta 2010.
Slika 2.10: Spremembe v količini skupnih emisij dušikovih oksidov in emisij iz
proizvodnje in rabe energije, EU-15, 1990–1999 (Vir: Energija in okolje v EU, Evropska
agencija za okolje)
Prav tako so se zmanjšale emisije žveplovega dioksida, kot je vidno na sliki 2.11 .
Slika 2.11: Emisije žveplovega dioksida v sektorju električne energije, EU-15, 1990–99
(Vir: Energija in okolje v EU, Evropska agencija za okolje)
Na zmanjšanje emisij dušikovih oksidov so precej pripomogle nacionalne zakonodaje, tako
da se predvideva uresničitev ciljev za leto 2010 o zmanjšanju skupnih emisij dušikovih
17
oksidov, kot to določa direktiva o zgornjih mejah emisij za nekatera onesnaževala v zraku
po državah.
Visoko radioaktivni odpadki iz proizvodnje jedrske energije se še naprej kopičijo, kot je
vidno na sliki 2.12. Splošno sprejemljiv način odlaganja je potrebno še opredeliti.
Slika 2.12: Letne količine iztrošenega jedrskega goriva iz jedrskih elektrarn EU-15 (Vir:
Energija in okolje v EU, Evropska agencija za okolje)
- Ali porabimo manj energije?
Eden od ciljev strategije EU za vključitev okoljskih ocen in razmišljanj v energetsko
politiko je okrepitev varčevanja z energijo. Stroškovno učinkovito varčevanje z energijo
ima številne prednosti: zmanjšuje obremenitev okolja, izboljšuje konkurenčnost in
omogoča državam, da so manj odvisne od uvoza energije.
18
Slika 2.13: Končna energetska potrošnja in rast potrošnje električne energije, EU-15, 1990–
1999 (Vir: Energija in okolje v EU, Evropska agencija za okolje)
Kot je vidno na sliki 2.13 je raba električne energije v EU v obdobju od leta 1990 do leta
1999 še naprej naraščala. Potrošnja električne energije v EU je v obdobju od leta 1990 do
leta 1999 naraščala hitreje kot končna energetska potrošnja, ki je vidna na sliki 2.14.
Slika 2.14: Končna energetska potrošnja (Vir: Energija in okolje v EU, Evropska agencija
za okolje)
19
- Kako hitro se izboljšuje energetska učinkovitost?
EU kot celota si je zastavila okvirni cilj, da v obdobju od leta 1998 do leta 2010 zmanjša
energetsko intenzivnost končne potrošnje (raba energije na enoto bruto domačega
proizvoda) v povprečju za 1 % na leto, poleg tega "kar naj bi sicer že dosegli". Intenzivnost
rabe energije v gospodarstvu EU se je v obdobju 1990-1999 zmanjšala za 0,9 % letno.
Počasen ritem zniževanja intenzivnosti rabe energije je posledica mešanice na splošno
nizke prioritetne stopnje za tovrstne politike, obilne dobave energije in nizke cene fosilnih
goriv v tem obdobju. Le precejšnje zmanjšanje v Nemčiji, zaradi izboljšav pri izkoristku
energije, je preprečilo rast skupne energetske intenzivnosti. Prav tako je prišlo do izrazitega
zmanjšanja tudi v Luksemburgu, kot posledica enkratnih sprememb (zaprtje obrata za
predelavo jekla) in na Irskem zaradi visoke rasti energetsko manj intenzivnih oblik
industrije in sektorja storitev. Vpeljava politik za učinkovito izrabo energije je na Danskem
in Nizozemskem igrala pomembno vlogo pri zmanjševanju rabe v teh državah.
Celoten izkoristek pretvorbe primarne energije v uporabno v obdobju od leta 1990 do leta
1999 se ni izboljšal, saj je večji izkoristek v postopku pretvorbe nadomestil večji delež
pretvorjenega goriva (npr. električne energije, naftnih derivatov) za končno energetsko
potrošnjo.
Sočasna proizvodnja toplote in električne energije (CHP) se izogne večini izgube odpadne
toplote, ki je povezana s proizvodno električne energije, saj proizvaja tako toploto kot
električno energijo kot uporabna izdelka. EU si je zastavila prednostni cilj, da do leta 2010
proizvede 18 % električne energije iz CHP. Tega cilja morda ne bo mogoče doseči, ker
vlaganja v CHP v EU, predvsem v Nemčiji, na Nizozemskem in v Združenem kraljestvu
ovirajo naraščajoče cene zemeljskega plina (prevladujoče gorivo za CHP), padajoče cene
električne energije in negotovost povezana z razvojem trgov električne energije ob širitvi
liberalizacije. Nemški zakon o CHP, sprejet v začetku leta 2002, predstavlja primer, kako je
mogoče ublažiti tovrstni položaj s pomočjo številnih podpornih mehanizmov, vključno z
dogovorjenimi nabavnimi cenami električne energije za že obstoječe obrate CHP in za nove
manjše enote. Izkoristek proizvodnje električne energije iz fosilnih goriv se je v obdobju
med letom 1990 in 1999 izboljšal, vendar je raba električne energije iz fosilnih goriv rasla
hitreje in tako prevladala nad koristmi, ki so jih za okolje prestavljale te izboljšave. Delež
električne energije iz sočasne proizvodnje toplote in električne energije (CHP) v EU je v
obdobju med leti 1994 in 1998 narasel kot je vidno iz slike 2.15.
20
Slika 2.15: Delež celotne proizvodnje električne energije iz soproizvodnje toplote in
električne energije leta 1994 in leta 1998 (Vir: Energija in okolje v EU, Evropska agencija
za okolje)
Na sliki 2.16 je vidna letna sprememba končne energetske intenzivnosti v EU-15 za
obdobje 1990–1999.
Slika 2.16: Letna sprememba končne energetske intenzivnosti, EU-15, 1990–1999 (Vir:
Energija in okolje v EU, Evropska agencija za okolje)
- Ali prehajamo na goriva, ki manj onesnažujejo?
V rabi energije še vedno prevladujejo fosilna goriva, vendar je bila obremenitev okolja
nekoliko omiljena zaradi prehoda s premoga in lignita na relativno čistejši zemeljski plin. V
proizvodnji električne energije še vedno prevladujejo fosilna goriva in jedrska energija.
21
Prehod s premoga in lignita na zemeljski plin je bil za okolje koristen, kot je vidno na sliki
2.17.
Slika 2.17: Skupna raba energije po virih v EU-15 (Vir: Energija in okolje v EU, Evropska
agencija za okolje)
V obdobju od leta 1990 do leta 1999 so emisije ogljikovega dioksida iz proizvodnje
električne energije upadle za 8 % in to kljub 16 % povečanju količine proizvedene
električne energije, kot je vidno na sliki 2.18.
Slika 2.18: Proizvodnja električne energije glede na vir v EU-15 (Vir: Energija in okolje v
EU, Evropska agencija za okolje)
- Kako hitro se uvajajo tehnologije izrabe obnovljivih virov energije?
Okvirni cilj EU je 12 % delež obnovljivih virov energije v skupnem obsegu rabe energije
do leta 2010. Podobno bo morala približno dvakrat hitreje rasti proizvodnja električne
22
energije iz obnovljivih virov energije, da bi dosegli okvirni cilj EU, in sicer 22,1 % bruto
rabe energije iz obnovljivih virov energije do leta 2010.
Finančne, davčne in upravne ovire, zmanjšana gospodarska konkurenčnost nekaterih
obnovljivih virov in pomanjkljivo informiranje ter nezaupanje vlagateljev ovirajo razvoj
obnovljivih virov energije. Obstajajo seveda tudi spodbudni znaki, ki kažejo, da lahko
razvoj obnovljivih virov energije bistveno pospešimo s pravilno kombinacijo podpornih
ukrepov. Tak primer je bila hitra širitev proizvodnje in rabe električne energije iz vetra in
sonca, ki so jo v EU spodbudile predvsem Danska (samo veter), Nemčija in Španija ter je
šlo za podporne ukrepe v obliki subvencij za zagotavljanje ugodnih fiksnih cen. Podobno so
v obdobju od leta 1990 do leta 1999 Avstrija, Nemčija in Grčija prispevale 80 % novih
sončnih termalnih obratov v EU. Razvoj sončnih termalnih obratov v Avstriji in Nemčiji je
omogočila aktivna vladna politika, ki so jo še okrepili programi subvencij in
komunikacijske strategije, medtem ko so v Grčiji ta razvoj omogočile predvsem državne
subvencije. Na sliki 2.19 in 2.20 so vidni deleži energije iz obnovljivih virov in deleži
obnovljivih virov pri proizvodnji električne energije v EU-15.
Slika 2.19: Delež skupne rabe energije iz obnovljivih virov energije (Vir: Energija in okolje
v EU, Evropska agencija za okolje)
23
Slika 2.20: Delež rabe električne energije iz obnovljivih virov energije, 1999 (Vir: Energija
in okolje v EU, Evropska agencija za okolje)
Obnovljivi viri energije zelo malo prispevajo k vedno večji porabi v prometnem sektorju.
Po osnutku direktive EU za podporo uporabi bioloških goriv v prometu, bi skoraj 6 % nafte
in dizelskega goriva za promet moralo biti do leta 2010 biološkega izvora. Dejstvo je, da je
proizvodnja teh goriv energetsko intenzivna in se bo za svoj delež lahko še borila proti
drugim virom energije. Dodatno skrb predstavlja stopnja dušikovih oksidov in trdnih delcev
iz bioloških goriv.
Delež bioloških goriv v skupni porabi energije v obdobju od leta 1990 do leta 1999 je le
rahlo zrasel. Predvidevanja glede bodočih potreb po energiji kažejo, da se mora delež
energije iz obnovljivih virov več kot podvojiti, da bi lahko EU dosegla okvirni cilj: 12 %
delež do leta 2010.
Delež bioloških goriv v rabi električne energije v EU v obdobju od leta 1990 do leta 1999 je
rahlo zrasel. Predvidevanja glede bodočih potreb po električni energiji kažejo, da se mora
delež električne energije iz obnovljivih virov podvojiti, da bi lahko EU dosegla okvirni cilj
22,1 % delež do leta 2010.
24
- Ali se usmerjamo k cenovnemu sistemu, ki bolje vključuje okoljske stroške?
Trenutno cene energije ne izražajo celotnih družbenih stroškov, saj pogosto ne upoštevajo
posledic proizvodnje in rabe energije za človekovo zdravje in okolje. Te eksterne stroške za
električno energijo lahko ocenimo na približno 1–2 % bruto domače proizvodnje EU,
kažejo pa, da v proizvodnji energije prevladujejo onesnažujoča fosilna goriva. V splošnem
so cene energije med leti od 1985 do 2001 padle in niso spodbujale varčevanja z energijo.
Kljub povečani obdavčitvi od leta 1985 do leta 2001, so cene večine goriv padle in se je
skupno povpraševanje po energiji povečalo. V kolikor fosilna goriva zagotavljajo več kot
polovico električne energije v EU, bi bilo treba zvišati cene ob upoštevanju eksternih
stroškov proizvodnje električne energije. Subvencije še vedno usmerjajo energetski trg k
fosilnim gorivom, kljub obremenitvi za okolje, ki jo ta goriva predstavljajo. Poraba za
raziskave in razvoj v EU se je zmanjšala prav v obdobju, ko bi potrebovali inovacije za
razvoj manj onesnažujočih tehnologij.
V industrijskem okolju je glavni cilj pri energijskem managementu zanesljiva, kvalitetna in
učinkovita raba energije v luči trajnostnega razvoja podjetja. Seveda se mora pri tem
upoštevati globalne dejavnike in lokalne specifičnosti na energetskem področju. To je še
posebnega pomena pri večjih spremembah na trgu, kot smo jim priča sedaj v Sloveniji. Z
vstopom v Evropsko Unijo je postala Slovenija del velikega trga na področju energije.
Energija je postala blago s svojimi zahtevami, kakovostjo in ceno. Kar se je zgodilo že v
drugih sektorjih, je bilo potrebno storiti še na področju skupnega trga energije. Prvi korak k
temu sta direktivi 96/92/EC in 2003/54/EC, ki definirata splošna pravila za notranji trg z
električno energijo ter direktivi 98/30/EC in 2003/55/EC, ki definirata splošna pravila za
notranji trg z zemeljskim plinom. Direktive so namenjene temu, da se prilagodijo pravila
prostega trgovanja v vseh državah članicah EU in s tem omogočijo transparenten in
nediskriminatoren dostop do elektroenergetskih in plinovodnih omrežij.
V Sloveniji se bo trg z energijo popolnoma odprl do 1. 7. 2007 in tako omogočil vsem
odjemalcem izbiro dobavitelja energije na področju celotne EU. Popolno odprtje trga z
električno energijo in zemeljskim plinom zahteva nadaljnji razvoj ob upoštevanju slovenske
tranzicije in s tem spremenjenih lastninskih odnosov v smeri zaščite lažje ranljivih
odjemalcev, zagotavljanju kakovostne dobave in upoštevanju trajnostnega razvoja. Cilji
slovenske energetske politike so združeni v tri stebre trajnostnega razvoja, ki opredeljujejo
25
zanesljivost oskrbe z energijo, konkurenčnost oskrbe in vplive ravnanja z energenti in
energijo na okolje (Statistični urad RS, 2004). Vidik zanesljivosti oskrbe z energijo je
izražen v dolgoročnem ohranjanju razpoložljivosti energetskih virov na ravni, ki bo
primerljiva s sedanjo ravnjo oskrbe z električno energijo iz domačih energetskih virov,
najmanj v obsegu 75 % sedanje porabe. Instalirana moč elektrarn v elektroenergetskem
sistemu na ozemlju Slovenije mora biti pri tem dolgoročno vsaj 45 % višja od največje
konične moči porabe (Statistični urad RS, 2004). Pri tem je potrebno stalno povečevanje
tehnične zanesljivosti delovanja energetskih omrežij, uvajanje ukrepov učinkovite rabe
energije in rabe obnovljivih virov energije in ohranjanje sedanjega ali vsaj večinskega
lastništva deleža države v podjetjih državnega pomena pri oskrbi z energijo. Zagotavljanje
konkurenčnosti oskrbe z energijo se bo nadaljevalo v smeri pospešenega odpiranje trgov z
električno energijo in z zemeljskim plinom, z ločitvijo cenovne politike od mehanizmov
spodbujanja razvoja energetskih podjetij s strokovno in neodvisno regulacijo energetskih
trgov, s pravno in funkcionalno ločitvijo med proizvajalci in dobavitelji električne energije
in zemeljskega plina ter z zagotavljanjem razmer za pregledno, varno in učinkovito
delovanje organiziranih trgov energije. Trajnostni razvoj temelji na izboljševanju
učinkovitosti rabe energije do leta 2010 glede na leto 2004 za 10 do 15 % v industrijskem
in storitvenem sektorju, pri rabi energije v stavbah, v javnem sektorju in v prometu pa za 10
% glede na leto 2004. Delež električne energije iz kogeneracije naj bi se podvojil z 800
GWh v letu 2000 na 1600 GWh v letu 2010, delež obnovljivih virov energije v primarni
energetski bilanci z 8,8 % v letu 2002 na 12 % v letu 2010, pri tem bi se povečal njihov
delež pri oskrbi s toploto iz 22 % na 25 % v letu 2010 in pri proizvodnji električne energije
iz 32 % na 33,6 % v letu 2010 ter z do 2 % deležem biogoriv za transport do konca 2005.
Strategija energijske oskrbe v Sloveniji temelji na nižji rasti BDP in izvajanju ukrepov
učinkovite rabe energije, obnovljivih virov energije, intenzivnejši oskrbi z zemeljskim
plinom. Tako naj bi se celotna poraba zemeljskega plina povečala iz 930 mio Sm3 v letu
1997, oziroma 1012 mio Sm3 v letu 2000 na 1187 mio Sm3 v letu 2005, oziroma 1434 mio
Sm3 v letu 2010. Samo v industriji pa se predvideva povečanje iz 732 mio Sm3 v letu
1997, oziroma 696 mio Sm3 v letu 2000 na 764 mio Sm3 v letu 2005, oziroma 786 mio
Sm3 v letu 2010 (Statistični urad RS, 2004).
Na osnovi statističnih podatkov (Statistični urad RS, 2004) si oglejmo še stanje v Sloveniji
za obdobje 1999-2003. Od leta 1999 je proizvodnja električne energije na pragu vsako leto
26
naraščala, v letu 2003 pa se je zmanjšala za 5 %, kot posledica sušnega leta in s tem za 7 %
manjše proizvodnje hidroelektrarn. Končna poraba električne energije se je povečala za 6
%. Lignit je bil še vedno zelo pomemben energetski vir za proizvodnjo električne energije,
saj se je skoraj ves razpoložljivi lignit (99 %) porabil za transformacijo. V letu 2003 se je
proizvodnja lignita, glede na prejšnje leto povečala za 4 %. Proizvodnja rjavega premoga se
je v primerjavi s prejšnjim letom zmanjšala za 5 %. Med tekočimi gorivi se je v 2003
opazno zmanjšala poraba neosvinčenega motornega bencina 98 (za 14 %) in 95 (za 2 %)
glede na leto 2002. V zadnjih letih pa močno narašča poraba dizelskega goriva. V letu 2003
se je glede na leto 2002 poraba povečala za 9 %, glede na leto 2000 pa kar za 39 %. Poraba
zemeljskega plina se je po rahlem upadu v letu 2002 (ta je bil predvsem posledica mile
zime) v letu 2003 spet povečala – najbolj v transformacijah (za 41 %) in v končni porabi
zemeljskega plina v gospodinjstvih (za 26 %). Proizvodnja toplotne energije je v letu 2003
narasla za 7 % glede na leto 2002. Končna poraba energije v Sloveniji se je v letu 2002
povečala za 3 %. Ker se je domača proizvodnja primarne energije zmanjšala za 2 %, se je
porast končne porabe odrazil v 6-odstotnem povečanju energetske odvisnosti. Ta je zdaj 52-
odstotna. V letu 2003 se je močno povečala poraba električne energije na prebivalca (za 8
%). Povečanje bi bilo še večje, če se ne bi za 2 % izboljšala energetska učinkovitost. Delež
obnovljivih virov v oskrbi z energijo se je od leta 2002 z 11,2 % zmanjšal v letu 2003 na
10,8 %. V Sloveniji je bilo v letu 2003 23 % električne energije proizvedene iz obnovljivih
virov (Statistični urad RS, 2004). V tabeli 2.1 so podani energetski kazalniki za Slovenijo v
letih 2000-2003.
27
Enota 2000 2001 2002 2003 03/02
Domača proizvodnja 1000 toe 3122 3211 3363 3284 -2.3%
Oskrba z energijo 1000 toe 6360 6606 6761 6809 0.7%
Končna poraba 1000 toe 4567 4549 4709 4842 2.8%
Energetska odvisnost % 50.9 48.2 48.3 52.4 6.2%
Energetska učinkovitost % 71.8 70.4 69.6 71.1 2.1%
Energetska intenzivnost
oskrba z energijo / BDP
toe/mioEUR2000 309 312 310 302 -2.5%
Energetska intenzivnost
končna poraba / BDP
toe/mioEUR2000 222 219 216 215 -04%
Poraba električne
energije/BDP
MWh/mioEUR2000 518 523 546 563 3.0%
Oskrba z energijo na
prebivalca
toe/preb. 3230 3350 3389 3467 2.3%
Končna poraba na
prebivalca
toe/preb. 2318 2354 2360 2466 4.5%
Poraba električne energije
na prebicalca
kWh/preb. 5413 5616 5973 6455 8.1%
Delež obnovljivih virov
energije v oskrbi z energijo
% 11.9 11.7 11.2 10.8 -3.3%
Delež obnovljivih virov
energije v proizvodnji
električne energije
% 26.6 26.7 23.9 23.2 -2.8%
Tabela 2.1: Energetski kazalniki za Slovenijo, 2000-2003 (Vir: Statistične informacije, 18
Energetika, Statistični urad RS)
Danes smo v svetu soočeni s pomanjkanjem energije. Lokalno pomanjkanje električnih
kapacitet je vedno bolj pogosto v mnogih delih Evrope. Po uveljavitvi skupnega
28
energetskega trga je bilo potrebno določiti smernice za povečevanje zanesljivosti
energetskega sistema in pospeševanje čistih in učinkovitih tehnologij. Ekološke dajatve
utegnejo v prihodnosti postati zelo pomemben element za spodbujanje vpeljevanja
kogeneracije v procesne sisteme. Na področju sočasne proizvodnje toplote in elektrike je
cilj direktive (The European Parliament and the Council of the European Union, 2004)
postavitev skupnih okvirjev za pospešeno uveljavljanje in gradnjo tovrstnih sistemov na
osnovi lokalnih potreb po koristni toploti. Direktiva omogoča državam članicam, da
ustanovijo nacionalno podporo za postavitev objektov, ne da bi pri tem ogrozila energijski
trg.
Uresničitev plana direktive se odraža v dveh fazah:
- v skladni metodologiji za izračunavanje proizvedene električne energije pri
kogeneraciji in
- v vzpostavljeni metodologiji za določitev učinkovitosti kogeneracijskega sistema.
Faza 1: Direktiva pravi, da se celotna količina proizvedene električne energije obravnava
kot proizvedena v procesu kogeneracije, če je dosežena celoletna 75% učinkovitost (80% za
kombinirane plinsko – parne turbine in kondenzacijske parne turbine). Če je celotna
učinkovitost manjša od zgoraj navedene, se količina proizvedene električne energije pri
kogeneraciji izračuna na sledeč način:
moverprimeCHPCHP KHE _= , (2.4)
kjer HCHP in ECHP predstavljata toploto (HCHP) in električno energijo (ECHP) proizvedeno v
kogeneracijskem procesu, Kprime mover pa predstavlja razmerje med električno energijo in
toplota ter se spreminja od 0,45 do 0,95 glede na način proizvodnje električne energije.
Faza 2: Učinkovitost kogeneracije se določi z izračunom prihrankov primarne energije,
PES (angl. primary energy saving):
%100//
11
+−=
ηηηη EEHH REFCHPREFCHPPES , (2.5)
kjer je ηHCHP in ηECHP predstavljata povprečno toplotno in električno učinkovitost
kogeneracijskega procesa med letnim obratovanjem, ηHREF in ηEREF predstavljata
29
referenčno toplotno in električno učinkovitost pri ločeni proizvodnji. Postrojenje, ki doseže
PES večje kot 10 %, je obravnavano kot učinkovito.
Direktiva napoveduje, da bodo do 21. 2. 2006 postavljeni referenčni okvirji za določanje
učinkovitosti kogeneracijskih naprav:
- kogeneracijski sistemi in ločena proizvodnja se bodo primerjali za enako kategorijo
goriva,
- vsak kogeneracijski sistem se bo primerjal z najboljšo možno tehnološko in
finančno upravičeno ločeno proizvodnjo,
- referenčne vrednosti učinkovitosti kogeneracijskih sistemov starejših kot 10 let, se
bo določila starost 10 let,
- referenčne vrednosti učinkovitosti za ločeno proizvodnjo se bodo odražale v
klimatskih razlikah med posameznimi članicami unije.
Pričakujemo lahko, da bodo referenčne vrednosti učinkovitost novih kotlov za proizvodnjo
toplote v primeru ločene proizvodnje bile 90 % in 85 % za kotle na trda in tekoča goriva, 55
% učinkovitost za proizvodnjo električne energije v plinskih elektrarnah in 42 %
učinkovitost v termoelektrarnah.
V letu 1998 je bilo povprečje EU 15 na področju kogeneracijske prizvodnje 11 % vse
proizvedene električne energije (Evropska agencija za okolje, 2002), direktiva 2004/8/EC
pa postavlja za cilj 18 % vključitev sočasne proizvodnje toplotne in električne energije v
leto 2010. Posamezne države imajo različno podporo tem programom. Kot primer si
oglejmo sosednjo Italijo, kjer je bila prva zakonodaja o kogeneraciji predstavljena že leta
1982 in se je od tedaj samo še dopolnjevala in izboljševala. Po njihovi zakonodaji je visoko
učinkovit sistem tak, ki izpolnjuje sledečo enačbo (Cardona, 2005):
19,051,0
51,051,0151,01
9,0≥+⇒>
−
−−+fffff E
HE
EEE
EH
EE . (2.6)
E predstavlja elektriko, H toploto na izstopu ter Ef gorivo na vstopu na letni osnovi.
30
2.3 Analiza cen energentov
Če želimo imeti primerjalno analizo med različnimi možnostmi energetske oskrbe
procesnih sistemov, potrebujemo cenovno primerjavo med različnimi energenti. Poleg
stroška vzdrževanja in investicijskih stroškov, so cene energije in njihov trend odločilnega
pomena pri vzpostavitvi in nadgradnji energetskega sistema v procesnih sistemih.
Osredotočili smo se predvsem na cene električne energije in plina za industrijo in sicer za
Slovenijo in Evropsko unijo.
Električna energija
Cena za porabniško skupino Dc po klasifikaciji EU, ki je po definiciji najbližja
slovenskemu povprečnemu gospodinjstvu, je v obdobju julij 2004 – januar 2005 znašala
24,77 SIT/kWh in dosega 79 % tehtane povprečne maloprodajne cene v EU. Cena brez
davka za porabniško skupino Ib v industriji je januarja 2004 znašala 15 SIT/kWh in je
predstavljala 89 % povprečne utežne cene z davki v EU, junija 2004 pa 23,18 SIT/kWh in
je predstavljala 92 % tehtane povprečne cene brez davkov v EU. Cena brez davka za
porabniško skupino Ig v industriji je junija 2004 znašala 10,83 SIT/kWh in je predstavljala
84 % tehtane povprečne cene brez davkov v EU. Za električno energijo so standardne
porabniške skupine za industrijo podane v tabeli 2.2.
Ia letna poraba 30 MWh, moč 30 kW
Ib letna poraba 50 MWh, moč 50 kW
Ic letna poraba 160 MWh, moč 100 kW
Id letna poraba 1250 MWh, moč 500 kW
Ie letna poraba 2000 MWh, moč 500 kW
If letna poraba 10000 MWh, moč 2500 kW
Ig letna poraba 24000 MWh, moč 4000 kW
Ih letna poraba 50000 MWh, moč 10000 kW
Ii letna poraba 70000 MWh, moč 10000 kW
Tabela 2.2: Standardne porabniške skupine za industrijo za električno energijo
31
Na sliki 2.21 so cene električne energije brez davkov za industrijo v Sloveniji. Slika 2.22
predstavlja skupini Ib z letno porabo 50 MWh in močjo 50 kW ter Ig z letno porabo 24000
MWh in močjo 4000 kW.
Cena električne energije brez davkov za industrijo v Sloveniji
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
1992
M01
1992
M07
1993
M01
1993
M07
1994
M01
1994
M07
1995
M01
1995
M07
1996
M01
1996
M07
1997
M01
1997
M07
1998
M01
1998
M07
1999
M01
1999
M07
2000
M01
2000
M07
2001
M01
2001
M07
2002
M01
2002
M07
2003
M01
2003
M07
2004
M01
2004
M07
2005
M01
leto
cena
(SIT
/kW
h)
Ia Lb Ic Id Ie If Ig Ih Ii
Slika 2.21: Cene električne energije brez davkov za industrijo v Sloveniji
Cena električne energije brez davkov za industrijo v Sloveniji
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
1992
M01
1992
M07
1993
M01
1993
M07
1994
M01
1994
M07
1995
M01
1995
M07
1996
M01
1996
M07
1997
M01
1997
M07
1998
M01
1998
M07
1999
M01
1999
M07
2000
M01
2000
M07
2001
M01
2001
M07
2002
M01
2002
M07
2003
M01
2003
M07
2004
M01
2004
M07
2005
M01
leto
cena
(SIT
/kW
h) Ib Ig
Slika 2.22: Cene električne energije brez davkov za industrijo za skupini Ib in Ig
Na sliki 2.23 in 2.24 so podane cene električne energije z vsemi davki za obdobje januar
1992 – januar 2005.
32
Cena električne energije z vsemi davki za industrijo v Sloveniji
0
5
10
15
20
25
30
35
4019
92M
01
1992
M07
1993
M01
1993
M07
1994
M01
1994
M07
1995
M01
1995
M07
1996
M01
1996
M07
1997
M01
1997
M07
1998
M01
1998
M07
1999
M01
1999
M07
2000
M01
2000
M07
2001
M01
2001
M07
2002
M01
2002
M07
2003
M01
2003
M07
2004
M01
2004
M07
2005
M01
leto
cena
(SIT
/kW
h)
Ia lb Ic Id Ie If Ig Ih Ii
Slika 2.23: Cene električne energije z vsemi davki za industrijo v Sloveniji
Cena električne energije z vsemi davki za industrijo v Sloveniji
0
5
10
15
20
25
30
35
40
1992
M01
1992
M07
1993
M01
1993
M07
1994
M01
1994
M07
1995
M01
1995
M07
1996
M01
1996
M07
1997
M01
1997
M07
1998
M01
1998
M07
1999
M01
1999
M07
2000
M01
2000
M07
2001
M01
2001
M07
2002
M01
2002
M07
2003
M01
2003
M07
2004
M01
2004
M07
2005
M01
leto
cena
(SIT
/kW
h)
lb Ig
Slika 2.24: Cene električne energije z vsemi davki za industrijo za skupini Ib in Ig
V tabeli 2.3 so polletne cene električne energije za industrijo brez in z vsemi davki za
Slovenijo v obdobju januar 1992 – januar 2005.
33
1992M01 1992M07 1993M01 1993M07 1994M01 1994M07 1995M01 Brez davkov (SIT/kWh) Ia 7.507 8.444 12.236 13.333 14.648 17.669 18.382 Lb 7.507 8.444 12.236 13.333 14.648 17.669 18.382 Ic 5.324 6.297 8.784 9.570 10.511 12.670 13.182 Id 3.941 4.957 6.601 7.192 7.897 9.512 9.897 Ie 3.034 4.087 5.174 5.636 6.187 7.448 7.749 If 3.034 4.087 5.174 5.636 6.187 7.448 7.749 Ig 2.532 3.619 4.386 4.778 5.244 6.309 6.564 Ih 2.897 3.834 4.716 5.142 5.639 6.799 7.061 Ii 2.376 3.371 3.987 4.346 4.767 5.749 5.968 Z vsemi davki (SIT/kWh) Ia 9.008 9.289 13.460 14.666 16.113 19.436 20.220 Lb 9.008 9.289 13.460 14.666 16.113 19.436 20.220 Ic 6.389 6.926 9.662 10.527 11.563 13.938 14.501 Id 4.729 5.453 7.261 7.911 8.687 10.464 10.887 Ie 3.641 4.496 5.691 6.200 6.806 8.192 8.524 If 3.641 4.496 5.691 6.200 6.806 8.192 8.524 Ig 3.038 3.981 4.825 5.256 5.768 6.940 7.221 Ih 3.477 4.218 5.187 5.656 6.203 7.479 7.767 Ii 2.851 3.708 4.386 4.781 5.243 6.324 6.565 1995M07 1996M01 1996M07 1997M01 1997M07 1998M01 1998M07 Brez davkov (SIT/kWh) Ia 21.152 21.152 22.978 23.786 27.450 29.620 29.620 Lb 21.152 21.152 22.978 23.786 27.450 29.620 29.620 Ic 15.165 15.165 16.467 17.046 19.667 21.215 21.215 Id 11.383 11.383 12.354 12.788 14.752 15.908 15.908 Ie 8.910 8.910 9.665 10.005 11.538 12.438 12.438 If 8.910 8.910 9.665 10.005 11.538 12.438 12.438 Ig 7.546 7.546 8.183 8.470 9.766 10.525 10.525 Ih 8.120 8.120 8.816 9.124 10.502 11.356 11.356 Ii 6.865 6.865 7.458 7.719 8.889 9.611 9.611 Z vsemi davki (SIT/kWh) Ia 23.267 23.267 25.275 26.165 30.195 32.582 32.582 Lb 23.267 23.267 25.275 26.165 30.195 32.582 32.582 Ic 16.682 16.682 18.113 18.751 21.634 23.337 23.337 Id 12.521 12.521 13.589 14.067 16.227 17.498 17.498 Ie 9.800 9.800 10.632 11.005 12.692 13.682 13.682 If 9.800 9.800 10.632 11.005 12.692 13.682 13.682 Ig 8.300 8.300 9.001 9.317 10.743 11.578 11.578 Ih 8.932 8.932 9.698 10.037 11.553 12.491 12.491 Ii 7.552 7.552 8.203 8.491 9.778 10.573 10.573 1999M01 1999M07 2000M01 2000M07 2001M01 2001M07 2002M01 Brez davkov (SIT/kWh) Ia 30.940 30.940 29.251 30.570 31.182 31.182 23.153 Lb 30.940 30.940 29.251 30.570 31.182 31.182 22.450 Ic 22.078 22.078 20.816 21.812 22.249 22.249 17.021 Id 16.488 16.488 15.515 16.288 16.614 16.614 14.800 Ie 12.836 12.836 12.059 12.679 12.934 12.934 13.164 If 12.836 12.836 12.059 12.679 12.934 12.934 12.967 Ig 10.828 10.828 10.171 10.695 10.910 10.910 11.851 Ih 11.361 11.361 10.894 11.226 11.455 11.455 - Ii 9.489 9.489 9.098 9.376 9.568 9.568 -
34
Nadaljevanje tabele 2.3 Z vsemi davki (SIT/kWh) Ia 34.034 36.818 34.808 36.378 37.106 37.106 27.784 Lb 34.034 36.818 34.808 36.378 37.106 37.106 26.940 Ic 24.285 26.272 24.771 25.956 26.476 26.476 20.425 Id 18.136 19.620 18.462 19.383 19.771 19.771 17.760 Ie 14.120 15.275 14.350 15.089 15.391 15.391 15.797 If 14.120 15.275 14.350 15.089 15.391 15.391 15.560 Ig 11.911 12.885 12.103 12.727 12.983 12.983 14.222 Ih 12.498 13.520 12.963 13.359 13.632 13.632 - Ii 10.438 11.292 10.826 11.158 11.386 11.386 - 2002M07 2003M01 2003M07 2004M01 2004M07 2005M01 Brez davkov (SIT/kWh) Ia 23.805 25.210 25.206 26.773 23.501 25.337 Lb 22.824 24.408 24.191 25.971 23.177 25.170 Ic 17.478 20.823 18.789 18.431 17.100 18.225 Id 14.745 15.142 14.822 16.177 14.105 16.170 Ie 13.104 13.431 13.443 14.451 12.665 14.649 If 12.527 12.367 13.105 14.006 12.428 14.216 Ig 11.567 10.879 11.183 12.429 10.828 12.723 Ih - - - - - - Ii - - - - - - Z vsemi davki (SIT/kWh) Ia 28.566 30.252 30.247 32.128 28.201 30.404 Lb 27.388 29.289 29.030 31.165 27.812 30.204 Ic 20.973 24.987 22.547 22.117 20.520 21.870 Id 17.694 18.171 17.786 19.412 16.926 19.404 Ie 15.724 16.117 16.132 17.342 15.198 17.578 If 15.033 14.841 15.726 16.807 14.914 17.059 Ig 13.880 13.055 13.420 14.914 12.993 15.268 Ih - - - - - - Ii - - - - - - Vir: Statistični urad Republike Slovenije. CENE: Cene veljajo za prvi dan v mesecu. 01. 07. 1999 je 19% DDV nadomestil prometni davek, CO2 taksa še v veljavi. 01. 01. 2002 se je stopnja DDV povišala na 20%.
Tabela 2.3: Cene električne energije za industrijo brez in z vsemi davki za Slovenijo v obdobju januar 1992 – januar 2005
V tabeli 2.4 so podane mesečne cene električne energije v industriji po standardnih
porabniških skupinah, Slovenija, za obdobje januar 2004 – januar 2005.
35
Cena električne energije v industriji po standardnih porabniških skupinah, Slovenija, januar – junij 2004 (SIT/kWh)
I 04 II 04 III 04 IV 04 V 04 VI 04 Standardna porabniška
skupina cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
Ia 26,77 32,13 24,78 29,74 25,26 30,31 25,08 30,10 24,88 29,86 27,42 32,90 Ib 25,97 31,16 24,46 29,35 24,66 29,59 24,65 29,58 24,51 29,42 27,49 32,99 Ic 18,43 22,12 17,01 20,41 16,72 20,06 17,02 20,42 17,21 20,65 17,12 20,54 Id 16,18 19,41 14,31 17,17 14,26 17,12 14,27 17,13 14,28 17,13 14,19 17,03 Ie 14,45 17,34 12,81 15,37 12,77 15,33 12,81 15,38 12,86 15,43 12,70 15,24 If 14,01 16,81 12,63 15,16 12,58 15,09 12,44 14,92 12,53 15,04 12,51 15,01 Ig 12,43 14,91 10,87 13,04 10,96 13,16 10,92 13,10 10,97 13,17 10,88 13,05 Cena električne energije v industriji po standardnih porabniških skupinah, Slovenija, julij – december 2004 (SIT/kWh)
VII 04 VIII 04 IX 04 X 04 XI 04 XII 04 Standardna porabniška
skupina cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
cena brez
davka
cena z davkom
Ia 23,50 28,20 23,51 28,22 23,59 28,30 24,20 29,04 24,95 29,94 24,66 29,59 Ib 23,18 23,20 23,20 27,83 23,31 27,97 23,76 28,51 24,27 29,12 24,10 28,92 Ic 17,10 17,07 17,07 20,48 17,57 21,08 17,47 20,97 17,85 21,42 17,70 21,24 Id 14,10 14,34 14,34 17,20 14,50 17,40 14,53 17,43 14,71 17,65 14,76 17,71 Ie 12,66 12,85 12,85 15,41 13,07 15,69 12,99 15,58 13,18 15,81 13,22 15,86 If 12,43 12,63 12,63 15,16 12,93 15,52 12,78 15,34 12,99 15,59 12,82 15,38 Ig 10,83 10,98 10,98 13,17 11,12 13,35 11,00 13,20 11,15 13,38 11,22 13,46
Cene električne energije za industrijo po porabniških skupinah (SIT/kWh), Slovenija, 1.1.2005.
1.1.2005 (SIT/kWh) Standardna porabniška skupina
Brez davkov Brez DDV Z vsemi davki Ia 25,34 25,34 30,40
lb 25,17 25,17 30,20
Ic 18,22 18,22 21,87
Id 16,17 16,17 19,40
Ie 14,65 14,65 17,58
If 14,22 14,22 17,06
Ig 12,72 12,72 15,27 Vir: Statistični urad Republike Slovenije Tabela 2.4: Cena električne energije v industriji po standardnih porabniških skupinah,
Slovenija, za obdobje januar 2004 – januar 2005
V tabeli 2.5 so podane primerjave cen električne energije v industriji za skupino Ig brez in z
davki na dan 1. 1. 2004 in na dan 1. 7. 2004.
36
Cena električne energije v industriji, porabniška skupina Ig, Slovenija in EU, 1.1.2004 (SIT/kWh) Država Cena brez davka Cena z davkom Slovenija 12,43 14,91 Belgija 13,73 17,00 Danska - - Nemčija 14,61 20,31 Grčija 12,50 13,49 Španija 11,48 14,01 Francija 10,77 14,16 Irska 15,79 18,39 Italija 16,90 21,78 Luksemburg 9,82 10,82 Nizozemska - - Avstrija 9,75 17,52 Portugalska 14,46 15,20 Finska 12,02 16,00 Švedska 10,53 13,18 Združeno kraljestvo 9,07 11,15 Povprečje v EU1 12,42 15,62 Povprečje v EU2 12,84 16,79 1) izračunana povprečna cena (navadno povprečje) za EU v letu 2004 2) utežna povprečna cena za EU je izračunana na osnovi podatkov o porabi v letu 2001 (IEA statistics,
Electricity information, 2003) Primerjava cen električne energije v industriji, porabniška skupina Ig, Slovenija in EU, 1.1.2004 EU = 100 % Cena brez davka Cena z davkom Povprečje v EU1 100 95 Povprečje v EU2 97 89 Max. cena v EU 74 68 Min. cena v EU 137 138 1) izračunana povprečna cena (navadno povprečje) za EU v letu 2004 2) utežna povprečna cena za EU je izračunana na osnovi podatkov o porabi v letu 2001 (IEA statistics,
Electricity information, 2003) Vir: EUROSTAT STATISTICS IN FOCUS, Enviroment and energy, 3/2004 Nadaljevanje tabele 2.5 na drugi strani.
37
Cena električne energije v industriji, porabniški skupini Ib in Ig, Slovenija in EU, 1.7.2004 (SIT/kWh)
Ib Ig Država Cena brez
davka Cena z davkom
Cena brez davka
Cena z davkom
Slovenija 23,18 27,81 10,83 12,99 Belgija 27,49 35,45 13,63 17,51 Češka 14,26 16,98 9,71 11,60 Danska 17,03 28,16 - - Nemčija 35,59 44,68 15,05 20,86 Estonija 12,77 15,09 9,35 11,03 Grčija 22,13 23,90 12,63 13,63 Španija 23,16 28,23 11,60 14,16 Francija 20,12 26,31 10,88 14,30 Irska 31,29 38,51 15,96 18,59 Italija 27,82 38,61 17,46 22,34 Ciper 44,66 51,36 18,25 21,00 Latvija 16,19 19,11 8,30 9,81 Litva 16,77 19,73 10,81 12,75 Luxemburg 35,16 39,11 9,93 10,93 Madžarska 39,66 49,78 13,18 16,70 Malta 20,21 20,21 13,66 13,66 Nizozemska - - - - Avstrija 22,96 33,54 9,98 17,87 Poljska 19,40 24,95 9,93 13,40 Portugalska 24,52 25,76 14,52 15,26 Slovaška 15,81 20,60 16,07 19,14 Finska 22,13 26,31 11,63 15,50 Švedska 17,29 17,29 11,24 11,24 Združeno kraljestvo 17,96 22,92 9,21 11,34 EU povprečje1) 23,67 28,98 12,41 15,12 EU povprečje2) 25,16 32,04 12,97 16,76 1) Izračunana povprečna cena (navadno povprečje) za EU v letu 2004 2) Tehtana povprečna cena za EU je izračunana na osnovi podatkov o porabi v letu 2001 (IEA statistics,
Electricity information, 2004) Vir: EUROSTAT STATISTICS IN FOCUS, Enviroment and energy, 7/2004 Primerjava cen električne energije v industriji, porabniški skupini Ib in Ig, Slovenija in EU, 1.7.2004
Ib Ig EU = 100 % Cena brez
davka Cena z davkom
Cena brez davka
Cena z davkom
Povprečje v EU1) 98 96 87 86 Povprečje v EU2) 92 87 84 78 Max. cena v EU 52 54 59 58 Min. cena v EU 182 184 130 132 1) Izračunana povprečna cena (navadno povprečje) za EU v letu 2004 2) Tehtana povprečna cena za EU je izračunana na osnovi podatkov o porabi v letu 2001 (IEA statistics,
Electricity information, 2004) Vir: EUROSTAT STATISTICS IN FOCUS, Enviroment and energy, 7/2004 Tabela 2.5: Cena električne energije v industriji za skupino Ig brez in z davki v Sloveniji in
v EU na dan 1. 1. 2004 in 1. 7. 2004
38
Tekoča goriva
V prvi polovici leta 2004 so se maloprodajne cene neosvinčenega 95-oktanskega bencina
povišale za 7,5 %, cene dizelskega goriva za 6,8 % in cene ekstra lahkega kurilnega olja za
8,4 %. Porast maloprodajnih cen tekočih goriv bi bil zaradi rasti cen surove nafte na
mednarodnih trgih še precej višji, če se ne bi trošarine v istem obdobju znižale od 10 % za
neosvinčeni bencin do 56 % za ekstra lahko kurilno olje. Primerjava maloprodajnih cen v
Sloveniji in EU je pokazala, da cene neosvinčenega 95-oktanskega bencina v juliju 2004 v
Sloveniji dosegajo 75 %, dizelskega goriva 82 % in ekstra lahkega kurilnega olja 92 %
utežnega povprečja maloprodajnih cen v EU. V drugi polovici leta 2004 so se maloprodajne
cene neosvinčenega 95-oktanskega bencina povišale za 2,4 %, cene dizelskega goriva za
14,6 % in cene ekstra lahkega kurilnega olja kar za 22,3 %. Na porast maloprodajnih cen
tekočih goriv je močno vplivalo povišanje trošarin, saj so se v istem obdobju povišale od
5,3 % za neosvinčeni bencin do 75,1 % za ekstra lahko kurilno olje. Primerjava
maloprodajnih cen v Sloveniji in EU je pokazala, da cene neosvinčenega 95-oktanskega
bencina v decembru 2004 v Sloveniji dosegajo 80 %, dizelskega goriva pa 88 % tehtanega
povprečja maloprodajnih cen v EU. Cene ekstra lahkega kurilnega olja pa so tehtano
povprečje celo presegle za 4 %. V tabeli 2.6 so maloprodajne cene naftnih proizvodov v
Sloveniji in EU na dan 15. 6. 2004.
39
Maloprodajne cene naftnih proizvodov, Slovenija in EU, 15.6.2004 (SIT/l)
Država Neosvinčen
motorni bencin 95
Dizelsko gorivo Ekstra lahko kurilno olje
Slovenija 201,20 175,20 100,70 Belgija 257,11 187,48 80,41 Danska1) 262,83 203,39 181,25 Nemčija 270,13 215,43 90,07 Grčija 192,51 172,44 172,44 Španija 212,28 177,40 99,43 Francija 253,94 204,52 101,42 Irska 224,03 203,73 119,40 Italija 273,24 223,17 213,83 Luksemburg1) 223,32 161,46 82,88 Nizozemska1) 298,31 204,21 153,34 Avstrija 232,39 189,88 106,62 Portugalska 258,86 188,77 114,64 Finska1) 271,06 198,12 99,77 Švedska1) 255,77 206,85 194,34 Združeno kraljestvo1) 293,44 297,26 83,83 Povprečje v EU2) 251,95 202,27 126,24 Povprečje v EU3) 266,94 212,86 109,65 1) Dizelsko gorivo – maksimalno 0,005 % žvepla. 2) Izračunana povprečna cena (navadno povprečje) za EU v letu 2004. 3) Utežna povprečna cena za EU je izračunana na osnovi podatkov o porabi v letu 2002. Vir: OIL/OI BULLETIN PETROLIER European Commission Directorate-General for Energy, Brussels (14.6.2004) Tabela 2.6: Maloprodajne cene naftnih proizvodov v Sloveniji in EU na dan 15. 6. 2004
Zemeljski plin
Primerjava cene zemeljskega plina za industrijsko porabniško skupino I4-1 v Sloveniji v
januarju 2004 pa je pokazala, da cena za 4 % presega utežno povprečno ceno v EU.
Povprečna cena zemeljskega plina v gospodinjstvih za porabniško skupino D2
(kuhanje/topla voda) se je v drugi polovici leta 2004 v Sloveniji gibala od 98 do 105
SIT/Sm3, za porabniško skupino D3b (centralno ogrevanje) pa okrog 91 SIT/Sm3.
Primerjava maloprodajne cene v Sloveniji in EU je pokazala, da cena v Sloveniji v
primerjavi z tehtano povprečno ceno v EU v juliju 2004 dosega za porabniško skupino D2
76 %, za porabniško skupino D3b pa 87 % cene v EU. Primerjava cene zemeljskega plina
za industrijsko porabniško skupino I4-1 v Sloveniji v juliju 2004 pa je pokazala, da cena za
8 % presega tehtano povprečno ceno v EU. V tabeli 2.7 so standardne porabniške skupine
za zemeljski plin.
40
I1 letna poraba 418,6 GJ = 0,1163 GWh = 11,07 (1000 Sm3 GCV) I2 letna poraba 4186 GJ = 1,163 GWh = 110,7 (1000 Sm3 GCV) I3-1 in I3-2 letna poraba 41860 GJ = 11,63 GWh = 1107 (1000 Sm3 GCV) I4-1 in I4-2 letna poraba 418600 GJ = 116,3 GWh = 11065 (1000 Sm3 GCV)
Tabela 2.7: Standardne porabniške skupine za zemeljski plin
V tabeli 2.8 so zajete cene zemeljskega plina za industrijo v Sloveniji brez in z davki za
obdobje januar 1995 - januar 2005.
1995M01 1995M07 1996M01 1996M07 1997M01 1997M07 Brez davkov (SIT/GJ) I1 - - - - - - I2 578.66 578.66 579.98 579.98 610.38 669.60 I3-1 578.66 578.66 579.98 579.98 610.38 669.60 I3-2 573.37 573.37 574.69 574.69 604.83 663.25 I4-1 573.37 573.37 574.69 574.69 604.83 663.25 I4-2 531.87 531.87 532.93 532.93 560.95 615.40 Z vsemi davki (SIT/GJ) I1 - - - - - - I2 607.59 607.59 608.98 608.98 675.27 737.44 I3-1 607.59 607.59 608.98 608.98 675.27 737.44 I3-2 602.04 602.04 603.43 603.43 669.44 730.78 I4-1 602.04 602.04 603.43 603.43 669.44 730.78 I4-2 - - - - - - 1998M01 1998M07 1999M01 1999M07 2000M01 2000M07 Brez davkov (SIT/GJ) I1 - - - - - - I2 881.34 745.73 691.80 728.02 918.08 1164.46 I3-1 997.92 850.67 736.48 775.34 954.56 1210.45 I3-2 716.12 596.90 533.98 562.01 693.65 879.75 I4-1 716.12 596.90 533.98 562.01 693.65 879.75 I4-2 608.00 499.62 456.27 480.32 594.26 753.92 Z vsemi davki (SIT/GJ) I1 - - - - - - I2 959.77 886.11 831.87 991.86 1218.03 1511.22 I3-1 1082.18 996.30 878.77 1048.16 1261.45 1565.96 I3-2 786.29 729.84 666.16 794.30 950.96 1172.42 I4-1 786.29 729.84 666.16 794.30 950.96 1172.42 2001M01 2001M07 2002M01 2002M07 2003M01 2003M07 Brez davkov (SIT/GJ) I1 - - - - - - I2 1576.58 1650.07 1360.00 1242.00 1028.77 1016.71 I3-1 1642.93 1719.59 1408.59 1286.00 1028.77 1016.71 I3-2 1202.52 1258.56 1035.01 945.00 985.21 973.65 I4-1 1202.52 1258.56 1035.01 945.00 943.54 932.47 I4-2 1035.19 1083.30 892.90 815.00 871.85 861.65 Z vsemi davki (SIT/GJ) I1 - - - - - - I2 2055.43 2190.07 1860.40 1718.80 1462.93 1448.45 I3-1 2134.39 2272.81 1918.71 1771.60 1462.93 1448.45 I3-2 1610.31 1724.19 1470.41 1362.40 1410.65 1396.78 I4-1 1610.31 1724.19 1470.41 1362.40 1360.65 1347.36 I4-2 - 39.65 1396.50 39.65 39.65 39.65
41
Nadaljevanje tabele 2.8 2004M01 2004M07 2005M01 Brez davkov (SIT/GJ) I1 - - - I2 950.10 1044.20 1284.74 I3-1 950.10 1044.20 1221.70 I3-2 914.35 1004.92 1182.95 I4-1 876.35 963.15 1129.55 I4-2 817.55 898.52 1066.53 Z vsemi davki (SIT/GJ) I1 - - - I2 1368.51 1481.44 1770.08 I3-1 1368.51 1481.44 1694.44 I3-2 1325.62 1434.30 1647.94 I4-1 1280.02 1384.18 1583.85 I4-2 39.65 39.65 1508.23 Cene veljajo za prvi dan v mesecu. Od 01. 01. 1995 do 01. 07. 1999 je v ceni 5% prometni davek. Od 01. 01. 1997 je bila poleg prometnega davka uvedena CO2 taksa. 01. 07. 1999 je 19% DDV nadomestil prometni davek, CO2 taksa še v veljavi. 01. 07. 2001 je bila uvedena še trošarina, CO2 taksa še v veljavi. 01. 01. 2002 se je stopnja DDV povišala na 20%. Vir: Statistični urad Republike Slovenije.
Tabela 2.8: Cene zemeljskega plina za industrijo brez in z vsemi davki za Slovenijo v obdobju januar 1992 – januar 2005
Na slikah 2.25 do 2.28 so podane cene zemeljskega plina za industrijo v Sloveniji brez in z
vsemi davki.
Cena zemeljskega plina brez davkov za industrijo v Sloveniji
0200400600800
100012001400160018002000
1995
M01
1995
M07
1996
M01
1996
M07
1997
M01
1997
M07
1998
M01
1998
M07
1999
M01
1999
M07
2000
M01
2000
M07
2001
M01
2001
M07
2002
M01
2002
M07
2003
M01
2003
M07
2004
M01
2004
M07
2005
M01
leto
cena
(SIT
/kW
h)
I1 I2 I3-1 I3-2 I4-1 I4-2
Slika 2.25: Cene zemeljskega plina brez davkov za industrijo v Sloveniji
cena
(SIT
/GJ)
42
Cena zemeljskega plina brez davkov za industrijo v Sloveniji
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1995
M01
1995
M07
1996
M01
1996
M07
1997
M01
1997
M07
1998
M01
1998
M07
1999
M01
1999
M07
2000
M01
2000
M07
2001
M01
2001
M07
2002
M01
2002
M07
2003
M01
2003
M07
2004
M01
2004
M07
2005
M01
leto
cena
(SIT
/kW
h)
I4-1
Slika 2.26: Cene zemeljskega plina brez davkov za industrijo, skupina I4-1, v Sloveniji
Cena zemeljskega plina z vsemi davki za industrijo v Sloveniji
0
500
1000
1500
2000
2500
1995
M01
1995
M07
1996
M01
1996
M07
1997
M01
1997
M07
1998
M01
1998
M07
1999
M01
1999
M07
2000
M01
2000
M07
2001
M01
2001
M07
2002
M01
2002
M07
2003
M01
2003
M07
2004
M01
2004
M07
2005
M01
leto
cena
(SIT
/GJ)
I1 I2 I3-1 I3-2 I4-1
Slika 2.27: Cene zemeljskega plina z vsemi davki za industrijo v Sloveniji
cena
(SIT
/GJ)
43
Cena zemeljskega plina z vsemi davki za industrijo v Sloveniji
0200400600800
100012001400160018002000
1995
M01
1995
M07
1996
M01
1996
M07
1997
M01
1997
M07
1998
M01
1998
M07
1999
M01
1999
M07
2000
M01
2000
M07
2001
M01
2001
M07
2002
M01
2002
M07
2003
M01
2003
M07
2004
M01
2004
M07
2005
M01
leto
cena
(SIT
/GJ)
I4-1
Slika 2.28: Cene zemeljskega plina z vsemi davki za industrijo, skupna I4-1, v Sloveniji
V tabeli 2.9 so podane primerjalne cene zemeljskega plina v industriji v skupini I4-1 v
Sloveniji in v EU na dan 1.1.2004 in na dan 1.7.2004
44
Cene zemeljskega plina v industriji, porabniška skupin I4-1, Slovenija in EU, 1.1.2004 (SIT/GJ) Država Cena brez davkov Maloprodajna cena Slovenija 876 1.280 Belgija 909 1.096 Danska 973 1.394 Nemčija 1.046 1.520 Grčija - - Španija 978 1.129 Francija 959 1.226 Irska - - Italija - - Luksemburg 900 954 Nizozemska - - Avstrija - - Portugalska 883 928 Finska 1.056 1.427 Švedska 1.295 1.988 Združeno kraljestvo 862 1.037 Povprečje v EU1 986 1.270 Povprečje v EU2 949 1.233 1) Izračunana povprečna cena (navadno povprečje) za EU v letu 2004 2) Utežna povprečna cena za EU je izračunana na osnovi podatkov o porabi v letu 2001 (IEA statistics,
Natural gas Information, 2003) Vir: EUROSTAT STATISTICS IN FOCUS, Enviroment and energy, 4/2004 Primerjava cen zemeljskega plina v industriji, porabniška skupina I4-1, Slovenija in EU, 1.1.2004 EU = 100 % Cena brez davkov Maloprodajna cena Povprečje v EU1) 89 101 Povprečje v EU2) 92 104 Max. cena v EU 68 64 Min. cena v EU 102 138 1) Izračunana povprečna cena (navadno povprečje) za EU v letu 2004 2) Utežna povprečna cena za EU je izračunana na osnovi podatkov o porabi v letu 2001 (IEA statistics,
Natural gas Information, 2003) Vir: EUROSTAT STATISTICS IN FOCUS, Enviroment and energy, 4/2004
Nadaljevanje tabele 2.9 na naslednji strani
45
Cene zemeljskega plina v industriji, porabniška skupin I4-1, Slovenija in EU, 1.7.2004 (SIT/GJ) Država Cena brez davkov Maloprodajna cena Slovenija 963 1.384 Belgija 897 1.086 Češka 947 1.127 Danska 1.091 1.567 Nemčija 1.048 1.636 Estonija - - Grčija - - Španija 933 1.084 Francija 1.060 1.349 Irska - - Italija - - Ciper - - Latvija - - Litva - - Luxemburg 950 1.007 Madžarska 1.096 1.320 Malta - - Nizozemska - - Avstrija - - Poljska 938 1.143 Portugalska 892 1.005 Slovaška 1.258 1.500 Finska 1.103 1.485 Švedska 1.478 1.744 Združeno kraljestvo 809 976 EU povprečje1) 1.036 1.288 EU povprečje2) 976 1.287 1) Izračunana povprečna cena (navadno povprečje) za EU v letu 2004 2) Utežna povprečna cena za EU je izračunana na osnovi podatkov o porabi v letu 2001 (IEA statistics,
Natural gas Information, 2004) Vir: EUROSTAT STATISTICS IN FOCUS, Enviroment and energy, 9/2004 Primerjava cen zemeljskega plina v industriji, porabniška skupina I4-1, Slovenija in EU, 1.7.2004 EU = 100 % Cena brez davkov Maloprodajna cena Povprečje v EU1) 93 107 Povprečje v EU2) 99 108 Max. cena v EU 65 79 Min. cena v EU 119 142 1) Izračunana povprečna cena (navadno povprečje) za EU v letu 2004 2) Utežna povprečna cena za EU je izračunana na osnovi podatkov o porabi v letu 2001 (IEA statistics,
Natural gas Information, 2004) Vir: EUROSTAT STATISTICS IN FOCUS, Enviroment and energy, 9/2004
Tabela 2.9: Cene zemeljskega plina v industriji, skupina I4-1 v Sloveniji in v EU
46
Toplotna energija
Za toplotno energijo smo analizirali le pariteto cen za gospodinjstva, glede na razpoložljive
podatke. Povprečna cena toplotne energije v gospodinjstvu za porabniško skupino D3b, se
je v Sloveniji v prvi polovici leta 2004 znižala za 11 %. Povprečna cena toplotne energije v
gospodinjstvu za porabniško skupino D3b se je v Sloveniji v drugi polovici leta zvišala za
13 %. Primerjava cen v slovenskih mestih je pokazala, da je bila v letu 2004 cena najnižja
v Velenju, najvišja pa v Kranju. Na sliki 2.29 so maloprodajne cene toplotne energije za
gospodinjstva v obdobju julij – december 2004.
Slika 2.29: Maloprodajna cena toplotne energije v gospodinjstvih v obdobju julij –
december 2004 (Vir: Statistični urad RS)
Cena zemeljskega plina in cena ekstra lahkega kurilnega olja pa sta bili v prvi polovici leta
2004 približno enaki in hkrati za okrog 50 % nižji od cene električne energije. V drugi
polovici leta 2004 se je cena zemeljskega plina se povečala za 4 %, cena ekstra lahkega
kurilnega olja za 17 % ter cena toplote za 10 %. Slika 2.30 predstavlja pariteto cen, oziroma
ceno na enoto energije za ogrevanje v gospodinjstvu. Za gospodinjske porabnike so izbrane
cene električne energije za ogrevanje (porabniška skupina De), cene zemeljskega plina za
ogrevanje (porabniška skupina D3b) in ekstra lahkega kurilnega olja. Vse cene so
preračunane na raven končne energije na osnovi kurilnosti ali spodnje kalorične vednosti in
vključujejo vse davke in dajatve.
47
Slika 2.30: Maloprodajna cena toplotne energije v gospodinjstvih (Vir: Statistični urad RS)
V industriji je cena toplote zelo problematična. Medtem ko kupljeno gorivo in električna
energija, voda in kemikalije potrebne za proizvodnjo pare, pa tudi vzdrževanje in delovna
sila predstavljajo nek strošek, vodna para nima neke direktne vrednosti oz cene. Preprosto
predstavlja nek vmesni člen med primarnimi stroški in končnim porabnikom. Smith in
Verbanov (Smith, Verbanov, 2005) sta predstavila način za izračunavanje cen vodne pare.
Razvila in optimizirala sta simulacijski model, ki naj bi kar najbolje popisal stanje pri
proizvodnji in porabi pare. Model naj bi v celoti popisal tok snovi in energije skozi celoten
energetski postroj, prav tako naj bi bil zmožen predvidevati zahteve po gorivu, vodi,
proizvodnji električne energije itd, za različne načine obratovanja. Paro sta uvrstila v štiri
nivoje in sicer, paro zelo visokega tlaka, paro visokega tlaka, paro srednjega tlaka in paro
nizkega tlaka. Med posameznimi nivoji imamo parne turbine, ki proizvajajo električno
energijo in posredno znižujejo tlak pare z višjega nivoja na nižjega. Smith in Verbanov
(Smith, Verbanov, 2005) sta optimiziran model uporabila za izračun cene pare za dva
režima obratovanja energetskega postroja:
• Cena pri določeni parni obremenitvi, kjer je odjem pare po prej navedenih nivojih
konstanten in se cena pare obračunava po teh nivojih. Najdražja je seveda para zelo
visokega tlaka, ki ima tudi največji potencial za proizvodnjo električne energije.
Cena pare visokega tlaka je zmanjšana za ceno el. energije, ki smo jo proizvedli z
zelo visokim tlakom. Tako se cena pare po nivojih znižuje za ceno el. energije, ki
smo jo proizvedli. Cena pare je predvsem odvisna od cene goriva ter proizvedene el.
energije.
48
• Cena pri spreminjajoči parni obremenitvi, kjer se odjem pare na posameznem nivoju
spreminja. Ker se odjem pare spreminja, se lahko spreminja tudi njena cena,
odvisno od velikosti spremembe odjema pare. V tem primeru pa cena pare ni
odvisna samo od cene goriva in proizvedene el. energije, temveč tudi od sestave
samega energetskega postroja in izkoristkov posameznih naprav.
Cene električne energije in zemeljskega plina v državah EU
Na podlagi statističnih podatkov, ki jih vodi evropski statistični urad v skladu z zahtevami
Direktive Sveta (EGS) št. 90/377 z dne 29. junija 1990, smo izdelali primerjavo cen
električne energije in cen zemeljskega plina za posamezno državo v polletnih obdobjih od
leta 2000 do 2005. Podatki so za cene industrijskih porabnikov in so enkrat predstavljeni
brez taks ter drugič z vsemi taksami.
Cene električne energije in zemeljskega plina se obračunavajo na osnovi standardne
porabniške skupine in je za vsako skupino drugačna. Standardne porabniške skupine so
razdeljene po moči letne porabe energije. Za mednarodno primerjavo cen električne
energije se uporabljajo podatki za standardno porabniško skupino Ig, pri zemeljskem plinu
pa standardna porabniška skupina I4-1. Za države EU smo izdelali primerjavo med cenami
električne energije in cenami zemeljskega plina, ki so vidne v tabelah 2.10 do 2.19 in na
slikah 2.31 do 2.40.
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrikabrez davkov z davki brez davkov z davki
€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ1.1.1999 2,68 3,25 15,39 18,641.7.1999 2,70 3,27 15,33 18,561.1.2000 3,64 4,41 15,36 18,581.7.2000 4,48 5,42 16,08 19,441.1.2001 5,53 6,69 15,89 19,221.7.2001 4,88 5,91 16,33 19,811.1.2002 4,46 5,40 16,19 19,641.7.2002 4,28 5,18 16,14 19,531.1.2003 4,62 5,58 16,19 19,721.7.2003 4,57 5,52 15,44 19,061.1.2004 4,48 5,41 16,11 19,941.7.2004 3,75 4,54 15,36 19,441.1.2005 4,28 5,23 14,64 19,86
Tabela 2.10: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Belgijo (Vir: Eurostat
Statistics in focus)
49
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
0,3500
0,4000
1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005
Leto
Zem
eljs
ki p
lin(€
/GJ)
/ El
. ene
rgija
(€/G
J)Cena brez davkov Cena z davki
Slika 2.31: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za Belgijo
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrika
brez davkov z davki brez davkov z davki€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ
1.1.2000 2,98 3,64 11,42 13,971.7.2000 3,35 4,09 9,44 11,561.1.2001 3,80 4,64 10,92 13,281.7.2001 4,18 5,10 9,28 11,311.1.2002 4,51 5,49 11,94 14,561.7.2002 4,39 5,36 10,47 12,781.1.2003 3,92 4,78 11,56 14,111.7.2003 4,26 5,19 10,64 12,971.1.2004 4,00 4,88 11,11 13,581.7.2004 3,96 4,71 11,28 13,471.1.2005 4,87 5,80 13,75 16,31
Tabela 2.11: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Češko (Vir: Eurostat
Statistics in focus)
50
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
0,3500
0,4000
0,4500
0,5000
1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005
Leto
Zem
eljs
ki p
lin (€
/GJ)
/ E
l. en
ergi
ja (€
/GJ)
cena brez davkov cena z davki
Slika 2.32: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za Češko
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrika
brez davkov z davki brez davkov z davki€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ
1.1.1999 2,11 3,12 9,61 13,191.7.1999 2,62 3,75 9,42 12,971.1.2000 3,88 5,28 9,36 12,891.7.2000 4,36 5,87 9,31 12,831.1.2001 4,76 6,37 9,28 12,781.7.2001 4,60 6,17 9,50 13,061.1.2002 4,40 5,98 10,11 13,811.7.2002 4,43 6,02 10,14 13,861.1.2003 4,58 6,17 14,42 19,141.7.2003 4,61 6,21 13,75 18,311.1.2004 4,46 6,03 14,14 18,781.7.2004 4,61 6,21 13,50 18,001.1.2005 4,64 6,24 13,78 18,36
Tabela 2.12: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Finsko (Vir: Eurostat
Statistics in focus)
51
0,0000
0,1000
0,2000
0,3000
0,4000
0,5000
0,6000
1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005
Leto
Zem
eljs
ki p
lin(€
/GJ)
/ E
l.ene
rgija
(€/G
J)
Cena brez davkov Cena z davki
Slika 2.33: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za Finsko
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrika
brez davkov z davki brez davkov z davki€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ
1.1.1999 2,48 3,33 14,00 16,441.7.1999 2,63 3,51 13,64 16,001.1.2000 3,52 4,58 13,64 16,001.7.2000 4,13 5,28 13,08 15,221.1.2001 5,19 6,55 13,39 15,611.7.2001 4,44 5,65 13,31 15,501.1.2002 4,00 5,12 13,53 15,751.7.2002 4,07 5,21 13,53 15,751.1.2003 4,43 5,64 12,61 15,751.7.2003 4,19 5,35 12,61 15,751.1.2004 4,05 5,18 12,64 16,611.7.2004 4,43 5,64 12,64 16,611.1.2005 5,21 6,57 12,64 16,61
Tabela 2.13: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Francijo (Vir:
Eurostat Statistics in focus)
52
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
0,3500
0,4000
0,4500
1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005
Leto
Zem
eljs
ki p
lin(€
/GJ)
/ El
.ene
rgija
(€/G
J)Cena brez davkov Cena z davki
Slika 2.34: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Francijo
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrika
brez davkov z davki brez davkov z davki€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ
1.1.1999 3,72 3,94 13,14 13,921.7.1999 3,90 4,14 13,00 13,781.1.2000 4,82 5,11 12,39 13,141.7.2000 6,01 6,37 11,94 12,671.1.2001 6,61 7,00 10,47 11,561.7.2001 6,87 7,28 10,61 11,691.1.2002 5,12 5,43 10,69 11,811.7.2002 5,42 5,75 10,64 11,781.1.2003 4,23 4,48 11,22 12,391.7.2003 4,42 4,68 11,22 12,391.1.2004 3,80 4,03 11,53 12,691.7.2004 3,97 4,21 11,53 12,69
Tabela 2.14: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Luksemburg (Vir:
Eurostat Statistics in focus)
53
0,0000
0,1000
0,2000
0,3000
0,4000
0,5000
0,6000
0,7000
1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004
Leto
Zem
eljs
ki p
lin (€
/GJ)
/ E
l. en
ergi
ja (€
/GJ)
Cena brez davkov Cena z davki
Slika 2.35: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Luksemburg
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrika
brez davkov z davki brez davkov z davki€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ
1.1.1999 2,39 2,67 13,19 14,781.7.1999 2,27 2,54 10,47 11,721.1.2000 2,23 2,49 10,92 12,221.7.2000 2,40 2,69 10,69 11,971.1.2001 3,39 3,79 11,14 12,471.7.2001 4,07 4,55 11,86 13,281.1.2002 4,15 4,65 12,69 14,221.7.2002 4,31 4,83 12,56 14,061.1.2003 4,43 4,96 12,86 14,421.7.2003 4,04 4,52 13,25 14,831.1.2004 4,33 5,22 13,03 16,531.7.2004 4,58 5,52 13,78 17,471.1.2005 4,64 5,60 13,97 17,72
Tabela 2.15: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Madžarsko (Vir:
Eurostat Statistics in focus)
54
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
0,3500
0,4000
1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005
Leto
Zem
eljs
ki p
lin(€
/GJ)
/ E
l. en
ergi
ja (€
/GJ) Cena brez davkov Cena z davki
Slika 2.36: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Madžarsko
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrika
brez davkov z davki brez davkov z davki€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ
1.1.1999 3,46 4,61 17,48 20,271.7.1999 3,13 4,76 17,56 20,961.1.2000 3,86 5,16 13,94 17,741.7.2000 5,13 6,64 14,29 18,071.1.2001 6,47 8,19 14,56 18,431.7.2001 6,25 7,95 14,59 18,071.1.2002 5,96 7,62 14,63 18,131.7.2002 5,11 6,64 14,29 17,811.1.2003 5,57 7,75 15,68 22,161.7.2003 6,03 8,29 17,01 23,701.1.2004 5,34 7,45 17,14 23,831.7.2004 5,24 7,84 17,47 24,221.1.2005 6,34 8,65 18,78 25,75
Tabela 2.16: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Nemčijo (Vir:
Eurostat Statistics in focus)
55
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
0,3500
0,4000
0,4500
0,5000
1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005
Leto
Zem
eljs
ki p
lin(€
/GJ)
/ El
. ene
rgija
(€/G
J)
Cena brez davkov Cena z davki
Slika 2.37: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Nemčijo
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrika
brez davkov z davki brez davkov z davki€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ
1.1.1999 2.67 3.10 14.58 17.811.7.1999 2.92 3.38 14.58 17.811.1.2000 3.89 4.52 14.89 18.141.7.2000 4.69 5.44 14.89 18.141.1.2001 5.38 6.24 13.58 16.561.7.2001 4.57 5.30 13.58 16.561.1.2002 4.18 4.85 12.94 16.561.7.2002 4.01 4.65 12.94 16.561.1.2003 4.51 5.23 13.22 16.111.7.2003 4.37 5.07 13.22 16.111.1.2004 4.13 4.77 13.47 16.441.7.2004 3.90 4.53 13.47 16.441.1.2005 4.38 5.09 16.08 19.61
Tabela 2.17: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Španijo (Vir: Eurostat
Statistics in focus)
56
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
0,3500
0,4000
0,4500
1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005
Leto
Zem
eljs
ki p
lin(€
/GJ)
/ El
.ene
rgija
(€/G
J)
Cena brez davkov Cena z davki
Slika 2.38: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Španijo
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrika
brez davkov z davki brez davkov z davki€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ
1.1.1999 2,81 3,30 15,31 18,001.7.1999 3,00 3,52 13,50 15,861.1.2000 2,98 3,50 16,00 18,811.7.2000 3,02 3,54 15,97 18,751.1.2001 3,52 4,14 14,78 17,361.7.2001 4,59 6,14 14,53 18,811.1.2002 4,95 5,98 14,00 17,081.7.2002 4,07 4,89 13,06 15,941.1.2003 3,80 4,58 12,25 15,031.7.2003 2,64 3,21 11,11 13,611.1.2004 3,64 4,38 10,64 13,081.7.2004 3,38 4,08 10,69 13,171.1.2005 4,29 5,15 11,92 14,58
Tabela 2.18: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Veliko Britanijo (Vir:
Eurostat Statistics in focus)
57
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
0,3500
0,4000
1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005
Leto
Zem
eljs
ki p
lin(€
/GJ)
/ E
l. en
ergi
ja (€
/GJ)
Cena brez davkov Cena z davki
Slika 2.39: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za Veliko
Britanijo
Datum Zemeljski plin Zemeljski plin Elektrika Elektrika
brez davkov z davki brez davkov z davki€/GJ €/GJ €/GJ €/GJ
1.1.1999 2,82 3,52 15,92 17,501.7.1999 2,85 4,03 15,28 18,171.1.2000 3,47 4,76 14,14 16,831.7.2000 4,23 5,64 14,31 17,001.1.2001 5,61 7,51 14,14 16,831.7.2001 5,75 7,88 13,86 16,471.1.2002 4,71 6,69 14,97 17,971.7.2002 4,17 6,02 14,19 17,031.1.2003 4,09 5,90 13,11 15,721.7.2003 3,98 5,75 13,25 15,891.1.2004 3,69 5,39 14,56 17,441.7.2004 4,01 5,77 12,53 15,031.1.2005 4,71 6,61 14,75 17,69
Tabela 2.19: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Slovenijo (Vir:
Eurostat Statistics in focus)
58
0,0000
0,1000
0,2000
0,3000
0,4000
0,5000
0,6000
1.1.1999 1.7.1999 1.1.2000 1.7.2000 1.1.2001 1.7.2001 1.1.2002 1.7.2002 1.1.2003 1.7.2003 1.1.2004 1.7.2004 1.1.2005
Leto
Zem
eljs
ki p
lin(€
/GJ)
/ E
l. en
ergi
ja (€
/GJ)
Cena brez davkov Cena z davki
Slika 2.40: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Slovenijo
Razmerje cen na enoto energije je še posebej pomembno pri analizi različnih možnosti
oskrbe procesnega sistema z energijo. V primeru uporabe obnovljivih virov energije ali v
primeru viškov proizvedene električne energije, lahko kot kvalificirani proizvajalec
električne energije prodamo državi proizvedeno električno energijo. V tabeli 2.20 so
podane enotne letne cene in premije za odkup električne energije od kvalificiranih
proizvajalcev električne energije (Uradni list RS, št.8, 30.1.2004).
59
Vrsta KE glede na vir
primarne energije Velikostni razred
Enotna letna cena
(SIT/kWh)
Enotna letna premija
(SIT/kWh)
hidroelektrarne do 1MW 14,75 6,75
nad 1 MW do 10 MW 14,23 6,23
KE na biomaso do 1MW 16,69 8,69
nad 1 MW 16,17 6,17
vetrne KE do 1MW 14,55 6,55
nad 1 MW 14,05 6,05
geotermalna KE do 1MW 14,05 6,05
sončne KE do 36 kW 89,67 81,67
nad 36 kW 15,46 7,46
druge KE (ni fosilnega in
jedrskega izvora) 28,97 20,97
kombinirane KE na OVE 16,05 8,05
KE ali toplarne na
komunalne odpadke do 1MW 12,74 4,74
nad 1MW 11,87 3,87
toplarne za daljinsko
ogrevanje do 1MW 13,90 5,90
nad 1 MW do 10 MW 13,38 5,38
Industrijske toplarne
(viški nad lastno porabo) do 1MW 12,86 /
Tabela 2.20: Cene in premije za odkup električne energije od kvalificiranih proizvajalcev
električne energije (Vir: Uradni list RS, št.8, 30.1.2004)
3 OSKRBA PROCESNEGA SISTEMA FARMACEVTSKE TOVARNE
KRKA, D.D., NOVO MESTO Z RAZLIČNIMI VIRI ENERGIJE IN
VPLIV NA OKOLJE
Predmet poslovanja podjetja je farmacevtsko – kemijska dejavnost, v katero sodi poleg
proizvodnje in prodaje zdravil na recept in izdelkov za samozdravljenje tudi proizvodnja in
prodaja veterinarskih ter kozmetičnih izdelkov.
Običajno se za oskrbo nekega procesa uporablja klasičen – ločen način proizvodnje
posameznih energentov. To pomeni, da se kupi električna energija in zemeljski plin, ki je
60
čistejši od ekstra lahkega kurilnega olja ali drugih energentov, ki še bolj onesnažujejo
ozračje. Drugih energentov se ne da kupiti na tržišču, za oskrbo procesa pa rabimo
električno energijo, toploto in hlad. Toplota se nato proizvaja iz kupljenega zemeljskega
plina v kotlih in hlad iz električne energije v kompresorskih hladilnikih.
Energetsko postrojenje v podjetju je sodobno in tehnološko učinkovito. Nadaljevanje
nižanja stroška za energijo vidi energetski management podjetja v nadaljevanju ukrepov v
učinkovito rabo energije, optimizaciji obratovanja obstoječega energetskega postrojenja in
uvajanju ciljnega spremljanja rabe energije.
Raba primarne energije Leto 2001 2002 2003 2004 Električna energija kWh 53.286.450 56.469.383 57.902.024 61.331.163 GJ 191.831 203.290 208.447 220.792 Zemeljski plin Sm3 11.918.719 12.445.522 12.274.110 11.826.746 GJ 405.236 423.148 417.320 402.109
Tabela 3.1: Poraba primarne energije po letih (Vir: KRKA, d.d., Novo mesto)
Poraba skupne primarne energije v posameznem letu je podana v tabeli 3.1.
Za proizvodnjo toplote se je v letu 2004 porabilo 65 % celotne primarne energije, kar je
lepo razvidno iz slike 3.1.
Zemeljski plin65%
Električna energija
35%
Slika 3.1: Porazdelitev porabe primarne energije po energentih
61
Ker pa je specifični strošek energenta na enoto energije različen, je porazdelitev stroškov
po energentih tudi drugačna. Slika 3.2 prikazuje, da predstavlja strošek električne energije
60 % vseh stroškov za energijo, strošek zemeljskega plina pa 40 %.
Električna energija
60%
Zemeljski plin40%
Slika 3.2: Porazdelitev stroška za energijo po energentih.
V zadnjih letih je vse pomembnejši okoljski vidik. Emisije toplogrednih plinov kot so
metan, ogljikov dioksid, dušikov suboksid in fluorirani ogljikovodiki povzročajo
segrevanje zemeljskega površja. Ob zgorevanju fosilnih goriv se tvori ogljikov dioksid, ki
povzroča efekt tople grede. Fosilna goriva se uporabljajo tudi za pridobivanje dela
električne energije (termoelektrarne). Porazdelitev emisij ogljikovega dioksida med
električno energijo in zemeljskim plinom so prikazane na sliki 3.3.
Električna energija
58%
Zemeljski plin42%
Slika 3.3: Porazdelitev emisij ogljikovega dioksida v letu 2004
V podjetju se porablja zemeljski plin z emisijo 56,1 kg CO2/GJ ter električna energija,
katere emisija se podjetju določi glede na sorazmernostni delež emitiranega ogljikovega
62
dioksida, ki nastane pri pridobivanju električne energije v Sloveniji in znaša 0,5 kg
CO2/kWh. Skupna emisija ogljikovega dioksida zaradi porabljene energije je v letu 2004
znašala 53.224 ton.
Seveda je potrebno stalno spremljati in nadzirati vse procese proizvodnje energentov, da se
zagotavlja ustrezna kakovost in varnost. Ustrezen nadzor in kontrola se izvajata v
Informacijskem centru energetike s pomočjo sodobnih računalniških sistemov. Slika 3.4
prikazuje blok diagram računalniškega nadzora in vodenja procesa proizvodnje toplote.
Slika 3.4: Blok diagram računalniškega nadzora in vodenja procesa proizvodnje toplote
y1
x xy2
yR
ARCNET
ETHERNET
ICE SCADA PC
PID reg. PLC
REDUCTION STATION
ref.
ref.
w2
w1
REDUKCIJSKA POSTAJA
63
Drugače pa je princip delovanja Informacijskega centra energetike predstavljen na sliki 3.5.
V skladu z internim standardom podjetja je za informacijski energetski center uporabljena
programska oprema FIX in iFIX proizvajalca Intellution in periferna krmilna oprema
MISTIC proizvajalca OPTO ter SIMATIC proizvajalca Siemens. Merilniki posameznih
veličin kot so temperatura, tlak, pretok, vlažnost, itd., so povezani v merilno zanko in
skupaj z regulacijskimi elementi tvorijo sistem SCADA za vodenje in nadzor procesnih
podatkov. Posamezni podatki se arhivirajo v zgodovinske datoteke. V danem primeru je
uporabljen programski paket FIX DMACS.
Slika 3.5: Informacijski center energetike
Električno energijo v podjetju uporabljajo za proizvodnjo hladu, komprimiranega zraka,
klimatske naprave in ostale porabnike. Nekaj manj kot 19 % (18,7%) električne energije se
porabi za proizvodnjo hladu. Na sliki 3.6 je prikazana porazdelitev porabe električne
energije v podjetju.
Čistilna naprava
FIX DMACS in iFIX SCADA-e
Podatki - zgodovina Podatki - trenutni Podatki iz obračuna
A P L I KACIJAVisual Basic
energijskidiagrami
eksergijskidiagrami
ekonomskidiagrami
stroški inporaba
Toplarna
TGA
CHS
Električna energija
Klimatizacijskisistemi
Črpalnapostaja
Komprimiranzrak
Uporabnevode
meritev meritev meritev meritev meritev meritev meritev meritev meritev
krmilnik krmilnik krmilnik krmilnik krmilnik krmilnik krmilnik
64
NT kompresorji14,8%
Bionova2,4%
Proizvodnja sinteza*5,8%
Ostalo14,1%
Proizvodnja fermentacija*13,6%
Toplarna3,3% Klimatske naprave
19,5%
Hladilni kompresorji18,7%
Črpališče1,2%Razsvetljava (delno)
0,6%
VT kompresorji6,0%
Slika 3.6: Porazdelitev porabe električne energije v podjetju (Vir: KRKA, d.d., Novo
mesto)
Proces proizvodnje hladu je prikazan na sliki 3.7. Hlad je potreben v procesu proizvodnje
za tehnološke namene in za vzdrževanje primernega okolja za farmacevtsko proizvodnjo.
Slika 3.7: Proces proizvodnje hladu
Hlad se proizvaja s kompresorskimi hladilniki. Nameščeni so v treh hladilnih postajah, ki
so razporejene po tovarniškem kompleksu in tvorijo hrbtenico centralnega hladilnega
sistema.
65
Proces proizvodnje toplote pa je prikazan na sliki 3.8. Toplota se proizvaja v sodobnih
parnih kotlih, ki imajo izkoristek cca. 92 %. Letno se proizvede 370.000 GJ toplote.
Slika 3.8: Proizvodnja toplote v kotlih iz zemeljskega plina
S proizvedeno paro preko parovodov oskrbujejo posamezne objekte v tovarniškem
kompleksu, znotraj katerih so nameščene tudi toplotne postaje.
66
4 ENERGETSKA UČINKOVITOST – EKONOMSKA
UČINKOVITOST (HIPOTEZE RAZISKAVE)
Hipoteze raziskave smo poimenovali kar z delovnim naslovom »Energetska učinkovitost –
ekonomska učinkovitost«. Ta predstavlja tudi bistvo raziskave.
1. Energetska učinkovitost je v soodvisnosti s stroškovno učinkovitostjo energetskega
sistema.
2. Možno je razviti tak model za izbiro primarnega energetskega vira, ki bo poleg
energetske učinkovitosti upošteval tudi stroškovno (ekonomsko) učinkovitost (stroške
investicije, obratovanja in vzdrževanja).
3. Tak model je neposredno uporaben v praksi (organizaciji, podjetju).
S primerjalno termoekonomsko analizo, s pomočjo modela, bomo potrdili ali zavrgli
hipoteze, ki smo si jih postavili za nalogo.
5 LOČENA PROIZVODNJA ALI SOČASNA PROIZVODNJA
(KOGENERACIJA, TRIGENERACIJA) ENERGENTOV ZA
POTREBE PROCESA (OPIS RAZISKOVALNEGA PROBLEMA)
Raziskovalni problem je izbira optimalnega primarnega energetskega vira za oskrbo
procesa. Primarni energetski vir za organizacijo ali podjetje predstavlja tista oblika energije,
ki se da kupiti. To so največkrat električna energija in zemeljski plin, včasih pa še toplota.
Ostale končne oblike energije, ki so potrebne za nek proces, kot sta toplota in hlad, pa je
potrebno proizvesti v sami organizaciji ali podjetju. Proizvedejo pa se lahko v načinu
ločene proizvodnje, kjer se z električno energijo s pomočjo kompresorskega hladilnika
proizvaja hlad in toplota v kotlu iz zemeljskega plina. Ta način proizvodnje je energetsko
precej potraten in ima dve obliki primarne energije – električno energijo in zemeljski plin.
Lahko pa se vse tri končne oblike energije (električno energijo, hlad in toploto) proizvaja v
sistemu trigeneracije, kjer se z batnim motorjem proizvaja električna energija in hkrati
67
toplota, del te toplote pa se porabi za proizvodnjo hladu z absorpcijskim hladilnikom. V
tem primeru je primarna energija le zemeljski plin.
5.1 Cilj in namen raziskave
Splošni cilj raziskave je ugotovitev ali je zamenjava obstoječega energetskega vira v obliki
ločene proizvodnje z energetsko učinkovitejšo trigeneracijo hkrati tudi stroškovno
učinkovitejša. Na osnovi rezultatov se lahko sprejme odločitev o zamenjavi obstoječega
energetskega vira ali pa je bolje, da ostanemo pri starem.
Namen te raziskave je, na podlagi zbranih podatkov in analiz obstoječih modelov, razviti
model za izračun indeksa ekonomičnosti, ki poleg energetske učinkovitosti upošteva tudi
ekonomsko učinkovitost. Z analizo modela na različnih primerih želimo dokazati njegovo
praktično uporabnost.
Končni cilj te raziskave pa bo model za izvedbo primerjalne termoekonomske analize med
različnimi načini oskrbe procesa z energetskimi viri.
Uporaba modela bo omogočala analizo obstoječih energetskih sistemov v primerjavi z
novimi, pri zamenjavah starih sistemov, dograditvah obstoječih sistemov in pri izgradnji
novih sistemov.
Izvedena primerjalna termoekonomska analiza med različnimi načini oskrbe z energijskimi
viri bo omogočala, ob upoštevanju trajnostnega razvoja, dolgoročno načrtovanje razširitve
obstoječih energetskih kapacitet podjetja.
68
5.2 Energetska primerjalna analiza med različnimi načini oskrbe z energetskimi viri (izhodišče raziskave)
5.2.1 Načini oskrbe procesnih sistemov z energijo
V procesnih sistemih se srečujemo z različnimi potrebami po energijskih virih - energentih,
ki so običajno električna energija, hlad in toplota. Te energijske vire pa lahko zagotavljamo
na različne načine iz primarne energije. Kot primarno energijo oziroma primarni vir
smatramo energijo, ki vstopa v podjetje od zunaj. V krajih z razvito infrastrukturo je možno
vse energijske vire kupiti v potrebni obliki. Bolj običajno pa je možno kupiti le električno
energijo in zemeljski plin ali drugo ustrezno gorivo, iz teh dveh primarnih oblik energije pa
se potem proizvaja hlad s pomočjo kompresorskih hladilnikov in toploto v kotlu. Takemu
načinu proizvodnje energentov za oskrbo procesnega sistema pravimo ločena proizvodnja.
Problem pri ločeni proizvodnji pa so izkoristki oziroma učinkovitost pretvorbe iz primarne
energije. Električna energija, ki jo kupimo in se proizvaja v elektrarni na premog ima
električni izkoristek ηE od 0,22 za stare elektrarne do 0,36 za sodobne elektrarne, če pa se
proizvaja v plinsko-parni turbini pa ima ηE približno 0,55. Ob tem so zelo problematične
tudi emisije CO2, ki se sproščajo pri zgorevanju premoga in povečujejo globalno segrevanje
ozračja. Proizvodnja toplote iz zemeljskega plina v kotlu ima toplotni izkoristek ηq = 0,90,
kar je precej bolje, prisotne pa so tudi emisije CO2 v ozračje. Hlad pa lahko proizvajamo iz
električne energije s pomočjo kompresorskih hladilnikov ali pa iz toplote, pridobljene iz
zemeljskega plina, z absorpcijskimi hladilniki. Z analizo učinkovitosti pretvorb iz
primarnega energetskega vira pa je možno določiti oziroma izbrati učinkovitejšo varianto.
Ker naraščata ekološka ozaveščenost ljudi in spoznanje, da so zaloge primarnih goriv
omejene in je nujno, da jih uporabimo na čim bolj gospodaren način, si bomo ogledali
možnosti sočasne proizvodnje električne energije in toplote, ki prihaja vse bolj do izraza.
Poleg manjše porabe energije pri kogeneraciji v primerjavi z ločeno proizvodnjo energije,
je manjše tudi onesnaževanje ozračja (Lavrenčič, 1998). Predvsem je pomembno to, da
imamo ob tem zanesljivo in kakovostno energijsko oskrbo procesnega sistema (Femopet
Slovenija, 1998). Celotna stopnja učinkovitosti kogeneracijskih postaj je tudi do 90 %, ker
pa so običajno nameščene v porabnikovi bližini, so transportne in distribucijske izgube
manjše, kot v primeru centralizirane kombinirane proizvodnje električne energije in toplote.
69
Učinkovitost sistema kogeneracije izboljšamo z dodatno postavitvijo absorpcijskih
hladilnikov. Na ta način dobimo trigeneracijo, torej proizvodnjo električne energije,
toplotne energije in hladilne energije hkrati. Trigeneracijski sistemi so uporabni predvsem
tam, kjer obstaja dovolj velika potreba po električni, toplotni in hladilni energiji.
5.2.2 Model energetske primerjalne analize med različnimi načini oskrbe z
energetskimi viri
Heteu in Bolle (Heteu, Bolle, 2002) sta predstavila model, ki okarakterizira kogeneracijski
oziroma trigeneracijski sistem s fizikalnimi enačbami in nakaže pogoje za prihranke
primarne energije ter indeks učinkovitosti trigeneracije v primerjavi z ločeno proizvodnjo
električne energije, toplote in hladu. Pri ločeni proizvodnji sta bila za primerjavo izbrana
dva načina pridobivanja koristne energije:
• Električna energija se proizvaja v elektrarni na premog ( 36,0=Eη ), toplota pa v
kotlu ( 9,0=Qη ).
• Električna energija se proizvaja v plinsko-parni turbini ( 55,0=Eη ), toplota pa v
kotlu ( 9,0=Qη ).
Za hlajenje pri trigeneraciji, pa sta bila izbrana glede na vrsto absorpcijskega sredstva in
hladilne temperature dva absorpcijska hladilnika:
• LiBr absorpcijski hladilnik, ki se uporablja za klimatizacijo v stavbah, kjer je
temperatura hlajenja nad 5 °C.
• NH3 absorpcijski hladilnik, ki se uporablja za hlajenje tam, kjer so potrebne
temperature med -60 °C in 5 °C.
Pri tem lahko povežemo kogeneracijski sistem z absorpcijskim hladilnikom:
• direktno, kjer izpušni plini iz kogeneracijskega sistema direktno poganjajo
absorpcijski hladilnik. Pri tem sistemu ne potrebujemo dodatnega kotla, zato je ta
bolj kompakten in ekonomičen, ne moremo pa uporabljati toplote za nič drugega,
kot za hlajenje;
70
• indirektno, kjer se toplota iz kogeneracijskega sistema uporablja za proizvodnjo
vroče vode ali pare, s katero se poganja absorpcijski hladilnik. Ta sistem nam
omogoča uporabo toplote tudi za druge potrebe (procesna toplota) in ne samo za
hlajenje.
Vzemimo primer, da iz primarne energije proizvajamo električno energijo in toplotno
energijo, ki pa se v celoti uporablja za proizvodnjo hladu v absorpcijskem hladilniku.
Kogeneracijo lahko primerjamo z ločeno proizvodnjo, pri katerem se elektrika proizvaja iz
goriva z električnim izkoristkom Eη , hlad pa s kompresorskim hladilnikom, ki je gnan s
proizvedeno elektriko. Dovedena toplota v absorpcijski hladilnik, za proizvodnjo hladu, se
izračuna kot:
COPP
Q ff = , (5.1)
pri čemer pomeni Qf potrebno toplotno energijo za proizvodnjo hladu, Pf hladilno moč in
COP hladilno število absorpcijskega hladilnika.
Potrošnja primarne energije pri kogeneraciji znaša:
Q
f
Q
f
COPPQ
Pαα ⋅
== , (5.2)
kjer P predstavlja celotno porabo primarne energije pri kogeneraciji, αQ pa toplotni
izkoristek pri kogeneraciji.
Proizvedena električna energija je enaka
PE E ⋅= α , (5.3)
αE pa je električni izkoristek pri kogeneraciji.
Za ločeno proizvodnjo pa lahko zapišemo porabo primarne energije kot
+⋅=
⋅+=′
C
f
EEC
f
E COPP
ECOP
PEPηηη1 , (5.4)
P′ predstavlja porabo primarne energije pri ločeni proizvodnji, COPC pa hladilno število
kompresorskega hladilnika.
71
Da bi dobili prihranke primarne energije, mora biti izpolnjen pogoj PP ′< . Po ureditvi
zgornjih enačb dobimo
CQEE COP
COPαηα −> . (5.5)
V primeru trigeneracije proizvajamo električno energijo in toplotno energijo, ki jo nadalje
lahko uporabimo kot procesno toploto, ali pa jo uporabimo za hlajenje. Porabo primarne
energije pri trigeneraciji potem primerjamo s porabo pri ločeni proizvodnji, kjer elektriko in
hlad proizvajamo kot v prejšnjem primeru, procesno toploto pa zagotavljamo s kotlom pri
toplotnem izkoristku Qη .
Celotna proizvedena toplotna energija je zapisana kot vsota toplote potrebne za hlajenje in
procesne toplote:
QQQ f ′=+ , (5.6)
Q je procesna toplota, Q′ pa celotna proizvedena toplota.
Dovedeno toploto v absorpcijski hladilnik lahko zapišemo kot del celotne proizvedene
toplotne energije:
QQ f ′⋅= λ , (5.7)
kjer je λ delež celotne proizvedene toplote, ki jo porabimo za proizvodnjo hladu v
absorpcijskem hladilniku.
Prav tako lahko to storimo za procesno toploto:
( ) QQ ′⋅−= λ1 . (5.8)
Z uporabo enačb 5.1, 5.6, 5.7 in 5.8 dobimo povezavo med procesno toploto in toploto
dovedeno v absorpcijski hladilnik:
QCOP
PQ f
f ⋅−
==λ
λ1
. (5.9)
Potrošnja primarne energije pri trigeneraciji znaša:
QEQQ
f QEQQCOP
PP
αααλα′
==⋅−
=⋅
+=
111 . (5.10)
Potrošnja primarne energije pri ločeni proizvodnji pa je
72
QEC
f
E
QCOP
PEPηηη
+⋅
+=′ . (5.11)
Z uporabo enačb 5.9 in 5.10 dobi enačba 5.11 naslednjo obliko:
QECEQ
E QQCOPCOPQP
ηηλλ
ηλαα +
−+
−=′
11
1. (5.12)
Pogoj za prihranek primarne energije, PP ′< se odraža v enačbi:
E
CEE COP
COP αληηληα ⋅
−⋅+⋅−> 1 . (5.13)
Pogoji za prihranek primarne energije so nazorno prikazani na sliki 5.1, za različne
vrednosti λ , ki je definirana kot delež kogenerirane toplote namenjene za pogon
absorpcijskega hladilnika. Vsaka črta na diagramu predstavlja par ( QE αα , ), za katere velja
enaka potrošnja primarne energije pri kombinirani in ločeni proizvodnji. Za vsak
kogeneracijski oziroma trigeneracijski sistem velja zgornja meja celotne učinkovitosti. Za
primer je vzeta zgornja meja 9,0=+ EQ αα , kar je maksimalna celotna učinkovitost
kogeneracijskih sistemov, ki se jih da dobiti na tržišču (Heteu, Bolle, 2002). Območje med
črto, ki predstavlja posamezne vrednosti λ in črto, ki predstavlja postavljeno zgornjo mejo
učinkovitosti, je območje, v katerem naj delujejo trigeneracijski sistemi (z izbiro Qα in
Eα ), da dobimo prihranke primarne energije. V primeru, ko je 1=λ , se vsa kogenerirana
toplota porablja za proizvodnjo hladu (primer letnega obratovanja naprave) ter 0=λ , ko se
vsa toplota porabi kot procesna toplota (primer zimskega obratovanja naprave).
73
-0.2
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
toplotni izkoristek kogeneracije αQ
el. i
zkor
iste
k ko
gen.
Eλ=0 λ=0,4 λ=1 zgornja meja učinkovitosti
Slika 5.1: Pogoji za prihranek primarne energije
Relativna učinkovitost trigeneracije v primerjavi z ločeno proizvodnjo je podana z
indeksom učinkovitosti trigeneracije I , ki je definiran kot:
ληα
ηα
ηα
ηα ⋅
−−+
−=′
−′=
E
Q
CQ
Q
Q
Q
E
E
COPCOPP
PPI 11 . (5.14)
Iz enačbe 5.14 lahko razberemo, da v primeru, ko je indeks učinkovitosti negativen,
nimamo prihranka primarne energije. Ob predpostavljenih vrednostih 7,0=COP ,
5=CCOP , 38,0=Eα in 53,0=Qα , dobimo iz enačbe 5.14 indeks učinkovitosti za
elektrarno na premog:
( )λ
λ383,0644,1
11−
−=I (5.15)
in za primer trigeneracije s plinsko parno turbino pa:
( )λ
λ454,0280,1
11−
−=I . (5.16)
Na osnovi izbranih podatkov lahko ugotovimo, da v primeru plinsko parne turbine (TGV),
trigeneracijski sistem omogoča prihranke primarne energije, če se manj kot 50 %
74
proizvedene toplote porablja za hlajenje. V primeru elektrarne na premog, pa je indeks
učinkovitosti večji kot 0,2 za vse vrednostiλ , kar nazorno prikazuje slika 5.2.
-0.3
-0.2
-0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i I
Elektrarna na premog TGV
Slika 5.2: Indeks učinkovitosti trigeneracije za dva režima ločene proizvodnje
Analiza ocene indeksa učinkovitosti trigeneracije v odvisnosti od različnih vrednosti
hladilnega števila COP absorpcijskega hladilnika, je prikazana na sliki 5.3 in 5.4. Ocena je
narejena za primer ločene proizvodnje s plinsko parno turbino oziroma elektrarne na
premog in absorpcijske hladilnike, ki jih lahko dobimo na trgu v razponu 0,5 < COP < 1,4.
V primeru ločene proizvodnje s plinsko parno turbino, kombinacija kogeneracije z LiBr
absorpcijskim hladilnikom s COP med 1 in 1,2 so omogočeni prihranki primarne energije,
če se manj kot 70 % proizvedene toplote porabi za hlajenje. V primeru ločene proizvodnje,
ko imamo elektrarno na premog, pa imamo za vse vrednosti COP prihranke primarne
energije.
75
-0.3
-0.2
-0.1
0
0.1
0.2
0.3
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i ICOP=0,5 COP=0,7 COP=0,9 COP=1,1 COP=1,2
Slika 5.3: Indeks učinkovitosti trigeneracije v odvisnosti od hladilnega števila
absorpcijskega hladilnika COP (plinsko parna turbina)
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i I
COP=0,5 COP=0,7 COP=0,9 COP=1,1 COP=1,2
Slika 5.4: Indeks učinkovitosti trigeneracije v odvisnosti od COP (elektrarna na premog)
V nadaljevanju, na slikah 5.5 do 5.10 bo predstavljena učinkovitost trigeneracije pri uporabi
različno učinkovitih hladilnih naprav.
76
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i I
Elektrarna na premog TGV
Slika 5.5: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T > 5 °C,
COP=1,2 in COPC=2
-0.2
-0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i I
Elektrarna na premog TGV
Slika 5.6: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T > 5 °C,
COP=1,2 in COPC=5
77
-0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i IElektrarna na premog TGV
Slika 5.7: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T > 5 °C,
COP=1,05 in COPC=3,8
-0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i I
Elektrarna na premog TGV
Slika 5.8: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T < 0°C,
COP=0,5 in COPC=2
78
-0.4
-0.3
-0.2
-0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i I
Elektrarna na premog TGV
Slika 5.9: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T < 0°C,
COP=0,5 in COPC=5
-0.2
-0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i I
Elektrarna na premog TGV
Slika 5.10: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T<0°C,
COP=0,65 in COPC=3,8
Iz slik 5.5 do 5.10 je razvidno, da na učinkovitost trigeneracije v primerjavi z ločeno
proizvodnjo v veliki meri vpliva razmerje med učinkovitostjo absorpcijskega in
79
kompresorskega hladilnika (CCOP
COP ). Večja, ko je vrednost CCOP
COP , večja je potem tudi
učinkovitost trigeneracije.
-0.2
-0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i I
Elektrarna na premog TGV
Slika 5.11: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer 32,0=Eα , 58,0=Qα , COP=1 in
COPC=3,8
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu λ
Inde
ks uči
nkov
itost
i I
Elektrarna na premog TGV
Slika 5.12: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer 45,0=Eα , 45,0=Qα , COP=1 in
COPC=3,8
80
Sliki 5.11 in 5.12 prikazujeta učinkovitost trigeneracije v odvisnosti od deleža proizvedene
električne energije in toplote. Ugotovimo lahko, da večja količina proizvedene električne
energije v sistemu trigeneracije povečuje njeno učinkovitost. Predstavljena analiza
učinkovitosti trigeneracije v primerjavi z ločeno proizvodnjo kaže, da je učinkovitost
odvisna od učinkovitosti posameznih komponent. Pri tem moramo upoštevati, da smo
upoštevali le energijske tokove, ne pa tudi njihove stroške. Obstaja povezava med
učinkovitostjo in ceno posamezne komponente sistema. V splošnem lahko ocenimo, da
bolj, ko je komponenta učinkovita, dražja je. Zato je potrebna ocena tudi z vidika cene
energijskih tokov.
5.3 Model termoekonomske primerjalne analize med različnimi načini oskrbe z energetskimi viri
Tamir (Tamir, Bilge, 2004) je v svoji študiji naredil analizo termo-ekonomičnosti
trigeneracijskega sistema. Pri tem je zasledoval cilj, da naredimo sistem, ki bo z
minimalnimi stroški bil kar najbolj učinkovit. Visoka učinkovitost pomeni, da iz energije
goriva pridobimo kar največ koristne energije. Pri tem se zopet osredotočimo na eksergijske
izgube in stroške. Da bi zmanjšali eksergijske izgube, naredimo spremembe v obliki
izboljšav sistema, kar ima za posledico povečanje investicijskih stroškov. Ko se povečajo
investicijski stroški , se hkrati povečajo tudi cene produktov. Zato morajo biti investicijski
in operativni stroški ter stroški vzdrževanja pravilno razporejeni na stroške produktov.
Stroške opredelimo kot vsoto zmnožkov potroškov in cen prvin poslovnega procesa.
Navedena opredelitev stroškov je v praksi neoperativna, kajti v poslovanju podjetja se
pojavljajo številni stroški, ki jih bodisi ne moremo natančno izraziti z zmnožkom količine
in cene določene prvine poslovnega procesa bodisi bi bilo takšno ugotavljanje preveč
zamudno. Vendar pa ti stroški vplivajo na uspeh poslovanja podjetja popolnoma enako kot
stroški, ki jih lahko na osnovi navedene teoretične opredelitve natančno ugotovimo
(Tekavčič, 1997).
Bilanca stroškov k-te komponente sistema lahko izračunamo kot (Tamir, Bilge, 2004):
81
∑ ∑ ++=+e i
kikikqkwke ZCCCC ,,,,,&&&&& (5.17)
Iz bilance stroškov (enačba 5.17) vidimo, da je celoten strošek izstopajočih eksergijskih
tokov enak celotnim stroškom za dosego le teh. V enačbi Ce predstavlja strošek izstopajočih
eksergijskih tokov, Cw strošek mehanskega dela, Cq strošek toplotnih izgub, Ci strošek
investicije in Zi stroške financiranja in obratovanja. Pri tem velja
EcC && ⋅= , (5.18)
pri čemer je C celoten strošek, c strošek na enoto eksergije ter E eksergijo, pika nad črko pa
pomeni tok
in
emE ⋅= && , (5.19)
pri čemer m& pomeni masni tok snovi in e eksergijo snovi.
Da lahko vidimo, kakšen učinek imata izgubljena in uničena eksergija posamezne
komponente na celoten trigeneracijski sistem, se uvede faktor y . Faktor y predstavlja
razmerje med izgubljeno (EL) in uničeno (ED) eksergijo posamezne komponente ter
celotnim eksergijskim tokom goriva (EF,tot) trigeneracijskega sistema. Predstavljen je na
sledeči način:
totF
kLkD
EEE
y,
,,
&
&& += (5.20)
Cilj termoekonomske analize je zmanjševanje stroškov. Da bi videli, kateri so poglavitni
viri stroškov posamezne komponente sistema (ali so to investicija in obratovalni stroški, ali
pa so to stroški, ki so posledica slabe učinkovitosti), se uvede termoekonomski faktor f :
( )kLkDkFk
kk EEcZ
Zf,,,
&&&
&
+⋅+= (5.21)
Visoka vrednost f nam pove, da so vzrok visokih stroškov investicijski in obratovalni
stroški ter stroški vzdrževanja, medtem ko nam nizka vrednost f pove, da je glavni viri
stroškov neučinkovitost pri izrabi energije. Termoekonomsko analizo si oglejmo na primeru
trigeneracijskega sistema, kjer se energija proizvaja s plinskim motorjem, moči 1900 kW,
82
za hlajenje pa se uporablja absorpcijski hladilnik moči 1130 kW in COP 0,66. Za
posamezne komponente dobimo ob upoštevanju stroškov (Tamir, Bilge, 2004)
plinski motor: y=50,3; f=51,5
kotel: y=9,4 ; f=1,4
absorpcijski hladilnik: y=5,76; f=15,0
Če želimo izboljšati trigeneracijski sistem v celoti, moramo izboljšati posamezno
komponento sistema. Glede učinkovitosti pri transformaciji energije, moramo biti pozorni
predvsem na faktor y . Nižja, ko je vrednost y , učinkovitejša je transformacija energije.
Gledano s tega stališča, je najbolj negativni učinek viden pri plinskem motorju, ki ima
najvišjo vrednost y . Da bi izboljšali to komponento, bi morali zmanjšati nepovračljivosti,
kar pa bi imelo za posledico zvišanje glavnih investicijskih stroškov. Plinski motor je tudi
komponenta z najvišjim faktorjem f . To pomeni, da so investicijski in obratovalni stroški
ter stroški vzdrževanja že visoki, zato so plinski motorji predragi, da bi se uporabljali samo
za proizvodnjo električne energije. Drugo najvišjo vrednost y predstavlja kotel. Da bi
izboljšali učinkovitost, moramo povečati prenosno površino toplote ter znižati temperaturno
razliko, ki nam omogoča prenos toplote. To bi imelo za posledico izbiro dražjega kotla. Ker
pa ima kotel najnižjo vrednost f , se izplača povečati učinkovitost kljub večjim stroškom
investicije. Pri absorpcijskem hladilniku pa imamo relativno visok faktor f in najnižji
faktor y . To pomeni, da so glavni stroški investicija ter vzdrževanje in ne slabša
učinkovitost komponente. Ne bi bilo ekonomično, če bi izbrali absorpcijski hladilnik z
večjo učinkovitostjo, da bi zmanjšali nepovračljivosti.
Cardona (Cardona, Piacentino, 2005) pa je predstavil pristop k reševanju težav, ki jih
predstavljajo spreminjajoči pogoji. V analizi se celotni energijski in snovni tok na lahek
način izračuna za različne vrednosti med seboj neodvisnih spremenljivk z izvedbo
ponavljajočih se simulacij. To naredimo s pomočjo fizikalnega modela energetskega
postroja, uporabe 2. zakona termodinamike in stroškovnega modela za optimizacijo
postopka.
83
Preračunavanje stroškov pri obratovanju energetskega procesnega sistema je prestavljeno z
naslednjimi enačbami.
Celoten strošek i-te komponente energetskega procesnega sistema je predstavljen v enačbi
5.22:
i.ii.vi.oi.ei ccccc +++= , (5.22)
kjer ce.i pomeni strošek energije i-te komponente, co.i pomeni strošek obratovanja i-te
komponente, cv.i pomeni strošek vzdrževanja i-te komponente in ci.i pomeni strošek
investicije i-te komponente energetskega procesnega sistema. Sestavljen je torej iz stroška
za energijo, stroška obratovanja, vzdrževanja in investicije.
Strošek letne investicije i-te komponente energetskega procesnega sistema je izražen v
enačbi:
ii II ⋅= β& , (5.23)
kjer se faktor β se izračuna na podlagi obrestne mere in predvidenega časa obratovanja
sistema, Ii pa je celotna investicija i-te komponente energetskega procesnega sistema.
Strošek letne investicije i-te komponente energetskega procesnega sistema na enoto
energije pa izračunamo tako, da strošek letne investicije i-te komponente energetskega
sistema podelimo s številom enot proizvedene energije v enem letu, ki pa je odvisna od
števila obratovalnih ur:
i
iI W
Ici
&& = , (5.24)
kjer je iIc strošek letne investicije i-te komponente energetskega sistema na enoto
proizvedene energije, Wi pa je število enot proizvedene energije i-te komponente
energetskega sistema v enem letu.
Fizikalni model energetskega procesnega sistema lahko zapišemo v obliki enačb, kjer
najprej zapišemo vse oblike končne energije, ki jo potrebujemo za proces, temu dodamo
stroške posamezne komponente, nato pa jih združimo v skupni model.
84
- Električna energija:
Električno energijo lahko pridobimo na več načinov. Najbolj običajen je, da jo preprosto
kupimo od dobavitelja. Poleg tega pa jo lahko sami proizvedemo iz zemeljskega plina v
plinsko parnem kogeneracijskem sistemu ali pa jo pridobimo iz obnovljivih virov, npr.
sončnih celic. Enačba, s katero popišemo tak sistem je naslednja:
eReGEe WWWW ++= . (5.25)
We pomeni skupno električno energijo, WE pomeni, da gre za kupljeno električno energijo,
WeG je električna energija pridobljena iz plinsko parnega kogeneracijskega sistema in WeR
električna energija pridobljena iz obnovljivih virov. Isto enačbo lahko zapišemo tudi z
deleži skupne električne energije, pridobljenimi iz različnih virov:
( ) eeReeGeeReGe WWW1W λλλλ ++−−= (5.26)
Lambde predstavljajo deleže, pridobljene iz različnih virov:
e
eGeG W
W=λ in (5.27)
e
eReR W
W=λ . (5.28)
Če k enačbi 5.25 dodamo še stroške posamezne komponente, dobimo skupni strošek
električne energije Ce:
eReReGeGEEe cWcWcWC ++= , (5.29)
pri čemer cE pomeni strošek na enoto kupljene električne energije, ceG pomeni strošek na
enoto električne energije, pridobljene iz plinsko parnega kogeneracijskega sistema, ceR pa
strošek na enoto električne energije pridobljene iz obnovljivih virov.
Podobno dobimo, če dodamo strošek posamezne komponente v enačbo 5.26:
( ){ } eeReReGeGEeReGe Wccc1C λλλλ ++−−= . (5.30)
85
- Hlad:
Podobno, kot smo popisali sistem pridobivanja električne energije, lahko naredimo s
sistemom za pridobivanje hladu Wc.
chRchGcHceRceGcECc WWWWWWWW ++++++= (5.31)
Tukaj imamo več možnosti, kot pri pridobivanju elektrike. Hlad lahko kupimo (WC), lahko
ga pridobivamo s pomočjo kompresorskega hladilnika iz elektrike, katero kupimo (WcE) ali
pridobimo iz plinsko parnega sistema (WceG) ali iz obnovljivih virov (WceR), lahko pa hlad
proizvedemo z absorpcijskimi hladilniki iz toplote, katero kupimo (WcH) ali proizvedemo iz
zemeljskega plina (WchG) ali proizvedemo iz obnovljivih virov, npr. sončnih kolektorjev
(WchR). Isto enačbo lahko zapišemo tudi z deleži hladu, pridobljenimi iz različnih virov.
Če k enačbi 5.31 dodamo še stroške posamezne komponente sistema, dobimo skupni
strošek hladu Cc:
chRchRchGchGcHcHceRceRceGceGcEcECCc cWcWcWcWcWcWcWC ++++++= , (5.32)
pri čemer cC predstavlja strošek na enoto kupljenega hladu, ccE strošek na enoto hladu
proizvedenega iz kupljene elektrike, cceG strošek na enoto hladu proizvedenega iz elektrike
iz plinsko parnega sistema, cceR strošek na enoto hladu proizvedenega iz elektrike iz
obnovljivih virov, ccH strošek na enoto hladu proizvedenega iz kupljene toplote, cchG strošek
na enoto hladu proizvedenega iz toplote iz zemeljskega plina in cchR strošek na enoto hladu
proizvedenega iz toplote iz obnovljivih virov.
Podobno lahko hlad izrazimo s pomočjo deležev, ki jih prispevajo različni viri:
( )c
chRchRchGchG
cHcHceRceRceGceGcEcE
CchRchGcHceRceGcE
c Wcc
ccccc1
C
+++++
+−−−−−−=
λλλλλλ
λλλλλλ. (5.33)
Deleži hladu iz posameznega vira pa so izraženi z lambdami:
c
cEcE W
W=λ ,
c
ceGceG W
W=λ , (5.34, 5.35)
c
ceRceR W
W=λ ,
c
cHcH W
W=λ , (5.36, 5.37)
86
c
chGchG W
W=λ ,
c
chRchR W
W=λ . (5.38, 5.39)
- Toplota:
Tudi fizikalni sistem pridobivanja toplote se da popisati z enačbami, podobno kot smo to
naredili z elektriko in hladom.
hRhGheRheGhEHh WWWWWWW +++++= (5.40)
Toploto lahko kupimo (WH), lahko jo proizvedemo iz električne energije, katero kupimo
(WhE) ali proizvedemo v plinsko parnem sistemu (WheG), pridobimo iz obnovljivih virov
(WheR) ali toploto proizvedemo v kotlu iz zemeljskega plina (WhG) ali pa jo pridobimo iz
obnovljivih virov (WhR).
Ko k enačbi 5.40 dodamo še stroške posamezne komponente, dobimo skupni strošek
toplote Ch:
hRhRhGhGheRheRheGheGhEhEHHh cWcWcWcWcWcWC +++++= . (5.41)
cH pomeni strošek na enoto toplote, ki jo kupimo, chE strošek na enoto toplote, ki jo
proizvedemo iz kupljene električne energije, cheG strošek na enoto toplote proizvedene iz
električne energije iz plinsko parnega sistema, cheR strošek na enoto toplote proizvedene iz
elektrike iz obnovljivih virov, chG strošek na enoto toplote proizvedene iz zemeljskega plina
in chR strošek na enoto toplote iz obnovljivih virov.
Če pa toploto izrazimo s pomočjo deležev iz posameznega vira, dobi gornja enačba obliko:
( )h
hRhRhGhG
heRheRheGheGhEhE
HhRhGheRheGhE
h Wcc
cccc1
C
++++
+−−−−−=
λλλλλ
λλλλλ. (5.42)
Pri tem so lambde deleži toplote proizvedeni iz različnih virov:
h
hEhE W
W=λ ,
h
heGheG W
W=λ , (5.43, 5.44)
h
heRheR W
W=λ ,
h
heRhG W
W=λ in (5.45, 5.46)
87
h
hRhR W
W=λ . (5.47)
Če sedaj enačbe 5.25, 5.31 in 5.40 združimo, dobimo popisan fizikalni sistem s končnimi
oblikami energije, pridobljenimi iz različnih virov.
hcetot WWWW ++= (5.48)
Wtot pomeni vso končno energijo, ki jo potrebuje nek procesni sistem za obratovanje.
( ) ( )( )
++++++
++++++++++=
hRhGheRheGhEH
chRchGcHceRceGcECeReGEtot WWWWWW
WWWWWWWWWWW (5.49)
Če gornjo enačbo preuredimo in različne oblike energije združimo glede na energetski vir,
iz katerega ga dobimo, dobi enačba naslednjo obliko:
( ) ( )( )
++++++++++++++++
=cHHChRheRchRceReR
hGheGchGceGeGhEcEEtot WWWWWWWW
WWWWWWWWW (5.50)
Na drugi način pa lahko posamezne končne oblike energij (električno energijo, hlad in
toploto) izrazimo skozi primarno energijo in njihovimi izkoristki ter deleži pri pretvorbah.
Kupljeno električno energijo WE lahko razdelimo, saj se je del lahko porabi kot električno
energijo za ostale namene, del za proizvodnjo hladu in del za proizvodnjo toplote.
( ) EhEcEeE W1W λλ −−= (5.51)
WeE je del kupljene električne energije za ostale namene, lambde pa so deleži kupljene
električne energije porabljeni za proizvodnjo hladu (λcE) in toplote (λhE).
EcEC
cE WCOPW λ= (5.52)
Hlad (WcE), narejen s kompresorskim hladilnikom z izkoristkom COPc iz dela kupljene
elektrike (λcE).
ECcEcE WCOPW λ= (5.53)
88
Podobno velja za toploto (WhE), ki se proizvaja iz dela kupljene elektrike (λhE) z
izkoristkom ηhE.
EhEhE
hE WW λη
= (5.54)
EhEhEhE WW ηλ= (5.55)
Če podobo naredimo še za ostale oblike energije in jih vnesemo v enačbo 5.50, dobimo:
( )( )
( )
( )
+−+++
+
+++
++−−−−+
+
+++
++−−−−+
+++−−
=
HcHcH
C
RhRhReRheheRhRchR
eRCceReRhRheRchRceR
GQhGeGheheGQchG
eGCceGeGhGheGchGceG
EhEhECcEhEcE
tot
WCOP1W
WCOP
COP1
WCOP
COP1WCOP1
W
λλ
ηληηληληληλλλλ
ηληηληληληλλλλ
ηλλλλ
(5.56)
Pri tem λceG pomeni delež zemeljskega plina, ki se porabi za proizvodnjo elektrike za
proizvodnjo hladu s kompresorskim hladilnikom, λchG pomeni delež zemeljskega plina za
proizvodnjo toplote, iz katere se proizvaja hlad z absorpcijski hladilnikom, λheG delež
zemeljskega plina za proizvodnjo elektrike za toploto, λhG delež zemeljskega plina za
proizvodnjo toplote, λceR delež elektrike iz obnovljivih virov za proizvodnjo hladu, λchR
delež toplote iz obnovljivih virov za proizvodnjo hladu, λheR delež elektrike iz obnovljivih
virov za proizvodnjo toplote, λhR delež toplote iz obnovljivih virov, λcH delež kupljene
toplote za proizvodnjo hladu z absorpcijskim hladilnikom, ηhE pomeni izkoristek pri
pretvorbi kupljene elektrike v toploto, ηeG izkoristek pri proizvodnji elektrike iz
zemeljskega plina v plinsko parnem sistemu, ηQ izkoristek pri proizvodnji toplote v kotlu,
ηhe izkoristek pri proizvodnji toplote iz elektrike, ηeR izkoristek pri proizvodnji elektrike iz
obnovljivih virov in ηhR izkoristek pri proizvodnji toplote iz obnovljivih virov.
Porabo končnih oblik potrebne energije pa lahko izrazimo tudi skozi primarno energijo, ki
vstopa v proces ali v podjetje.
89
++
++
+
+++++
+
+++++
+
++
=
COPW
W
W
WWCOP
WCOP
WW
WWCOP
WCOP
WW
WCOPW
W
W
cHH
C
hR
hR
eRhe
heR
hR
chR
eRC
ceR
eR
eR
Q
hG
eGhe
heG
Q
chG
eGC
ceG
eG
eG
hE
hE
C
cEE
P ηηηηηη
ηηηηηη
η
(5.57)
Do sedaj smo obravnavali fizikalni model ločene proizvodnje končnih oblik energije, kar
pomeni, da vsako obliko končne energije proizvedemo v ločeni napravi z določenim
izkoristkom. Če pa v ta fizikalni model dodamo še proizvodnjo električne in toplotne
energije v procesu kogeneracije ali dodatno hladu v procesu trigeneracije, se ta enačba še
nekoliko razširi.
QPEW fTR ++= , (5.58)
pri čemer WTR pomeni energijo pridobljeno v procesu trigeneracije, E pomeni električno
energijo iz trigeneracije, Pf pomeni hlad iz trigeneracije in Q pomeni toploto iz procesa
trigeneracije.
Energija pridobljena v procesu trigeneracije je vsota električne energije, hladu, ki se
proizvede z absorpcijskim hladilnikom iz dela toplote in toplote.
GEWE α= , (5.59)
αE pomeni električni izkoristek pri kogeneraciji.
GQWQ α=′ , (5.60)
αq pomeni toplotni izkoristek pri kogeneraciji, Q ′ pomeni pridobljeno toploto iz
kogeneracije, WG pa pomeni energijo zemeljskega plina, ki vstopa v proces kogeneracije.
Če del toplote porabimo za proizvodnjo hladu z absorpcijskim hladilnikom (trigeneracija),
pa dobimo:
90
( )( ) GQchQchf W1QQQ αλαλ −+=+=′ , (5.61)
pri čemer je Qf del toplote namenjen za proizvodnjo hladu in Q del za procesno toploto.
Vso stvar lahko izrazimo tudi z deležem toplote λch, ki je namenjen za proizvodnjo hladu.
Poraba primarne energije P v obliki zemeljskega plina pa je:
( )( ) GQchQchEQE
W11P αλαλααα
−+++
= (5.62)
Če dodamo sistem trigeneracije v naš ločen sistem proizvodnje, se fizikalni model razširi.
Električna energija je sestavljena iz kupljene, proizvedene iz zemeljskega plina, iz
kogeneracije ali trigeneracije in iz obnovljivih virov:
eReTReGEe WWWWW +++= , (5.63)
pri čemer WeTR pomeni elektriko pridobljeno v procesu kogeneracije ali trigeneracije.
Vso stvar pa lahko ponazorimo tudi z deleži:
( ) eeReeTReeGeeReTReGe WWWW1W λλλλλλ +++−−−= (5.64)
λeTR pomeni delež energije pridobljen v procesu trigeneracije.
Hlad je ravno tako lahko sestavljen iz kupljenega hladu WC, proizvedenega iz električne
energije (kupljene WcE, proizvedene iz zemeljskega plina WceG, proizvedene iz obnovljivih
virov WceR), iz toplote (kupljene WcH, proizvedene iz zemeljskega plina WchG, proizvedene v
procesu kogeneracije WchTR, proizvedene iz obnovljivih virov WchR).
chRchTRchGcHceRceGcECc WWWWWWWWW +++++++= (5.65)
Če pa pogledamo posamezne deleže, so ti naslednji:
( )
+++++++−−−−−−−
=cchRcchTRcchGccHcceRcceGccE
cchRchTRchGcHceRceGcEc WWWWWWW
W1W
λλλλλλλλλλλλλλ
, (5.66)
pri čemer λchTR predstavlja delež hladu iz procesa trigeneracije.
91
Enako lahko ugotovimo za toploto Wh. Ta je lahko sestavljena iz kupljene toplote WH,
toplote proizvedene iz električne energije (kupljene WhE, proizvedene iz zemeljskega plina
WheG, proizvedene iz obnovljivih virov WheR), toplote proizvedene iz zemeljskega plina
WhG, toplote proizvedene v procesu kogeneracije WhTR in toplote, proizvedene iz
obnovljivih virov WhR.
hRhTRhGheRheGhEHh WWWWWWWW ++++++= (5.67)
Ob upoštevanju posameznih deležev, pa je enačba naslednja:
( )
++++++−−−−−−
=hheRhheGhhEhhRhhTRhhG
hheRheGhEhRhTRhGh WWWWWW
W1W
λλλλλλλλλλλλ
, (5.68)
pri čemer je λhTR delež toplote iz procesa trigeneracije.
Od tu potem sestavimo celoten fizikalni sistem izražen s primarnimi oblikami energije:
( )
( )
( )( )
( )
( )
+−+++
+
+++
++−−−−+
+
−+++
++++++−−−−−
+
+++−−
=
HcHcH
C
RhRhReRheheRhRchR
eRCceReRhRheRchRceR
G
QchQchETR
QhGeGheheGQchG
eGCceGeGTRhGheGchGceG
EhEhECcEhEcE
tot
WCOP1W
WCOP
COP1
W1COP
COPCOP1
WCOP1
W
λλ
ηληηληληληλλλλ
αλαλαληληηληλ
ηληλλλλλ
ηλλλλ
. (5.69)
Če to porabo končne energije Wtot izrazimo skozi primarno energijo WP, dobi gornja enačba
naslednjo obliko:
92
( )( )
++
++
+
+++++
+
−+++
+
+++++
+
+
++
=
COPW
W
W
WWCOP
WCOP
WW
W11
WWCOP
WCOP
WW
WCOPW
W
W
cHH
C
hR
hR
eRhe
heR
hR
chR
eRC
ceR
eR
eR
GQchQchEQE
Q
hG
eGhe
heG
Q
chG
eGC
ceG
eG
eG
hE
hE
C
cEE
P
ηηηηηη
αλαλααα
ηηηηηη
η
Vendar ta fizikalni model (enačba) še ne vsebuje stroškov energije, obratovanja,
vzdrževanja in investicije. Če želimo upoštevati vse stroške, moramo poznati količine
posameznih potrebnih energentov in realne stroške njihove proizvodnje.
Ob upoštevanju vseh teh stroškov, ki jih vstavimo v enačbo 5.70, dobimo precej obsežno
enačbo, ki v bistvu predstavlja kompleten strošek za vso energijo, ki jo potrebujemo.
(5.70)
93
( ) ( )( )
( )( )( )
( )( )( )( )( )( )( )
( )
( )( )( )( )( )
( )( ) ( )( )
++++++
++
++++
+
+++++++++++
+++
++++
++++
+
+++++++++++++++++
+++
++++
−+++
+
+++++
+
+
++
+++++++
++
=
cHivocHH,iH,vH,oHcH
H
C,iC,vC,oCC
hRivohR
heRivoheR
chRivochR
ceRivoceR
eRivoeR
R,iR,vR,oRhR
hR
eRhe
heR
hR
chR
eRC
ceR
eR
eR
cTRivocTR
TRivoTR
hGivohG
heGivoheG
chGivochG
ceGivoceG
eGivoeG
G,iG,vG,oG
GQchQchEQE
Q
hG
eGhe
heG
Q
chG
eGC
ceG
eG
eG
hEivohE
cEivocEE,iE,vE,oE
hE
hE
C
cEE
cccWccccCOPW
W
ccccW
cccWcccWcccWcccWcccW
ccccWW
COPW
COPWW
cccWcccWcccWcccWcccWcccW
cccW
ccccW11
WWCOP
WCOP
WW
cccWcccW
ccccW
COPW
W
C
ηηηηηη
αλαλααα
ηηηηηη
η
.
Mali co predstavlja obratovalni strošek na enoto energije, cv predstavlja vzdrževalni strošek
na enoto energije in ci investicijski strošek na enoto energije.
Po preureditvi enačbe, dobi le ta naslednjo obliko:
(5.71)
94
( )
( )( ) ( )( )
( )( )
+++++++
++++
+
+++
+
++++
+++
+
++++
+++
+++
++++−+++
+
+++
+
++++
+++
+
++++
+++
+
+++
+
+++++++
=
cH,icH,vcH,oH
cHH,iH,vH,oHH
C,iC,vC,oCC
hR,ihR,vhR,ohR
RhR
heR,iheR,vheR,oeRhe
RheRchR,ichR,vchR,o
hR
RchR
ceR,iceR,vceR,oeRC
RceReR,ieR,veR,o
eR
ReR
cTR,icTR,vcTR,oTRQch
TR,iTR,vTR,oTRGGQchQchEQE
hG,ihG,vhG,oQ
GhG
heG,iheG,vheG,oeGhe
GheGchG,ichG,vchG,o
Q
GchG
ceG,iceG,vceG,oeGC
GceGeG,ieG,veG,o
eG
GeG
hE,ihE,vhE,ohE
EhE
cE,icE,vcE,oC
EcEE,iE,vE,oEE
cccCOPcWccccW
ccccW
cccc
W
cccc
WcccCOP
cW
cccCOP
cWccc
cW
cccCOPW
cccWcW11
cccc
W
cccc
WcccCOP
cW
cccCOP
cWccc
cW
cccc
W
cccCOP
cWccccW
C
η
ηηη
ηη
αλ
αλαλααα
η
ηηη
ηη
η
Če iz enačbe 5.72 izpostavimo primarne oblike energije in upoštevamo deleže, ki se
porabijo za proizvodno končnih oblik energije, dobimo končno enačbo:
(5.72)
95
( ) ( )( )
( )( ) ( )
( ) ( )( ) ( )
( )( ) ( )( )( ) ( )
( ) ( )( ) ( )
( )( ) ( )( )
++++++
++++
+
+++++
++++++
+++−−−−
++++
+
++++++
++++++
++++++
+++−−−−−
++++
+
++
+++++++
=
cH,icH,vcH,ocHH,iH,vH,oHH
C,iC,vC,oCC
hR,ihR,vhR,ohRhRheR,iheR,vheR,oeRheheR
chR,ichR,vchR,ohRchRceR,iceR,vceR,oeRCceR
eR,ieR,veR,oeRhRheRchRceR
R,iR,vR,oR
R
cTR,icTR,vcTR,oQchTRTR,iTR,vTR,oQETR
hG,ihG,vhG,oQhGheG,iheG,vheG,oeGheheG
chG,ichG,vchG,oQchGceG,iceG,vceG,oeGCceG
eG,ieG,veG,oeGTRhGheGchGceG
G,iG,vG,oG
G
hE,ihE,vhE,ohEhE
cE,icE,vcE,oCcEE,iE,vE,oEE
cccCOPccccW
ccccW
cccccc
cccCOPcccCOP
ccc1
cccc
W
cccCOPccc
cccccc
cccCOPcccCOP
ccc1
cccc
W
ccc
cccCOPccccW
C
λ
ηληηληληλ
ηλλλλ
αλλααλ
ηληηλ
ηληληλλλλλ
ηλλ
.
To je končna oblika fizikalnega modela – enačbe, ki zajema vse možne načine proizvodnje
končne energije iz različnih primarnih oblik energije, hkrati pa upošteva tudi vse stroške, ki
nastajajo pri proizvodnji posameznih oblik končne energije skupaj s stroški primarne
energije.
Popolnoma enake rezultate moramo dobiti tudi v primeru, če poznamo le količine končnih
energij, ne vemo pa, kolikšna je poraba primarne energije. Za ta primer iz enačbe 5.72
izpostavimo končne oblike energij in izpeljemo naslednji fizikalni model:
(5.73)
96
( )( )( )
( )
( )
+
+++
+++
+
+++
++++
+
+++
+++
++++−−−
eR,ieR,veR,oeR
R,iR,vR,oReR
TR,iTR,vTR,oQE
G,iG,vG,oGeTR
eG,ieG,veG,oeG
G,iG,vG,oGeG
E,iE,vE,oEeReTReG
e
ccccccc
ccccccc
ccccccc
cccc1
W
ηλ
ααλ
ηλ
λλλ
( )( )
( )
( )
( )( )
( )
( )
( )
( ) ( )
+
+++
+++++++
+
+++
+++
+
+++
+++
+
+++
+++
++++
+
+++
+++
+
+++
+++
+
+++
+++
⋅−−−−−−−
+
cH,icH,vcH,oH,iH,vH,oH
cHC,iC,vC,oCcC
chR,ichR,vchR,ohR
R,iR,vR,oRchR
ceR,iceR,vceR,oeRC
R,iR,vR,oRceR
cTR,icTR,vcTR,oTR,iTR,vTR,o
QE
G,iG,vG,oGcTR
chG,ichG,vchG,oQ
G,iG,vG,oGchG
ceG,iceG,vceG,oeGC
G,iG,vG,oGceG
cE,icE,vcE,oC
E,iE,vE,oE
cHcCchRceRcTRchGceG
c
cccCOP
cccccccc
cccCOP
cccc
cccCOP
cccc
cccCOP
cccCOP
cccc
cccCOP
cccc
cccCOP
cccc
cccCOP
cccc1
W
λλ
ηλ
ηλ
ααλ
ηλ
ηλ
λλλλλλλ
( ) ( )
( )
( )
( )( )
( )
( )
( )
+++λ
+
+++
ηη+++
λ
+
+++
η+++
λ
+
+++
α+α+++
λ
+
+++
η+++
λ
+
+++
ηη+++
λ
+
+++
η+++
λ−λ−λ−λ−λ−λ−
+
H,iH,vH,oHhH
heR,iheR,vheR,oeRhe
R,iR,vR,oRheR
hR,ihR,vhR,ohR
R,iR,vR,oRhR
TR,iTR,vTR,oQE
G,iG,vG,oGhTR
hG,ihG,vhG,oQ
G,iG,vG,oGhG
heG,iheG,vheG,oeGhe
G,iG,vG,oGheG
hE,ihE,vhE,ohE
E,iE,vE,oEhHhRheRhTRhGheG
h
cccc
ccccccc
ccccccc
ccccccc
ccccccc
ccccccc
ccccccc
1
W
(5.74)C =
97
Tudi ta fizikalni model nam da popolnoma enake rezultate, kot enačba (model) 5.73, saj gre
le za izpostavljanje, v prvem primeru primarne energije in v drugem primeru končne
energije. Oba pa nam podajata celoten letni strošek energije, ki jo rabimo za nek proces. V
njem je upoštevana tako nabavna vrednost primarne energije, kot tudi vsi ostali stroški
povezani s preoblikovanjem te energije v končne oblike, kot so stroški investicije,
obratovanja in vzdrževanja.
5.4 Analiza modela in njegova verifikacija
Največja prednost tega modela za termoekonomsko analizo je, da zajema vse možne načine
proizvodnje končnih oblik energije iz ravno tako vseh možnih primarnih oblik energije. To
pomeni, da je splošno uporaben tako za industrijo kot tudi za storitveno dejavnost, kamor
sodijo hoteli, večje bolnišnice, šolski centri , nakupovalni centri in podobne ustanove, ki
imajo velike potrebe po električni energiji, hlajenju in toploti in s tem tudi velike stroške za
energijo ter za vsa okolja, ki so in niso infrastrukturno razvita.
Za praktično uporabo tega modela pa moramo poznati cene primarnih (vstopnih) energij.
To sta ponavadi električna energija in zemeljski plin. Poleg tega moramo poznati še cene
oz. stroške investicije za posamezen sistem, s katerim hočemo preoblikovati primarno
energijo v končno obliko ter seveda stroške obratovanja in vzdrževanja za posamezen
sistem. Seveda ne gre tudi brez tehničnih podatkov o izkoristkih posameznih sistemov, ki
pa jih brez težav dobimo pri posameznih ponudnikih sistemov skupaj s cenami.
Nabor parametrov (spremenljivk), ki jih moramo poznati za uspešno uporabo izdelanega
modela za termoekonomsko analizo energetskega sistema je za primer modela 5.73
naslednji:
- WE, WG, WR, WC, WH količine primarne energije, ki jo kupimo in porabimo za
proces in za preoblikovanje v končne oblike energije,
- λcE, λhE, λceG, λchG, λheG, λhG, λTR, λceR, λchR, λheR, λhR, λcH deleži primarne energije,
ki se porabijo za preoblikovanje (proizvodnjo) v končne oblike energije (elektrika, hlad in
toplota),
98
- COPC, COP, ηhE, ηeG, ηQ, ηhe, ηeR, ηhR, αE, αQ izkoristki posameznih naprav – tehnični
podatki,
- cE, cG, cR, cC, cH nabavne cene primarnih oblik energije,
- co,xx, cv,xx, ci,xx stroški obratovanja, vzdrževanja in investicije za vsak sistem, ki ga
želimo analizirati.
Pri praktični uporabi tega modela je potrebno upoštevati nekatere pogoje pri deležih
primarne energije:
( ) 10 TRhGheGchGceG ≤λ+λ+λ+λ+λ≤ in ( ) 10 hRheRchRceR ≤λ+λ+λ+λ≤ .
Za praktično uporabo modela 5.74 pa moramo poznati nekatere druge parametre:
- We, Wc, Wh količine končne energije, ki jo potrebujemo za proces,
- λeG, λeTR, λeR, λceG, λchG, λcTR, λceR, λchR, λcC, λcH, λheG, λhG, λhTR, λheR, λhR, λhH deleži
posameznih oblik končne energije (elektrika, hlad in toplota), ki so proizvedeni iz različnih
virov primarne energije,
- COPC, COP, ηhE, ηeG, ηQ, ηhe, ηeR, ηhR, αE, αQ izkoristki posameznih naprav – tehnični
podatki,
- cE, cG, cR, cC, cH nabavne cene primarnih oblik energije,
- co,xx, cv,xx, ci,xx stroški obratovanja, vzdrževanja in investicije za vsak sistem, ki ga
želimo analizirati.
Tudi tu je potrebno upoštevati pogoje:
( ) 10 eReTReG ≤λ+λ+λ≤ , ( ) 10 cHcCchRceRcTRchGceG ≤λ+λ+λ+λ+λ+λ+λ≤ in
( ) 10 hHhRheRhTRhGheG ≤λ+λ+λ+λ+λ+λ≤ .
Z modelom lahko analiziramo tako obstoječe energetske sisteme kot tudi nove, šele
načrtovane energetske sisteme in jih primerjamo med sabo. Ko se odločamo za neko novo
investicijo, lahko med seboj primerjamo oz. analiziramo različne načine (sisteme) za
proizvodno končnih oblik energije, ki jih potrebujemo in se na osnovi rezultata
termoekonomske analize z razvitim modelom odločimo za ustreznejši (cenejši) sistem, ki
nam bo dolgoročno prinašal prihranke. Model ravno tako omogoča analizo, ko nek
obstoječi sistem samo dogradimo oz. razširimo in nam da rezultat, na osnovi katerega se
odločimo za ustreznejšo varianto.
99
V praksi moramo poznati seveda samo tiste parametre in cene ter stroške sistema, ki ga
analiziramo oz. za tistega, ki ga načrtujemo.
Model termoekonomske analize (5.73 in 5.74) smo verificirali s preizkušanjem na več
načinov. Prvi je bil, da smo naredili preizkus modela tako, da smo vse potrebne končne
oblike energije proizvajali le iz električne energije. Model v obeh izvedbah nam je dal enak
rezultat. Potem smo preizkus ponovili tako, da smo vse potrebne končne oblike energije
proizvajali iz zemeljskega plina in nazadnje še enako s sistemom trigeneracije. V vsakem
preizkusu smo dobili iz obeh izvedb modela enak rezultat za isti preizkus.
Za primerjavo novega načina energetske oskrbe procesnega sistema z indeksom N z
obstoječim sistemom z indeksom EX, vpeljemo indeks ekonomičnosti Ie:
[ ] [ ][ ]
[ ][ ]EXhhccee
Nhhccee
EXhhccee
NhhcceeEXhhcceee cWcWcW
cWcWcW1
cWcWcWcWcWcWcWcWcW
I++++
−=++
++−++= . (5.75)
ali
EX
Ne C
C1I −= , (5.76)
pri čemer CN pomeni celoten letni strošek za energetsko oskrbo z novim sistemom in CEX
celoten letni strošek za energetsko oskrbo z obstoječim sistemom.
Če je indeks ekonomičnosti večji od nič, se splača investirati v nov sistem proizvodnje
končnih oblik energije, če pa je manjši od nič je bolje, da ostanemo pri že obstoječem
sistemu. Podobno pa je tudi, ko načrtujemo popolnoma nov sistem in med seboj
primerjamo različne načine oskrbe procesa.
6 PREDSTAVITEV UPORABNOSTI MODELA NA RAZLIČNIH
PRIMERIH IN INTERPRETACIJA REZULTATOV
Razviti model termoekonomske analize bomo v nadaljevanju prikazali v praktični uporabi
na nekaj realnih primerih, zato potrebujemo tudi realne podatke o energetskih sistemih in
stroških.
100
Stroški obratovanja nekega sistema so odvisni od velikosti sistema, zahtevnosti sistema in
števila letnih obratovalnih ur. Te stroške smo določili iz praktičnega primera farmacevtske
tovarne za vse končne oblike energije in jih uporabili tudi pri drugih primerih. Enako so bili
določeni tudi stroški vzdrževanja sistema.
Stroške investicij za poljubne moči naprav izračunamo tako, da poznamo realne cene nekaj
naprav različnih velikosti, nato pa s pomočjo programskega orodja Excel zrišemo krivuljo
odvisnosti cen od moči naprav ter nato s pomočjo funkcije dodajanja trendne črte poiščemo
enačbo, ki kar najbolj natančno popiše krivuljo odvisnosti cene od moči naprave. Na ta
način smo dobili formule (enačbe), ki jih podajamo v nadaljevanju.
Za preračun stroškov investicij iI posameznih komponent smo dobili naslednje vrednosti:
- Plinski kotel:
Investicijski strošek: ( ) ( )2hhhkotel P2266,0P2,854.2000.000.10PI ⋅+⋅+= SIT, kjer
hP predstavlja moč kotla v kWt.
- Kompresorski hladilnik:
Investicijski strošek: ( ) ( )cchlad P571.16000.000.2PI ⋅+= SIT, kjer cP predstavlja
moč kompresorskega hladilnika v kWc.
- Absorpcijski hladilnik:
Investicijski strošek: ( ) ( )6101,0abs C309.389CI ⋅= SIT, kjer C predstavlja hladilno
moč absorpcijskega hladilnika v kWc.
- Plinski motor:
Investicijski strošek: ( ) ( )7779,0mot P664.824PI ⋅= SIT, kjer P predstavlja električno
moč naprave v kWe.
Za obračunavanje stroškov letne investicije bomo uporabili faktor β = 12.95 % na podlagi
obrestne mere i = 5 % in predvidenega časa obratovanja sistema n = 10 let.
101
V nadaljevanju dela bomo te rezultate uporabili kot osnovo za primerjavo različnih načinov
energetske oskrbe procesnega sistema. V prvem primeru bomo obravnavali manjši
energetski sistem v hotelu, v drugem pa večji energetski sistem v izbrani farmacevtski
tovarni.
Primer 1:
V prvem primeru bomo obravnavali primer hotela, ki za svoje celoletno obratovanje
potrebuje električno energijo, hlad in toploto. S pomočjo modela za termoekonomsko
analizo in indeksa ekonomičnosti, bomo primerjali med seboj obstoječi sistem
zagotavljanja oskrbe v obliki ločene proizvodnje končne energije in novim sistemom, kjer
bi s pomočjo trigeneracijskega sistema zagotavljali enako oskrbo s končno energijo. Ločen
sistem proizvodnje pomeni, da električno energijo kupujemo, iz nje proizvajamo še hlad s
kompresorskim hladilnikom, kupujemo pa tudi zemeljski plin za potrebe ogrevanja.
Ob upoštevanju podatkov:
Pe = 1190 kW, Pc = 950 kW, Ph =1400 kW potrebne moči,
αE = 0,4, αQ = 0,48, ηQ =0,9, COP = 1,3 in COPC = 3,3 izkoristki naprav,
ci,TR = 768 SIT/GJ, ci,cTR = 118 SIT/GJ, ci,hG = 44 SIT/GJ, ci,cE = 84 SIT/GJ cene
letnih investicij na GJ proizvedene enegije,
co,E = 371 SIT/GJ, cv,E = 9 SIT/GJ, co,cE = 367 SIT/GJ, cv,cE = 69 SIT/GJ,
co,G = 0 SIT/GJ, cv,G = 0 SIT/GJ, co,cTR = 367 SIT/GJ, cv,cTR = 69 SIT/GJ,
co,hG = 220 SIT/GJ, cv,hG = 35 SIT/GJ, co,TR = 220 SIT/GJ, cv,TR = 129 SIT/GJ obratovalni
in vzdrževalni stroški na GJ proizvedene energije,
cE = 14,22 SIT/kWh in cG = 58,14 SIT/Sm3 cene primarne energije,
taksa za CO2 = 5,70 SIT/Sm3, trošarina = 1,50 SIT/Sm3.
Pri izračunih v sistemu trigeneracije vzamemo ceno zemeljskega plin brez takse za
obremenjevaje zraka z emisijo CO2 in brez trošarine, ker država s temi elementi vzpodbuja
energetsko učinkovitejše sisteme, ki zmanjšujejo onesnaževanje zraka s toplogrednimi
plini. Obenem nam dobavitelj zaradi enakomernejšega in večjega letnega odjema prizna
znižanje cene za 10 %.
102
V tabeli 6.1 imamo podane rezultate izvedene primerjalne termoekonomske analize za
hotel. Indeks ekonomičnosti se spreminja v odvisnosti od deleža proizvedene toplote pri
trigeneraciji, ki ga porabimo za proizvodnjo hladu z absorpcijskim hladilnikom λch.
λch Ie 0 0,131
0,1 0,1180,2 0,1050,3 0,0920,4 0,0800,5 0,0670,6 0,0540,7 0,0410,8 0,0280,9 0,0151 0,002
Tabela 6.1: Izračun indeksa ekonomičnosti za hotel v odvisnosti od deleža porabljene
toplote (λch) pri trigeneraciji za proizvodnjo hladu z absorpcijskih hladilnikom
Za lažje predstavljane indeks ekonomičnosti podamo grafično na sliki 6.1.
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
Slika 6.1: Indeks konomčnosti trigeneracije v primerjavi z ločeno proizvodnjo v odvisnosti
od λch.
Iz slike 6.1 vidimo, da je proizvodnja potrebnih količin končne energije bolj ekonomična
pri proizvodnji s trigeneracijskim procesom, kot pa pri ločeni proizvodnji, saj je indeks
103
ekonomičnosti za vse vrednosti λch večj od nič. Vidimo tudi, da se nam z večanjem deleža
porabe toplote za proizvodnjo hladu ta ekonomičnost slabša.
Z našim modelom lahko naredimo tudi različne simulacije in prikažemo indeks
ekonomičnosti v odvisnosti od hladilnega števila absorpcijskega hladilnika COP. V tabeli
6.2 podajamo rezultate te simulacije.
COP=0,7 COP=1 COP=1,3
λch Ie Ie Ie 0 0,131 0,131 0,131
0,1 0,107 0,113 0,1180,2 0,083 0,094 0,1050,3 0,057 0,075 0,0920,4 0,031 0,056 0,0800,5 0,003 0,037 0,0670,6 -0,025 0,017 0,0540,7 -0,055 -0,004 0,0410,8 -0,087 -0,025 0,0280,9 -0,120 -0,046 0,0151 -0,154 -0,068 0,002
Tabela 6.2: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od hladilnega števila absorpcijskega
hladilnika COP in λch.
Rezultati se veliko lepše vidijo na sliki 6.2, kjer so prikazani grafično.
-0.20
-0.15
-0.10
-0.05
0.00
0.05
0.10
0.15
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
COP=0,7 COP=1 COP=1,3
Slika 6.2: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COP in λch
104
Slika 6.2 nam pove, da se s slabšim absorpcijskim hladilnikom z nizkim hladilnim številom
COP, slabša tudi indeks ekonomičnosti. Če imamo absorpcijski hladilnik s COP enak 0,7,
se nam že pri deležu toplote λch, ki ga porabimo za proizvodnjo hladu, večjem od 0,5
pokaže, da je taka proizvodnja neekonomična in jo je bolje izvajati s starim sistemom.
Obenem pa nas opozori, da moramo izbirati kakovostne komponente sistema trigeneracije,
če hočemo, da bo novi sistem učinkovitejši in cenejši od starega sistema.
Ko izvedemo še simulacijo za kompresorske hladilnike, ki proizvajajo hlad iz električne
energije, za različna hladilna števila COPC, dobimo rezultate, ki so podani v tabeli 6.3.
COPC=2 COPC=3,3 COPC=4,5λch Ie Ie Ie 0 0,131 0,131 0,131
0,1 0,134 0,118 0,1110,2 0,137 0,105 0,0910,3 0,140 0,092 0,0710,4 0,143 0,080 0,0510,5 0,145 0,067 0,0300,6 0,148 0,054 0,0090,7 0,151 0,041 -0,0130,8 0,153 0,028 -0,0350,9 0,156 0,015 -0,0571 0,158 0,002 -0,080
Tabela 6.3: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COPC in λch
Na sliki 6.3 so rezultati podani še grafično.
105
-0.10
-0.05
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
COPC=2 COPC=3,3 COPC=4,5
Slika 6.3: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COPC in λch
Na sliki 6.3 vidimo, da se nam izboljša indeks ekonomičnosti za vse vrednosti λch, če pri
ločeni proizvodnji uporabljamo kompresorske hladilnike z nizkim hladilnim številom
COPC. Obenem tudi vidimo, da se nam indeks ekonomičnosti poslabša, če uporabljamo pri
ločeni proizvodnji zelo dobre kompresorske hladilnike z visokim hladilnim številom COPC
in se nam proizvodnja s trigeneracijskim sistemom izplača, če manj kot 60 % toplote
porabimo za proizvodnjo hladu.
Naš sistem pa lahko simuliramo še na število obratovalnih ur letno (tobr), ko sistem obratuje.
Če te spreminjamo, se to pozna na stroških investicije in na obratovalnih stroških, vpliv na
indeks ekonomičnosti pa je prikazan v tabeli 6.4.
tobr=8.000 tobr=6.000 tobr=4.500λch Ie Ie Ie 0 0,131 0,045 -0,066
0,1 0,118 0,030 -0,0820,2 0,105 0,016 -0,0980,3 0,092 0,002 -0,1140,4 0,080 -0,013 -0,1300,5 0,067 -0,027 -0,1450,6 0,054 -0,041 -0,1610,7 0,041 -0,055 -0,1760,8 0,028 -0,070 -0,1920,9 0,015 -0,084 -0,2071 0,002 -0,098 -0,222
Tabela 6.4: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od števila obratovalnih ur in λch
106
Grafično je prikazan ta vpliv na sliki 6.4. Lepo je viden vpliv zmanjšanja števila
obratovalnih ur na poslabšanje indeksa ekonomičnosti, ki se odraža linearno. To je tudi
logično, saj se sorazmerno s številom obratovalnih ur zmanjša tudi količina proizvedene
energije v sistemu trigeneracije in so posledično stroški investicije in obratovalni stroški na
proizvedeno enoto toliko večji. Iz grafa vidimo tudi to, da morajo sistemi trigeneracije
obratovati vse leto z maksimalnim številom obratovalnih ur, da je indeks ekonomičnosti
ugoden in da se izplača nadomestiti stari sistem ločene proizvodnje končnih oblik energije s
sistemom trigeneracije.
-0.25
-0.20
-0.15
-0.10
-0.05
0.00
0.05
0.10
0.15
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
tobr=8.000 tobr=6.000 tobr=4.500
Slika 6.4: Vpliv obratovalnih ur in λch na indeks ekonomičnosti
Zanimiva je tudi simulacija našega sistema na spremembo cen primarne energije. Če se
spremeni - zviša cena električne energije cE za 10 % ali če se zviša cena zemeljskega plina
cG za 10 % ali pa, če se zvišata obe ceni za 10 %. Rezultati so podani v tabeli 6.5.
107
cE + 10% cG + 10% cE, cG +
10%
λch Ie Ie Ie 0 0,175 0,109 0,153
0,1 0,165 0,093 0,141 0,2 0,155 0,078 0,129 0,3 0,146 0,062 0,116 0,4 0,136 0,046 0,104 0,5 0,126 0,031 0,091 0,6 0,116 0,014 0,078 0,7 0,106 -0,002 0,066 0,8 0,096 -0,018 0,053 0,9 0,087 -0,035 0,040 1 0,077 -0,051 0,027
Tabela 6.5: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od spremembe – povišanja cen primarne
energije za 10 % in λch
Grafično izgleda vpliv na indeks tako, kot je prikazano na sliki 6.5.
-0.100
-0.050
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež topote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
cE + 10% cG + 10% cE, cG + 10%
Slika 6.5: Vpliv spremembe – povišanja cen primarne energije za 10 % in λch na indeks
ekonomičnost
Iz slike 6.5 vidimo, da je vpliv spremembe cen primarne energije na indeks ekonomičnosti
velik. Če se podraži električna energija za 10 % ob nespremenjenih cenah zemeljskega
plina, to ugodno vpliva na indeks ekonomičnosti, saj se le ta izboljša. Obratno pa je, če se
108
podraži zemeljski plin za 10 % ob nespremenjenih cenah električne energije. V tem primeru
se indeks ekonomičnosti tako poslabša, da postavlja pod vprašaj smiselnost zamenjave
starega sistema ločene proizvodnje z novim trigeneracijskim. To je tudi logično, saj novi
sistem trigeneracije za svoje obratovanje potrebuje samo zemeljski plin. V primeru, da se
podražita obe primarni energiji, pa to minimalno vpliva na izboljšanje indeksa
ekonomičnosti.
Če povzamemo nekatere značilnosti našega primera, v katerem smo obravnavali hotel. Da,
zamenjava starega sistema ločene proizvodnje končnih oblik energije s sodobnim
trigeneracijskim sistemom se nam izplača, ob tem pa moramo paziti, da izbiramo
kakovostne komponente sistema, predvsem absorpcijski hladilnik z visokim hladilnim
številom in da sistem obratuje vse leto z maksimalnim možnim številom obratovalnih ur.
Seveda pa je odvisno od vsakega investitorja posebej, kako se bo odločil. Obstajajo namreč
cenovna tveganja ob podražitvah oz. pocenitvah primarnih oblik energije, ki nam lahko
bistveno spremenijo indeks ekonomičnosti in smisel zamenjave sistemov.
Primer 2:
V drugem primeru bomo obravnavali primer izbrane farmacevtske tovarne, ki za svoje
celoletno obratovanje ravno tako potrebuje električno energijo, hlad in toploto, vendar v
neprimerno večjem obsegu, kot hotel. S pomočjo modela za termoekonomsko analizo in
indeksa ekonomičnosti, bomo primerjali med seboj obstoječi sistem zagotavljanja oskrbe v
obliki ločene proizvodnje končne energije in novim sistemom, kjer bi s pomočjo
trigeneracijskega sistema zagotavljali enako oskrbo s končno energijo. Ločen sistem
proizvodnje pomeni, da električno energijo kupujemo, iz nje proizvajamo še hlad s
kompresorskim hladilnikom, kupujemo pa tudi zemeljski plin za potrebe ogrevanja. S
sistemom trigeneracije pa zagotavljamo električno energijo in toploto iz batnega motorja,
nato pa iz dela te toplote proizvajamo hlad z absorpcijskimi hladilniki. Ta sistem je
energetsko nedvomno bolj učinkovit od ločene proizvodnje končnih oblik energije.
Podatki za ta primer so naslednji:
Pe = 11.500 kW, Pc = 10.900 kW, Ph = 38.700 kW potrebne moči,
109
αE = 0,4, αQ = 0,48, ηQ =0,9, COP = 1,3 in COPC = 3,3 izkoristki naprav,
ci,TR = 652 SIT/GJ, ci,cTR = 63 SIT/GJ, ci,hG = 33 SIT/GJ, ci,cE = 83 SIT/GJ cene letnih
investicij na GJ proizvedene enegije,
co,E = 371 SIT/GJ, cv,E = 9 SIT/GJ, co,cE = 367 SIT/GJ, cv,cE = 69 SIT/GJ,
co,G = 0 SIT/GJ, cv,G = 0 SIT/GJ, co,cTR = 367 SIT/GJ, cv,cTR = 69 SIT/GJ,
co,hG = 220 SIT/GJ, cv,hG = 35 SIT/GJ, co,TR = 220 SIT/GJ, cv,TR = 129 SIT/GJ obratovalni
in vzdrževalni stroški na GJ proizvedene energije,
cE = 12,70 SIT/kWh in cG = 51,00 SIT/Sm3 cene primarne energije,
taksa za CO2 = 5,70 SIT/Sm3, trošarina = 1,50 SIT/Sm3.
Pri izračunih v sistemu trigeneracije vzamemo ceno zemeljskega plin brez takse za
obremenjevaje zraka z emisijo CO2 in brez trošarine, ker država s temi elementi vzpodbuja
energetsko učinkovitejše sisteme, ki zmanjšujejo onesnaževanje zraka s toplogrednimi
plini. Obenem nam dobavitelj zaradi enakomernejšega in večjega letnega odjema prizna
znižanje cene zemeljskega plina za 10 %.
V tabeli 6.6 imamo podane rezultate izvedene primerjalne termoekonomske analize za
farmacevtsko tovarno. Indeks ekonomičnosti se spreminja v odvisnosti od deleža
proizvedene toplote pri trigeneraciji λch, ki ga porabimo za proizvodnjo hladu z
absorpcijskim hladilnikom.
λch Ie 0 0,146
0,1 0,1350,2 0,1230,3 0,1110,4 0,1000,5 0,0880,6 0,0770,7 0,0650,8 0,0530,9 0,0421 0,030
Tabela 6.6: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od deleža toplote λch, porabljenega za
proizvodnjo hladu pri trigeneraciji
Če indeks ekonomičnosti podamo grafično, vidimo medsebojno odvisnost na sliki 6.6.
110
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
Slika 6.6: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od λch za farmacevtsko tovarno
Iz grafa vidimo, da bi bila smiselna zamenjava obstoječega sistema ločene proizvodnje
končnih oblik energije, saj je indeks ekonomičnosti za vse vrednosti λch večji od nič. Ravno
tako kot v primeru hotela, pa se nam indeks ekonomičnosti slabša z večanjem deleža porabe
toplote za proizvodnjo hladu, kar se dogaja predvsem v poletnem času.
Z našim modelom bomo naredili tudi simulacijo in prikazali indeks ekonomičnosti v
odvisnosti od hladilnega števila absorpcijskega hladilnika COP. V tabeli 6.7 podajamo
rezultate te simulacije.
111
COP=0,7 COP=1 COP=1,3
λch Ie Ie Ie 0 0,146 0,146 0,146
0,1 0,124 0,129 0,1350,2 0,101 0,112 0,1230,3 0,076 0,094 0,1110,4 0,051 0,076 0,1000,5 0,025 0,058 0,0880,6 -0,003 0,039 0,0770,7 -0,031 0,020 0,0650,8 -0,061 0,001 0,0530,9 -0,092 -0,019 0,0421 -0,124 -0,039 0,030
Tabela 6.7: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od hladilnega števila absorpcijskega
hladilnika COP in λch za farmacevtsko tovarno
Rezultati se veliko lepše vidijo na sliki 6.7, kjer so prikazani grafično.
-0.15
-0.10
-0.05
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
COP=0,7 COP=1 COP=1,3
Slika 6.7: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COP in λch za farmacevtsko tovarno
Slika 6.7 nam pove, da se s slabšim absorpcijskim hladilnikom z nizkim hladilnim številom
COP, slabša tudi indeks ekonomičnosti, podobno kot je bilo v prvem primeru pri hotelu. Če
imamo absorpcijski hladilnik s COP enak 0,7, se nam že pri deležu toplote λch, ki ga
porabimo za proizvodnjo hladu, večjem od 0,6 pokaže, da je taka proizvodnja
neekonomična in jo je bolje izvajati s starim sistemom. Le pri najboljšem absorpcijskem
112
hladilniku z najvišjim hladilnim številom COP je indeks ekonomičnosti ves čas pozitiven
za vse vrednosti λch.
Ko izvedemo še simulacijo za kompresorske hladilnike, ki proizvajajo hlad iz električne
energije, za različna hladilna števila COPC, dobimo rezultate, ki so podani v tabeli 6.8.
COPC=2 COPC=3,3 COPC=4,5λch Ie Ie Ie 0 0,146 0,146 0,146
0,1 0,150 0,135 0,1280,2 0,154 0,123 0,1100,3 0,158 0,111 0,0910,4 0,161 0,100 0,0720,5 0,165 0,088 0,0530,6 0,168 0,077 0,0330,7 0,171 0,065 0,0130,8 0,174 0,053 -0,0070,9 0,177 0,042 -0,0281 0,180 0,030 -0,049
Tabela 6.8: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COPC in λch za primer farmacevtske
tovarne
Na sliki 6.8 so rezultati podani še grafično. Vidimo, da se nam izboljša indeks
ekonomičnosti za vse vrednosti λch, če pri ločeni proizvodnji uporabljamo slabše
kompresorske hladilnike z nizkim hladilnim številom COPC. Obenem tudi vidimo, da se
nam indeks ekonomičnosti poslabša, če uporabljamo pri ločeni proizvodnji zelo dobre
kompresorske hladilnike z visokim hladilnim številom COPC in se nam proizvodnja s
trigeneracijskim sistemom izplača, če manj kot 75 % toplote porabimo za proizvodnjo
hladu.
113
-0.10
-0.05
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
COPC=2 COPC=3,3 COPC=4,5
Slika 6.8: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COPC in λch za farmacevtsko tovarno
Podobno, kot smo to naredili že za hotel, naš sistem simuliramo še na število obratovalnih
ur letno (tobr), ko sistem obratuje. Če te spreminjamo, se to pozna na stroških investicije in
na obratovalnih stroških, vpliv na indeks ekonomičnosti pa je prikazan v tabeli 6.9.
tobr=8.000 tobr=6.000 tobr=4.500λch Ie Ie Ie 0 0,146 0,063 -0,044
0,1 0,135 0,050 -0,0580,2 0,123 0,037 -0,0720,3 0,111 0,024 -0,0860,4 0,100 0,012 -0,1000,5 0,088 -0,001 -0,1140,6 0,077 -0,014 -0,1270,7 0,065 -0,026 -0,1400,8 0,053 -0,039 -0,1540,9 0,042 -0,051 -0,1671 0,030 -0,064 -0,180
Tabela 6.9: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od števila obratovalnih ur in λch za primer
farmacevtske tovarne
Grafično je prikazan ta vpliv na sliki 6.9.
114
-0.20
-0.15
-0.10
-0.05
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
tobr=8.000 tobr=6.000 tobr=4.500
Slika 6.9: Vpliv obratovalnih ur in λch na indeks ekonomičnosti za primer farmacevtske
tovarne
Lepo je viden vpliv zmanjšanja števila obratovalnih ur na poslabšanje indeksa
ekonomičnosti, ki se odraža linearno. To je tudi logično, saj se sorazmerno s številom
obratovalnih ur zmanjša tudi količina proizvedene energije v sistemu trigeneracije in so
posledično stroški investicije in obratovalni stroški na proizvedeno enoto toliko večji. Iz
grafa vidimo tudi to, da morajo sistemi trigeneracije obratovati vse leto z maksimalnim
številom obratovalnih ur, da je indeks ekonomičnosti ugoden in da se izplača nadomestiti
stari sistem ločene proizvodnje končnih oblik energije s sistemom trigeneracije.
Zanimivo je videti tudi vpliv spremembe cen primarne energije. Če se spremeni - zviša
cena električne energije cE za 10 % ali če se zviša cena zemeljskega plina cG za 10 % ali pa,
če se zvišata obe ceni za 10 %. Rezultati so podani v tabeli 6.10. Da bi v tem času prišlo do
znižanja katerekoli od teh dveh cen ni realno pričakovati.
115
cE + 10% cG + 10% cE, cG +
10%
λch Ie Ie Ie 0 0,190 0,122 0,165
0,1 0,181 0,108 0,154 0,2 0,172 0,094 0,143 0,3 0,163 0,080 0,132 0,4 0,155 0,066 0,121 0,5 0,146 0,052 0,110 0,6 0,137 0,038 0,099 0,7 0,128 0,023 0,088 0,8 0,120 0,009 0,077 0,9 0,111 -0,005 0,066 1 0,103 -0,020 0,055
Tabela 6.10: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od spremembe – povišanja cen primarne
energije za 10 % in λch za primer farmacevtske tovarne
Grafično izgleda vpliv na indeks tako, kot je prikazano na sliki 6.10.
-0.050
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0.250
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
cE + 10% cG + 10% cE, cG + 10%
Slika 6.10: Vpliv spremembe – povišanja cen primarne energije za 10 % in λch na indeks
ekonomičnost za primer farmacevtske tovarne
Iz slike 6.10 vidimo, da je vpliv spremembe cen primarne energije na indeks ekonomičnosti
velik. Če se podraži električna energija za 10 % ob nespremenjenih cenah zemeljskega
plina, to ugodno vpliva na indeks ekonomičnosti, saj se le ta izboljša. Obratno pa je, če se
podraži zemeljski plin za 10 % ob nespremenjenih cenah električne energije. V tem primeru
116
se indeks ekonomičnosti poslabša, vendar ne tako hudo, kot se je to zgodilo v primeru
hotela. Še vedno je pozitiven za vse vrednosti λch, ki so manjše od 0,85, kar pomeni, da je
zamenjava starega sistema ločene proizvodnje z novim trigeneracijskim še vedno smiselna,
če v praksi ne porabljamo vse toplote za proizvodnjo hladu. V primeru, da se podražita obe
primarni energiji, pa to ugodno vpliva na izboljšanje indeksa ekonomičnosti.
Zanimiv je še en primer, kjer se vprašamo, kakšen bi bil indeks ekonomičnosti, če bi imeli
našo farmacevtsko tovarno v neki drugi evropski državi. Z našim modelom lahko naredimo
tudi to simulacijo. Predpostavljamo lahko, da je strošek investicije približno enak v vseh
evropskih državah, saj je le nekaj proizvajalcev opreme za kogeneracijo v Evropi,
proizvajalci absorpcijskih hladilnikov pa prihajajo iz Kitajske, tako da vsi kupci kupujejo
opremo od istih proizvajalcev. Zelo podobno je s cenami vzdrževanja posameznih
sistemov. Cene primarne energije bomo uporabili iz evropske baze statističnih podatkov
Eurostat, obratovalne stroške pa zanemarili, saj bi pri njih lahko prišlo do največjih
odstopanj med posameznimi državami, ker je cena delovne sile po različnih državah močno
različna. Ker imajo različne države različno politiko obdavčenja primarnih virov energije
zaradi različnih načinov vzpodbujanja k zmanjševanju vplivov na okolje, bomo v vseh
primerjanih državah vzeli cene z vsemi davki, vključno s Slovenijo. Države, ki jih bomo
primerjali med seboj so Nemčija, Francija, Belgija od starih članic EU ter Madžarsko,
Poljsko in Slovenijo od novih članic EU.
Rezultati primerjave med različnimi evropskimi državami so podani v tabeli 6.11.
Slovenija Nemčija Francija Belgija Madžarska Poljska
λch Ie Ie Ie Ie Ie Ie 0 0,066 0,280 0,131 0,307 0,227 0,142
0,1 0,062 0,284 0,131 0,315 0,230 0,145 0,2 0,059 0,287 0,131 0,322 0,234 0,147 0,3 0,056 0,291 0,131 0,330 0,238 0,150 0,4 0,052 0,295 0,131 0,336 0,242 0,152 0,5 0,049 0,298 0,131 0,343 0,245 0,154 0,6 0,046 0,302 0,131 0,350 0,249 0,157 0,7 0,042 0,305 0,131 0,356 0,252 0,159 0,8 0,039 0,309 0,131 0,362 0,255 0,161 0,9 0,035 0,312 0,131 0,368 0,259 0,163 1 0,032 0,315 0,131 0,374 0,262 0,166
Tabela 6.11: Indeks ekonomičnosti za različne evropske države v odvisnosti od cen
primarne energije v teh državah in λch za primer farmacevtske tovarne.
117
Rezultat te simulacije si poglejmo še grafično na sliki 6.11.
0.0000.0500.1000.1500.2000.2500.3000.3500.400
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
Slovenija Nemčija Francija BelgijaMadžarska Poljska
Slika 6.11: Vpliv cen v različnih evropskih državah in λch na indeks ekonomičnosti za
primer farmacevtske tovarne, če jo postavimo v različne države
Ta simulacija nam da zelo zanimive rezultate in sliko. Med državami so kar precej velika
odstopanja. Med tem, ko v Sloveniji indeks ekonomičnosti z večanjem deleža λch pada, v
drugih državah ostaja enak (Francija) oz. se celo povečuje (pri vseh ostalih). To nam pove,
da imamo v Sloveniji med vsemi primerjanimi državami najcenejšo električno energijo z
vsemi davki. Zato je tudi indeks ekonomičnosti v Sloveniji najnižji. V Sloveniji je ceneje
proizvajati hlad iz električne energije s kompresorskimi hladilniki, kot iz toplote z
absorpcijskimi hladilniki.
Iz slike 6.11 vidimo tudi, da ima Slovenija najnižje razmerje med ceno električne energije
in zemeljskega plina na enoto energije. To pomeni, da imamo relativno poceni električno
energijo in relativno drag zemeljski plin. Ker pa je električna energija med vsemi oblikami
energije najkakovostnejša, bi moralo biti to razmerje večje. Največje razmerje ima Belgija,
zato ima tudi najvišji indeks ekonomičnosti.
Naj na koncu s pomočjo simulacije na primeru farmacevtske tovarne podamo še splošno
usmeritev, kateri sistem proizvodnje končnih oblik energije je bolj optimalen, če se podraži
118
zemeljski plin za 10, 20, 30, 40 ali celo 50 %. Rezultati simulacije so podani v tabeli 6.12,
grafično pa na sliki 6.12.
cG + 10% cG + 20% cG + 30% cG + 40% cG + 50% λch Ie Ie Ie Ie Ie 0 0,125 0,106 0,087 0,070 0,054
0,1 0,111 0,089 0,068 0,048 0,029 0,2 0,097 0,072 0,048 0,026 0,004 0,3 0,083 0,055 0,028 0,003 -0,021 0,4 0,068 0,038 0,008 -0,020 -0,048 0,5 0,054 0,020 -0,013 -0,044 -0,075 0,6 0,039 0,002 -0,034 -0,069 -0,103 0,7 0,025 -0,016 -0,055 -0,094 -0,132 0,8 0,010 -0,034 -0,077 -0,120 -0,162 0,9 -0,005 -0,053 -0,100 -0,147 -0,193 1 -0,020 -0,071 -0,123 -0,174 -0,226
Tabela 6.12: Vpliv zvišanja cene zemeljskega plina λch na indeks ekonomičnosti
-0.25-0.20-0.15-0.10-0.05
0.000.050.100.15
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
cG + 10% cG + 20% cG + 30% cG + 40% cG + 50%
Slika 6.12: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od podražitve zemeljskega plina in λch
Na sliki 6.12 vidimo, da se nam v primeru, če se zemeljski plin podraži za 10, 20 ali celo
več odstotkov, cena električne energije pa ostane na isti ravni, indeks ekonomičnosti kar
precej poslabša. V tem primeru je bolj smiselno, da ostanemo pri obstoječem sistemu
ločene proizvodnje, kot pa da gremo v zamenjavo sistema in proizvodnjo končne energije s
sistemom trigeneracije, saj je ločena proizvodnja ugodnejša za skoraj vse vrednosti λch. To
119
je tudi logično, saj je primarni vir energije za sistem trigeneracije le zemeljski plin, za
ločeno proizvodnjo pa sta zemeljski plin in električna energija, ki pa se ne podraži.
Drugačen je primer, ko ostanejo cene zemeljskega plina nespremenjene in se podraži
električna energija za 10, 20, 30, 40 ali celo 50 %. Rezultati simulacije so podani v tabeli
6.13, grafično pa na sliki 6.13.
cE + 10% cE + 20% cE + 30% cE + 40% cE + 50% λch Ie Ie Ie Ie Ie 0 0,190 0,230 0,265 0,298 0,328
0,1 0,181 0,223 0,260 0,294 0,326 0,2 0,172 0,216 0,255 0,291 0,323 0,3 0,163 0,209 0,250 0,287 0,321 0,4 0,155 0,203 0,245 0,284 0,319 0,5 0,146 0,196 0,241 0,281 0,317 0,6 0,137 0,189 0,236 0,277 0,314 0,7 0,128 0,183 0,231 0,274 0,312 0,8 0,120 0,177 0,227 0,271 0,310 0,9 0,111 0,170 0,222 0,268 0,308 1 0,103 0,164 0,217 0,264 0,306
Tabela 6.13: Vpliv zvišanja cene električne energije in λch na indeks ekonomičnosti
0.00
0.050.10
0.15
0.20
0.250.30
0.35
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
delež toplote za proizvodnjo hladu ch
inde
ks e
kono
mič
nost
i Ie
cE + 10% cE + 20% cE + 30% cE + 40% cE + 50%
Slika 6.13: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od podražitve električne energije in λch
120
Na sliki vidimo, da podražitev električne energije ob stabilni ceni zemeljskega plina ugodno
vpliva na indeks ekonomičnosti in se nam le ta s povečevanjem cene električne energije
povečuje. V tem primeru se nam odločitev za sistem trigeneracije namesto ločene
proizvodnje končnih oblik energije absolutno izplača, saj se nam indeks ekonomičnosti
povečuje. To je logična posledica, saj pri ločeni proizvodnji kupujemo tudi električno
energijo, ki se draži, pri sistemu trigeneracije pa uporabljamo le zemeljski plin, katerega
cena je stabilna.
Države, ki so se že v preteklosti začele zavedati pomena energetske učinkovitosti in
zmanjševanja onesnaževanja zraka z emisijami toplogrednih plinov, so preko davkov in
drugih dajatev poskrbele za ustreznejše razmerje cen med električno energijo in zemeljskim
plinom. S tem so spodbudile razvoj kogeneracijskih in trigeneracijskih sistemov, ki so
nedvomno najučinkovitejši način proizvodnje končnih oblik energije. V Sloveniji take
vzpodbude s strani države še ni, vendar se kažejo prvi znaki. S 1. 1. 2007 bo tudi v
Sloveniji uvedena trošarina na električno energijo, s čimer bo država vsaj malo pripomogla
k postavitvi primernejšega razmerja med ceno električne energije in zemeljskega plina na
enoto energije, kar so druge države že storile.
Naj povzamemo nekatere značilnosti tega primera, v katerem smo obravnavali
farmacevtsko tovarno. Zamenjava starega sistema ločene proizvodnje končnih oblik
energije s sodobnim trigeneracijskim sistemom se nam izplača, ob tem pa moramo ravno
tako kot v primeru hotela paziti, da izbiramo kakovostne komponente sistema, predvsem
absorpcijski hladilnik z visokim hladilnim številom in da sistem obratuje vse leto z
maksimalnim možnim številom obratovalnih ur. Indeks ekonomičnosti je tudi nekoliko
višji v vseh primerih, ker lahko zaradi velikosti sistema dosegamo ugodnejše cene pri
dobaviteljih zemeljskega plina, pa tudi investicijski strošek na enoto proizvedene energije
je nekoliko nižji, zaradi večjih enot posameznih sistemov. Tudi občutljivost indeksa
ekonomičnosti na cenovna nihanja primarnih oblik energije je v tem primeru zaradi naštetih
delavnikov manjša, kot v primeru hotela.
Kot smo že omenili pri prvem primeru, je seveda investitor tisti, ki odloča o zamenjavi
starega sistema z novim, energetsko učinkovitejšim, ker je tudi on tisti, ki prevzema
tveganja v zvezi z ekonomsko učinkovitostjo novega sistema.
121
7 SKLEP
Z izvedbo modela za termoekonomsko analizo energetskega sistema smo potrdili tudi
delovne hipoteze.
Energetska učinkovitost je v soodvisnosti s stroškovno učinkovitostjo energetskega sistema,
kar nam dokazujejo primeri, izvedeni v poglavju 5.2 in poglavju 6. Ta soodvisnost sicer ni
vedno linearna, saj nanjo vplivajo dejavniki, kot so cena primarne energije, stroški
investicije v posamezen sistem in kakovost vgrajenih komponent v sistem.
Z razvojem modela za izbiro primarnega energetskega vira smo potrdili tudi drugi del
delovne hipoteze, saj omenjeni model poleg energetske učinkovitosti upošteva tudi stroške
investicij, obratovanja in vzdrževanja energetskega sistema.
S praktičnimi primeri na koncu smo potrdili tudi njegovo praktično uporabnost v praksi, saj
smo primere in simulacije izvajali z realnimi podatki v dveh različnih dejavnostih. Prvič na
primeru hotela, ki sodi v storitveno – turistično dejavnost in drugič na primeru
farmacevtske tovarne, ki sodi v proizvodno dejavnost.
Splošen cilj in namen te raziskave je bil dosežen, saj lahko z izdelanim modelom (orodjem)
za izvedbo termoekonomske analize energetskega sistema na konkretnem primeru podamo
odgovor ali je zamenjava obstoječega energetskega vira z energetsko učinkovitejšim tudi
stroškovno učinkovitejša.
Ob tem pa v sklepu ne smemo pozabiti na nekatere druge dejavnike, ki se vključujejo v
širše družbeno okolje in odgovoren odnos do narave, za katero smo vsi odgovorni.
Energetsko učinkovitejši načini proizvodnje končnih oblik energije nedvomno manj
onesnažujejo okolje, kot tisti energetsko potratnejši. Če hočemo doseči cilje Kyotskega
sporazuma, kjer si je Slovenija zastavila za cilj zmanjšanje emisij toplogrednih plinov za 8
% v primerjavi z referenčnim letom 1986, bomo morali začeti vzpodbujati učinkovitejšo
proizvodnjo končnih oblik energije in tudi rabo energije. To je zapisano tudi v
Nacionalnem energetskem programu.
122
Države nedvomno lahko vplivajo in vzpodbujajo uporabo učinkovitejših energetskih
sistemov za proizvodnjo končnih oblik energije, kar smo videli tudi pri simulaciji na
primeru farmacevtske tovarne, če jo postavimo v različne države.. To večina starih držav
članic EU že počne, pa tudi nove članice so na tem področju vse bolj aktivne. Tudi
Slovenija se počasi prebuja, saj poleg takse za ogljikov dioksid in trošarine za zemeljski
plin, z letošnjim letom uvaja tudi dovoljenja za izpuščanje toplogrednih plinov za velike
onesnaževalce, predvsem iz področja energetike, pa tudi večje industrije itd. Na osnovi teh
dovoljenj se bo pričelo trgovati z dovolilnicami za emisije toplogrednih plinov, ki jih je
prejelo vsako podjetje, ki je vključeno v shemo trgovanja. Tisti, ki jih bodo imeli preveč, jih
bodo prodajali, drugi pa kupovali. Glede na to, da jih bo ob koncu obdobja, ko jih bo treba
predati državi primanjkovalo, se bo cena verjetno še precej dvignila. Trenutno se tržna cena
giblje okoli 20 EUR za tono ogljikovega dioksida. En način reševanja problema bo nakup
manjkajočih kuponov, drugi način pa bo, da bomo na učinkovitejši (tudi cenejši) način
proizvajali končne oblike energije, s tem povzročal manj emisij in dodatnih kuponov sploh
ne bomo potrebovali. Je pa tudi res, da države z zavezo do Kyotskega protokola zaradi
dodatnih stroškov same sebi slabšajo konkurenčni položaj domačih podjetij v primerjavi z
Ameriškimi. Amerika namreč ni podpisnica Kyotskega sporazuma.
Za kakovostno življenje pa potrebujemo tudi kakovostno okolje. Avtor (Crosby, 1990) je v
svoji knjigi zapisal, da je kakovost zastonj. Tisto, kar je drago, so nekakovostne stvari – vse
dejavnosti, ki so posledice tega, da delo ni opravljeno pravilno že prvič. Tudi v primeru
okolja tako plačujemo za nekakovostno delo opravljeno v preteklosti. Upajmo, da se bomo
iz tega kaj naučili in pustili naše okolje dovolj kakovostno še prihodnjim rodovom.
Razviti model za izvedbo termoekonomske analize energetskega sistema pa lahko pomaga
pri načrtovanju novih energetskih sistemov ali izboljšavah starih v vseh okoljih, kjer se
postavljajo energetski sistemi. To je tako industrija, kot tudi storitvena dejavnost, trgovina,
javne ustanove in drugi. Možna je uporaba tudi za potrebe ministrstev, kjer določajo ukrepe
za vzpodbujanje uporabe učinkovitejših in okolju prijaznejših virov energije, saj se da s
simulacijami hitro videti vpliv posameznih davkov in taks na indeks ekonomičnosti. S tem
orodjem lahko torej praktično določajo takse in davke na primarno energijo, da zagotovijo
želeni učinek.
123
Naj na koncu s pomočjo rezultatov zadnje simulacije na primeru farmacevtske tovarne
podamo še splošno usmeritev, kateri sistem proizvodnje končnih oblik energije je bolj
optimalen, če se podražita zemeljski plin ali električna energija za 10, 20, 30, 40 ali celo 50
odstotkov.
V primeru, če bodo v prihodnosti cene električne energije stabilne, cene zemeljskega plina
pa se bodo povečevale, kot kažejo gibanja cen nafte v zadnjem letu, potem ekonomsko ne
bo smiselno uvajati sistemov trigeneracije za proizvodnjo končnih oblik energije in bo bolje
postaviti klasičen sistem ločene proizvodnje za nove objekte ali ostati pri že obstoječih
sistemih v starih objektih. To pomeni, da bomo električno energijo kupovali in iz nje
proizvajali hlad, toploto pa bomo proizvajali iz kupljenega goriva (zemeljskega plina) v
kotlih. V tem primeru pa seveda ne bomo naredili nič v smeri zmanjševanja emisij
toplogrednih plinov in obremenjevanja okolja, k kateremu se je zavezala naša država s
podpisom Kyotskega protokola. Na potezi bo država, da bo preko svojih vzvodov
stimulirala gospodarstvo k bolj učinkovitemu in okolju prijaznejšemu načinu proizvodnje
končnih oblik energije.
Če pa se bo v prihodnosti situacija obrnila in bodo cene zemeljskega plina stabilne, cene
električne energije pa bodo naraščale, bo smiselno graditi sisteme trigeneracije, saj nam
bodo prinašali prihranke in s tem izboljševali konkurenčnost na svetovnem trgu. Stranski
učinek pa bo seveda tisto, k čemur je zavezana država, to je zmanjševanje emisij
toplogrednih plinov, brez da bi morala pri tem intervenirati država s svojimi vzvodi.
Realnost pa je taka, da tako cene zemeljskega plina kot tudi električne energije naraščajo,
saj narašča tudi poraba energije, primarni viri pa so omejeni. V trenutni situaciji se
postavitev trigeneracijskih sistemov izplača, vendar so vračilne dobe investicij še precej
dolge. Kaj bo v prihodnosti pa je odvisno od rasti cen zemeljskega plina in električne
energije ter državne politike na tem področju. Podjetja namreč delujejo v smeri ustvarjanja
maksimalnega dobička in se bodo tako obnašala tudi v primeru proizvodnje energije.
124
SEZNAM VELIČIN
c strošek energije na enoto
COP hladilno število absorpcijskega hladilnika
COPC hladilno število kompresorskega hladilnika
E električna energija, eksergija snovi
H entalpija snovi
I indeks učinkovitosti energetskega sistema
Ie indeks ekonomičnosti energetskega sistema
P celotna porabljena energija pri kogeneraciji
P′ celotna porabljena energija pri ločeni proizvodnji
Pf zahtevana hladilna moč
S entropija snovi
Q zahtevana toplotna energija za proces
Q ′ proizvedena toplotna energija v procesu kogeneracije
Qf potrebna toplotna energija za proizvodnjo hladu v absorpcijskem hladilniku
T temperatura
W energija
Θ termodinamična kvaliteta
Ψ eksergijska učinkovitost
Eα električni izkoristek pri kogeneraciji
Qα toplotni izkoristek pri kogeneraciji
η izkoristek
Eη električni izkoristek
Qη izkoristek kotla
λ delež posamezne energije
125
INDEKSI
c hlad
C kupljen hlad
e električna energija
E kupljena električna energija
EX obstoječi sistem
G kupljen zemeljski plin
h toplota
i stroški investicije
H kupljena toplota
N novi sistem
o stroški obratovanja
R energija obnovljivi virov
tot celotna energija
v stroški vzdrževanja
126
LITERATURA IN VIRI
• Cardona, E.; Piacentino, A.: Cogeneration: a regulatory framework toward growth,
Energy Policy, 2005; vol. 33, str. 2100-2111.
• Crosby, Philip, B.: Kakovost je zastonj, Umetnost zagotavljanja kakovosti, Gospodarski
vestnik, Ljubljana, 1990.
• Evropska agencija za okolje: Energija in okolje v Evropski uniji – povzetek,
Luxemburg, Urad za uradne publikacije Evropskih skupnosti, ISBN 92-9167-442-7,
2002, str. 24.
• Femopet Slovenija: Pregled sistemov soproizvodnje toplote in električne energije z
izbranimi primeri iz Evrope, Inštitut Jožef Stefan – Center za energetsko učinkovitost,
Ljubljana, 1998.
• Hammond, G. P.: Industrial energy analysis, thermodynamics and sustainability, 3rd
European Congress Economics and Management of Energy in Industry Proceedings,
EstoriI-Lisbon, Portugal, 6-9 April 2004. ECEMEI. CENERTEC, 2004, str. 8.
• Heteu, P. T.; Bole, L.: Economie d´energie en trigeneration, International Journal of
Thermal Sciences, 2002, vol. 41, str. 1151-1159.
• Huč, Božidar; Jereb, Janez: Vplivi izobraževanja na produktivnost in poslovne rezultate
podjetja, Organizacija, Moderna organizacija v okviru FOV, Kanj, 2001.
• Lampret, Marko: Vodenje energetskih tokov v farmacevtski industriji, magistrsko delo,
Ljubljana, 2003.
• Lampret, M.; Bukovec, V.; Paternost, A.; Križman, S.; Lojk, V.; Golobič, I.: Industrial
energy flow management, 3rd European Congress Economics and Management of
Energy in Industry Proceedings, EstoriI-Lisbon, Portugal, 6-9 April 2004. ECEMEI.
CENERTEC, 2004, str. 12.
• Lampret, M.; Bukovec, V.; Paternost, A.; Prešern, J.; Lojk, V.; Golobič, I.: Heat
Recovery from Compressed Air System to pre-heat Air to a Spray Dryer, 3rd European
Congress Economics and Management of Energy in Industry Proceedings, EstoriI-
Lisbon, Portugal, 6-9 April 2004. ECEMEI. CENERTEC, 2004.
• Lavrenčič, J. : Sočasna proizvodnja toplotne in električne energije, kogeneracija,
Slovensko društvo za daljinsko energetiko, 1. strokovno posvetovanje, Slovensko
društvo za daljinsko energetiko, Ljubljana, 1998.
127
• Martinec, N.: Sklepi Strateške konference slovenskih družb energetskih dejavnosti,
Spopad energentov, GV Izobraževanje, Ljubljana, 2005
• Pregrad, B.; Musil, V.: Proizvodi - tehnologija, kakovost in varstvo okolja, Maribor,
Ekonomsko-poslovna fakulteta, 2000.
• Smith, R.; Verbanov, P.: What's the Price of Steam, CEP, 2005, str.29-33.
• Statistični urad Republike Slovenije: Statistične informacije, 18 Energetika, Letna
energetska statistika, Slovenija, 1996–2003, Ljubljana, 2004.
• Statistični urad Republike Slovenije: Statistične informacije, 18 Energetika, Letna
energetska statistika, Slovenija, 2003, Ljubljana, 2004.
• Statistični urad Republike Slovenije: Statistične informacije, 18 Energetika, Letna
energetska statistika, Slovenija, 2004, Ljubljana, 2005.
• Tamir, G.; Bilge, D.: Thermoeconomic analysis of a trigeneration system, Applied
Thermal Engineering , 2004, vol. 24, str. 2689-2699.
• Tekavčič, M.: Obvladovanje stroškov, Gospodarski vestnik, 1. natis, Ljubljana, 1997.
• The European Parliament and the Council of the European Union: Directive 2004/8/EC
of the European Parliament and of the Council, Official Journal of the European Union,
2004.
• Tomšič, M.; Stanič, D.; Urbančič, A.; Merše, S.: Prilagajanje EU in obveznosti iz Kyota:
Novi motivi za razvoj lokalnih energetskih sistemov, Slovensko društvo za daljinsko
energetiko, 1. strokovno posvetovanje, Slovensko društvo za daljinsko energetiko,
Ljubljana, 1998.
• Uradni list Republike Slovenije št. 8/2004: Sklep o cenah in premijah za odkup
električne energije od kvalificiranih proizvajalcev električne energije, Uradni list
Republike Slovenije d.o.o., Ljubljana, 2004.
• Uradni list Republike Slovenije št. 57/2004: Resolucija o Nacionalnem energetskem
programu, Uradni list Republike Slovenije d.o.o., Ljubljana, 2004.
128
KAZALO SLIK
Slika 2.1: Razmerje med eksergijsko in energijsko vrednostjo za nekatere oblike energije 6
Slika 2.2: Temperaturna odvisnost termodinamične kvalitete toka od procesnega
temperaturnega razmerja ................................................................................................... 8
Slika 2.3: Raba energije glede na procesno temperaturo v industrijskem sektorju Evropske
unije.................................................................................................................................. 9
Slika 2.4: Raba energije glede na njeno termodinamično kvaliteto v industrijskem sektorju
Evropske unije .................................................................................................................10
Slika 2.5: Scenarij emisij ogljika v energetskem sektorju EU-15. ....................................11
Slika 2.6: Scenarij oskrbe z viri primarne energije in odvisnost od uvoza za EU-15. .......12
Slika 2.7: Faktor emisij CO2 pri uporabi različnih vrst fosilnih goriv [kg CO2 /kWh] .......13
Slika 2.8: Spremembe količine emisij toplogrednih plinov, ki izhajajo iz proizvodnje in
rabe energije, v gospodarskem sektorju EU-15, 1990–99..................................................15
Slika 2.9: Uspešnost zmanjševanja skupnih emisij toplogrednih plinov in emisij
toplogrednih plinov, ki izhajajo iz proizvodnje in rabe energije, glede na zastavljene cilje iz
Kjotskega protokola iz leta 1999 ......................................................................................15
Slika 2.10: Spremembe v količini skupnih emisij dušikovih oksidov in emisij iz
proizvodnje in rabe energije, EU-15, 1990–1999..............................................................16
Slika 2.11: Emisije žveplovega dioksida v sektorju električne energije, EU-15, 1990–99.16
Slika 2.12: Letne količine iztrošenega jedrskega goriva iz jedrskih elektrarn EU-15 ........17
Slika 2.13: Končna energetska potrošnja in rast potrošnje električne energije, EU-15,
1990–1999 .......................................................................................................................18
Slika 2.14: Končna energetska potrošnja .........................................................................18
Slika 2.15: Delež celotne proizvodnje električne energije iz soproizvodnje toplote in
električne energije leta 1994 in leta 1998..........................................................................20
Slika 2.16: Letna sprememba končne energetske intenzivnosti, EU-15, 1990–1999 .........20
Slika 2.17: Skupna raba energije po virih v EU-15...........................................................21
Slika 2.18: Proizvodnja električne energije glede na vir v EU-15 .....................................21
Slika 2.19: Delež skupne rabe energije iz obnovljivih virov energije ................................22
Slika 2.20: Delež rabe električne energije iz obnovljivih virov energije, 1999 ..................23
Slika 2.21: Cene električne energije brez davkov za industrijo v Sloveniji .......................31
Slika 2.22: Cene električne energije brez davkov za industrijo za skupini Ib in Ig ...........31
129
Slika 2.23: Cene električne energije z vsemi davki za industrijo v Sloveniji .....................32
Slika 2.24: Cene električne energije z vsemi davki za industrijo za skupini Ib in Ig.........32
Slika 2.25: Cene zemeljskega plina brez davkov za industrijo v Sloveniji40 ...................41
Slika 2.26: Cene zemeljskega plina brez davkov za industrijo, skupina I4-1, v Sloveniji .......42
Slika 2.27: Cene zemeljskega plina z vsemi davki za industrijo v Sloveniji......................42
Slika 2.28: Cene zemeljskega plina z vsemi davki za industrijo, skupna I4-1, v Sloveniji.......43
Slika 2.29: Maloprodajna cena toplotne energije v gospodinjstvih ...................................46
Slika 2.30: Maloprodajna cena toplotne energije v gospodinjstvih ...................................47
Slika 2.31: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Belgijo…….....................................................................................................................49
Slika 2.32: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Češko...............................................................................................................................50
Slika 2.33: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Finsko ..............................................................................................................................51
Slika 2.34: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Francijo............................................................................................................................52
Slika 2.35: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Luksemburg .....................................................................................................................53
Slika 2.36: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Madžarsko .......................................................................................................................54
Slika 2.37: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Nemčijo ...........................................................................................................................55
Slika 2.38: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Španijo.............................................................................................................................56
Slika 2.39: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za Veliko
Britanijo...........................................................................................................................57
Slika 2.40: Razmerje cen zemeljskega plina in električne energije brez in z davki za
Slovenijo..........................................................................................................................58
Slika 3.1: Porazdelitev porabe primarne energije po energentih .......................................60
Slika 3.2: Porazdelitev stroška za energijo po energentih. ................................................61
Slika 3.3: Porazdelitev emisij ogljikovega dioksida v letu 2004 .......................................61
Slika 3.4: Blok diagram računalniškega nadzora in vodenja procesa proizvodnje
toplote..............................................................................................................................62
130
Slika 3.5: Informacijski center energetike ........................................................................63
Slika 3.6: Porazdelitev porabe električne energije v podjetju............................................64
Slika 3.7: Proces proizvodnje hladu ................................................................................64
Slika 3.8: Proizvodnja toplote v kotlih iz zemeljskega plina.............................................65
Slika 5.1: Pogoji za prihranek primarne energije ..............................................................73
Slika 5.2: Indeks učinkovitosti trigeneracije za dva režima ločene proizvodnje ................74
Slika 5.3: Indeks učinkovitosti trigeneracije v odvisnosti od COP (TGV).........................75
Slika 5.4: Indeks učinkovitosti trigeneracije v odvisnosti od COP (elektrarna na premog)75
Slika 5.5: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T > 5 °C,
COP=1,2 in COPC=2........................................................................................................76
Slika 5.6: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T > 5 °C,
COP=1,2 in COPC=5........................................................................................................76
Slika 5.7: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T > 5 °C,
COP=1,05 in COPC=3,8 ...................................................................................................77
Slika 5.8: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T < 0°C,
COP=0,5 in COPC=2........................................................................................................77
Slika 5.9: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T < 0°C,
COP=0,5 in COPC=5........................................................................................................78
Slika 5.10: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer temperature hlajenja T < 0°C,
COP=0,65 in COPC=3,8 ...................................................................................................78
Slika 5.11: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer αE = 0,32, αQ = 0,58, COP=1 in
COPC=3,8 ........................................................................................................................79
Slika 5.12: Indeks učinkovitosti trigeneracije za primer αE = 0,45, αQ = 0,45, COP=1 in
COPC=3,8 ........................................................................................................................79
Slika 6.1: Indeks konomčnosti trigeneracije v primerjavi z ločeno proizvodnjo v odvisnosti
od λch. ............................................................................................................................102
Slika 6.2: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COP in λch ..........................................103
Slika 6.3: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COPC in λch ........................................105
Slika 6.4: Vpliv obratovalnih ur in λch na indeks ekonomičnosti ....................................106
Slika 6.5: Vpliv spremembe – povišanja cen primarne energije za 10 % in λch na indeks
ekonomičnost .................................................................................................................107
Slika 6.6: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od λch za farmacevtsko tovarno................110
Slika 6.7: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COP in λch za farmacevtsko tovarno ...111
131
Slika 6.8: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COPC in λch za farmacevtsko tovarno..113
Slika 6.9: Vpliv obratovalnih ur in λch na indeks ekonomičnosti za primer farmacevtske
tovarne ...........................................................................................................................114
Slika 6.10: Vpliv spremembe – povišanja cen primarne energije za 10 % in λch na indeks
ekonomičnost za primer farmacevtske tovarne ...............................................................115
Slika 6.11: Vpliv cen v različnih evropskih državah in λch na indeks ekonomičnosti za
primer farmacevtske tovarne, če jo postavimo v različne države.....................................117
Slika 6.12: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od podražitve zemeljskega plina in λch ...118
Slika 6.13: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od podražitve električne energije in λch ..119
132
KAZALO TABEL
Tabela 2.1: Energetski kazalniki za Slovenijo, 2000-2003 ...............................................27
Tabela 2.2: Standardne porabniške skupine za industrijo za električno energijo ..............30
Tabela 2.3: Cene električne energije za industrijo brez in z vsemi davki za Slovenijo v
obdobju januar 1992 – januar 2005..................................................................................34
Tabela 2.4: Cena električne energije v industriji po standardnih porabniških skupinah,
Slovenija, za obdobje januar 2004 –januar 2005 ..............................................................35
Tabela 2.5: Cena električne energije v industriji za skupino Ig brez in z davki v Sloveniji
in v EU na dan 1. 1. 2004 in 1. 7. 2004.............................................................................37
Tabela 2.6: Maloprodajne cene naftnih proizvodov v Sloveniji in EU na dan 15. 6. 2004 .....39
Tabela 2.7: Standardne porabniške skupine za zemeljski plin ..........................................40
Tabela 2.8: Cene zemeljskega plina za industrijo brez in z vsemi davki za Slovenijo v
obdobju januar 1992 – januar 2005..................................................................................41
Tabela 2.9: Cene zemeljskega plina v industriji, skupina I4-1 v Sloveniji in v EU.................45
Tabela 2.10: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Belgijo..................48
Tabela 2.11: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Češko....................49
Tabela 2.12: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Finsko...................50
Tabela 2.13: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Francijo ................51
Tabela 2.14: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Luksemburg..........52
Tabela 2.15: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Madžarsko ............53
Tabela 2.16: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Nemčijo ................54
Tabela 2.17: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Španijo .................55
Tabela 2.18: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Veliko Britanijo ....56
Tabela 2.19: Cena električne energije in zemeljskega plina v €/GJ za Slovenijo .............57
Tabela 2.20: Cene in premije za odkup električne energije od kvalificiranih proizvajalcev
električne energije, (Uradni list RS, št.8, 30.1.2004).........................................................59
Tabela 3.1: Poraba primarne energije po letih..................................................................60
Tabela 6.1: Izračun indeksa ekonomičnosti za hotel v odvisnosti od deleža porabljene
toplote (λch) pri trigeneraciji za proizvodnjo hladu z absorpcijskih hladilnikom ..............102
Tabela 6.2: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od hladilnega števila absorpcijskega
hladilnika COP in λch......................................................................................................103
Tabela 6.3: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COPC in λch......................................104
133
Tabela 6.4: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od števila obratovalnih ur in λch ............105
Tabela 6.5: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od spremembe – povišanja cen primarne
energije za 10 % in λch....................................................................................................107
Tabela 6.6: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od deleža toplote λch, porabljenega za
proizvodnjo hladu pri trigeneraciji..................................................................................109
Tabela 6.7: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od hladilnega števila absorpcijskega
hladilnika COP in λch za farmacevtsko tovarno...............................................................111
Tabela 6.8: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od COPC in λch za primer farmacevtske
tovarne ...........................................................................................................................112
Tabela 6.9: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od števila obratovalnih ur in λch za primer
farmacevtske tovarne .....................................................................................................113
Tabela 6.10: Indeks ekonomičnosti v odvisnosti od spremembe – povišanja cen primarne
energije za 10 % in λch za primer farmacevtske tovarne ..................................................115
Tabela 6.11: Indeks ekonomičnosti za različne evropske države v odvisnosti od cen
primarne energije v teh državah in λch za primer farmacevtske tovarne. ..........................116
Tabela 6.12: Vpliv zvišanja cene zemeljskega plina λch na indeks ekonomičnosti..........118
Tabela 6.13: Vpliv zvišanja cene električne energije in λch na indeks ekonomičnosti .....119
![NUJNA MEDICINSKA POMOČ 2013.ppt [Samo za branje] … · srca, miokarditis, hipertrofično srce. VZROKI PRIMARNEGA SRČNEGA ZASTOJA VZROKI • ishemična bolezen (v 80% •vzrok za](https://img.dokumen.tips/doc/110x75/5e23a7abc17cee15c0683c2c/nujna-medicinska-pomooe-2013ppt-samo-za-branje-srca-miokarditis-hipertrofino.jpg)
