PROJEKCIJA RAZVOJA ENERGETSKOG SEKTORA U SVIJETU …

PROJEKCIJA RAZVOJA ENERGETSKOG SEKTORA U SVIJETUI HRVATSKOJ DO 2020. GODINE

Vedran U r a n, Rijeka

UDK 620.91.001PREGLEDNI ^LANAK

Cilj je ovog ~lanka bio prikazati projekciju razvoja energetskog sektora u svijetu do 2020. godine temeljenu na referentnomscenariju kojeg je izradila svjetska organizacija IEA (International Energy Agency). Mogu}e promijene u tom razvoju objaš-njene su kroz alternativne opcije, tako|er izra|ene po istoimenoj organizaciji. Usporedo s prikazanim svjetskim energet-skim tokovima, analiziran je te opisan mogu}i razvitak energetskog sustava u Hrvatskoj i Primorsko-goranskoj ùpaniji do2020. godine.

Klju~ne rije~i: razvoj energetskog sektora, referentni sce-narij, alternativne opcije, razvitak energet-skog sustava.

1. UVOD

Prognoziranje budu}eg razvoja energetike predstavljanajsloèniji oblik predvi|anja o budu}oj potrebi, op-skrbi i trošenju primarne energije.Opskrba dovoljnim koli~inama energije jedan je odklju~nih uvjeta za opstanak i razvoj naše civilizacije,stoga nije neobi~no da se u prognozama gospodarskograzvoja bilo koje zemlje problemima opskrbe energi-jom poklanja najve}a pa`nja.Današnji po~etni uvjeti za uspješnu analizu razvoja e-nergetike polaze sa stajališta energetske efikasnosti,ekonomske opravdanosti realiziranih projekata u e-nergetskom sektoru i ispunjavanja ekoloških zahtjeva.Nu`no je tako|er na temelju iskustva iz prethodnograzdoblja uo~iti izvjesne trendove i zakonitosti kojidaju podlogu i opravdanje za budu}u prognozu.

2. REFERENTNI SCENARIJ �1�

Organizacija IEA (International Energy Agency)izradila je svjetsko predvi|anje u energetici po tzv. re-ferentnom scenariju koji uklju~uje politiku stakleni~nihplinova i stroè ekološke mjere. Taj je scenarij postaoaktualan nakon konferencije odràne 1997. g. u Kyotuorganizirane od UNFCC (Okvirne konvencije UN oklimatskim promjenama) ~ije su potpisnice Annex Bzemlje (Australija, Austrija, Belgija, Bugarska, êška,Danska, Estonija, Finska, Francuska, Gr~ka, Hrvatska,Island, Irska, Italija, Japan, Kanada, Latvija, Litvanija,Luksemburg, Ma|arska, Nizozemska, Novi Zeland,

Norveška, Njema~ka, Poljska, Portugal, Rumunjska,Rusija, SAD, Slova~ka, Slovenija, Španjolska, Švedska,Švicarska, Ukrajina i Velika Britanija). Te su se zemljeobvezale da }e smanjiti emisije za prosje~no 5,2%manje od emisija ostvarenih 1990. g.

Prema referentnom scenariju se nadalje predvi|aglobalni ekonomski rast više od 3% godišnje u perioduod 1997.–2020. g., dok }e stopa rasta populacije iznositi0,3% godišnje u istom razdoblju.

Emisija stakleni~nih plinova }e imati godišnji prirastod 2,1% u razmatranom periodu, što iznosi 13,7 bili-juna tona ispuštenog uglji~nog dioksida (CO2). Da bise zadovoljio dogovor iz Kyoto Protokola, potrebno jepredvidjeti porast od 8,7 bilijuna tona ispuštenogCO2.

Razlog zbog ~ega se vjerojatno ne}e mo}i ispunitizahtjevi iz Kyoto Protokola do 2010. g. je taj što }emnoge zemlje u razvoju poput Indije i Kine, koje ~inetre}inu ukupne svjetske populacije, temeljiti svoj teh-nološki i transportni razvoj na fosilnim gorivima(osobito nafte i ugljena) kao najjeftinijim i najra-spoloènijim energentima. 90% svih primarnih ener-genta u svijetu do 2020. obuhva}at }e fosilna goriva,bez obzira na porast korištenja obnovljivih izvora ener-gije za 2,8% godišnje.

U mnogim se razvijenim zemljama postupno razvijaslobodna trgovina naftnim derivatima, prirodnim pli-nom i elektri~nom energijom. Ve} danas SAD ima upotpunosti liberalizirano i deregulirano trìšte nave-denih izvora energije, dok su skandinavske zemlje iz-me|u sebe razvile regionalno trìšte Nord Pool.

3

3. USPOREDNA ANALIZA POTROŠNJEI ZASTUPLJENOSTI PRIMARNEENERGIJE PO TIPU GORIVA NA LOKALNOJI GLOBALNOJ SVJETSKOJ RAZINI

3.1. Usporedna analiza primarnih energentana lokalnoj razini

Tablica 1. Zastupljenost pojedinih energenta u ukupnoj po-trošnji energije u gradu Rijeci i Primorsko-goranskojùpaniji (anketna analiza) �2�

Ukupno(%)

Drv

o

Ele

k-tr

i~na

ener

gija

EL

lo`

ulje

UN

P

Mre

`ni

plin

Gra

dske

topl

ane

Ukupnaraspodjelaenergenta u

PG ùpaniji (%)

44 32 16 4,5 0,75 2,5

U Rijeci 36 39 8 3 3 10

Ogrjevna mo} pojedinih energentaDrvo za loènje : 14,830 MJ/kgEL loìvo ulje : 41,200 MJ/kgElektri~na energija : 3,601 MJ/kWhUNP (ukapljeni naftni plin) : 48,443 MJ/kgGradske toplane � miješani plin (UNP)

ili lako loìvo ulje

Tablica 2. Ukupna potrošnja energije u Primorsko-go-ranskoj ùpaniji i Republici Hrvatskoj za godinu 1998. �3�

Ukupna potrošnjaenergije u 1998.

god.

Primorsko-goranska `.

TJ %

RH

TJ

Ogrjevno drvo,m3 2779.2 6.2 12 630

Ugljen,t 0.6 0.0 9 872

Elektri~naenergija,

MWh- 983.1 -2.2 12 080

Industrijski otpaci,TJ 529.5 1.2 3 000

Teku}a goriva,t 40 231.4 89.3 171 170

Vodne snage,TJ 2476.2 5.5 52 900

Prirodni plin, tism3 / / 92 290

Ukupno 45 033.8 353 942

Napomena. 84.7% elek. energije je proizvedeno i po-trošeno dok je ostatak isporu~en u drugadistributivna podru~ja.

4

V. Uran: Projekcija razvoja energetskog sektora u svijetu i Hrvatskoj . . . Energija, god. 51 (2002) 1, 3-8

3.2. Usporedna analiza primarnih energenta na globalnoj razini

Tablica 3. Potrošnja primarne energije u Hrvatskoj i njenim susjednim zemljama 1998. godine �4�

ZemljaBrojstan.

(milijuna)

Potrošnjaenergije,

TJ

Elektri~na ener-gija po stanov-niku, kWh/stan

Nafta

%

Plin

%

Ugljen

%

Vodeniresursi

%

Nuklearnaenergija

%

Biomasa

%

Ostalo

%

Hrvatska 4,5 341.000 2.649 59,4 27,5 3,2 6,0 / 3,9 /

Slovenija 2,0 280.000 5.580 43,1 10,8 18,6 4,4 19,3 3,9 /

BiH 3,8 82.000 584 52,2 12,3 19,7 6,9 / 8,8 /

SRJ 10,6 672.000 3.450 20,3 13,1 58,7 6,6 / 1,3 /

Ma|arska 10,1 1.060.000 3.264 28,9 38,8 16,5 0,1 14,4 1,3 /

Italija 57,0 7.040.000 4.949 56,9 31,1 7,2 2,2 / 4,3 /

Napomena. BiH – Bosna i Hercegovina; SRJ – Savezna Republika JugoslavijaPod Ostalo podrazumijeva se energija sunca, vjetra, geotermalna energija, energija plime i oseke, apod Biomasa ogrjevno drvo za ku}anstva i drvni otpaci za industriju (za Italiju i komunalni otpad).

Tablica 4. Potrošnja primarne energije u najve}im zemljama po broju stanovnika 1998. godine �4�

ZemljaBrojstan.

(milijuna)

Potrošnjaenergije,

PJ

Elektri~na ener-gija po stanov-niku, kWh/stan

Nafta

%

Plin

%

Ugljen

%

Vodeniresursi

%

Nuklearnaenergija

%

Biomasa

%

Ostalo

%

Kina 1.240 44.000 872 18,8 1,9 56,9 1,7 0,4 20,3 /

Indija 980 20.000 416 19,0 4,1 33,7 1,5 0,6 40,1 /

SAD 270 92.000 13.390 38,9 22,8 23,6 1,2 8,5 3,5 0,6

Brazil 166 7.330 1.860 50,8 2,8 7,3 14,6 0,5 24,1 /

Rusija 150 25.000 4.873 21,3 53,3 16,3 2,3 4,7 2,0 /

Japan 127 21.400 8.008 51,1 11,7 16,6 1,6 17,0 1,4 0,6

Napomena. Pod Ostalo podrazumijeva se energija sunca, vjetra, geotermalna energija, energija plime i oseke, apod Biomasa svi oblici bioenergije plus komunalni otpad (za Kinu, Indiju i Brazil ogrjevno drvo u ru-ralnim podru~jima).

4. GRAFI^KI PRIKAZ SVJETSKIHENERGETSKIH TOKOVA PO TIPU GORIVAZA GODINE 1971., 1997., 2010. i 2020.

5. GLAVNE NEIZVJESNOSTI I ALTERNATIVNEOPCIJE U ENERGETSKOM SEKTORURADI SMANJENJA UDJELA CO2

Glavne neizvjesnosti u energetskom planiranju i os-tvarivanju predstavljaju makroekonomski uvjeti te prom-jena u opskrbi fosilnih goriva ovisno o njihovojraspoloìvosti i rezervama. Na primjer, prognoze IEA iMinistarstva energije SAD-a se razlikuju utoliko što ovapotonja ameri~ka institucija predvi|a do 2020. g. ve}iudio prirodnog plina ~ak i od nafte u ukupnoj energetskojopskrbi �5�. Neizvjesnosti predstavljaju još promjene uenergetskoj i ekološkoj politici, uklju~ivši liberalizacijutrìšta primarnih energenta i elektri~ne energije te inten-zitet klimatskih promjena, ulogu nuklearnog lobija kao ibrzinu tehnološkog razvoja u energetici itd.Energetske potrebe ovise o ekonomskim aktivnostimapojedine zemlje te o bilateralnim i diplomatskim odno-sima me|u zemljama susjedama i drugim zemljama, paje i to jedan od va`nijih neizvjesnih pokazatelja.Alternativne opcije koje mogu rezultirati smanjenje is-puštenog uglji~nog dioksida su:

A) Trgovanje emisijom CO2 izme|u Annex B zemalja

Ovakvo trgovanje zasniva se na penaliziranju onih kojizaga|uju okoliš prilikom ~ega se podrazumijeva bilate-ralni sporazum sa zemljama kreditorima o pretvaranjudijela duga neke zemlje u sredstva namijenjena zaštitiokoliša, pove}anju energetske efikasnosti, sredstva zaobnovljive izvore energije, ali pod odre|enim uvjetima.U skladu s dozvoljenim granicama, Kyoto Protokol jeodredio cijenu koja bi iznosila 32USD po toni CO2 (ili118USD po toni ~istog ugljika).Annex B trgovanje uglji~nim dioksidom moglo bi sma-njiti troškove izlaze}i u susret sa zahtijevanim grani-cama emisije za OECD regiju, s rasponom smanjenjaod 29 do 63%, ovisno o tome koliko je mogu}e ispunitiobveze i troškove doma}eg popuštanja.

B) Transport u razvijenim zemljama

U ovom sektoru mogu}e je sniziti koli~inu ispuštenogCO2 na sljede}i na~in:

– proizvodnjom štedljivijih i efikasnijih vozila,– postupnim prelaskom na alternativna goriva (vodik,

metanol/etanol, biodizel),– rastere}enjem prometa uvo|enjem efikasnijeg jav-

nog prijevoza (koja mogu koristiti alternativna go-riva u ve}oj mjeri),

– ili jednostavno uvesti posebni porez na gorivo vezanza vrijednost ugljika koji bi bio preuzet iz slu~aja

"slobodnog trgovanja" uglji~nim dioksidom.

Veliki udio u proizvodnji CO2 ima i mlazno gorivo.

C) Energetska postrojenja u razvijenim zemljama

Promjene u OECD energetskoj politici, tehnološkomrazvoju i relativnim cijenama goriva mogle bi u slje-

5

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Mto

e

Ugljen 1446 2255 2820 3350

Nafta 2461 3541 4589 5494

Plin 900 1911 2724 3551

Nuklearne elektrane 29 624 690 617

Hidro elektrane 104 221 287 336

Obnovljivi izvorienergije

72 189 279 361

1971. 1997. 2010. 2020.

Dijagram 1. Svjetska opskrba primarnom energijom potipu goriva u razdoblju od 1971. – 2020. godine �1�

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

TW

h

Ugljen 2103 5337 7467 9763

Nafta 1095 1282 1442 1498

Plin 692 2159 4698 7745

Nuklearne elektrane 111 2393 2647 2369

Hidro elektrane 1208 2566 3341 3904


14 211 395 603

1971. 1997. 2010. 2020.

Dijagram 2. Svjetska proizvodnja elektri~nom energijomu razdoblju 1971. – 2020. godine �1�

0

1000

2000

3000

4000

5000

Mto

e

Ugljen 620 635 693 757

Nafta 1888 2823 3708 4493

Plin 608 1044 1338 1606

Elektri~na energija 377 987 1423 1846

Toplinska energija 68 232 244 273


66 87 118 142

1971. 1997. 2010. 2020.

Dijagram 3. Ukupna finalna potrošnja energije u svijetu urazdoblju od 1971. – 2020. godine �1�


de}a dva desetlje}a biti glavne okosnice za sektor pro-izvodnje elektri~ne energije i ispuštenog uglji~nogdioksida.Kroz razvoj energetskih postrojenja moè se poklopitiovaj referentni scenarij za smanjenjem CO2, i to u ~etirirazmatrane opcije:

1. korištenje prirodnog plina, i kao primarnog ener-genta, i kao pogonskog goriva za nova ili revitalizi-rana termoenergetska postrojenja ~ime bi se mogaosmanjiti utjecaj emisije CO2 za 10% do 2020. g.;

2. drè}i i dalje u pogonu nuklearne reaktore, negase}i ih, mogu}e je posti}i 7% manju vrijednost is-puštenog CO2 nego što to prognozira referentni sce-narij;

3. u~estalijim korištenjem obnovljivih izvora energije,CO2 bi se mogao smanjiti za 6% do 2020. g.;

4. ve}i broj novih malih kogeneracija tzv. CombinedHeat & Power postrojenja (CHP) mogao bi reduci-rati ukupni ispušteni CO2 za 2% do 2020. g.

Svaka od ovih opcija moè prouzrokovati neurav-noteènost u energetskom sektoru: ukoliko bi se sveviše koristila postrojenja na plin i CHP, to bi rezultiralove}om potra`njom plina; ukoliko bi nuklearna postro-jenja i dalje ostala u pogonu, kao i sve ve}i udio ko-rištenja obnovljivih izvora energije, onda bi to imaloutjecaj na manju potrebu za fosilnim gorivimaop}enito te ve}u diversifikaciju unutar opskrbljivanjaelektri~nom energijom.Ovo su u biti glavni izazovi za mogu}u realizaciju, alisvaka od ovih opcija ima ograni~enja:

1. korištenje nuklearnih goriva nailazi na javni otporbez obzira na usavršene reaktorske tipove kao što supoboljšani lakovodni, poboljšani teškovodni reak-tori, visokotemperaturni plinom hla|eni reaktori tebrzi oplodni i fuzijski nuklearni reaktori;

2. korištenje obnovljivih izvora energije (sunce, vjetar,biomasa, geotermalni izvori, plima/oseka) i u pros-jeku je još uvijek preskupo u odnosu na korištenjefosilnih goriva jer im cijene padaju istim brzinama;

3. male kogeneracije pokazuju se skupom investicijom uodnosu na kombi-kogeneracijska postrojenja na plin i~esto su subvencionirana, mada optimalna za zado-voljavanje toplinskih i elektri~nih potreba u industriji.

Kao najbliè optimalnom ostaje opcija korištenja pri-rodnog plina kao primarnog energenta, ili kao pogon-skog goriva za nova, ili ona postoje}a termoenergetskapostrojenja koja su zrela za rekonstrukciju, a za pogonsu dosad koristila teku}a goriva.Danas popularizirana postrojenja na plin su tzv. CCGTpostrojenja (CCGT – Combined-Cycle Gas Turbine)koja rade na principu kombiniranog plinsko-parnogprocesa. Toplina plinova izgaranja iz plinske turbinekoristi se za proizvodnju elektri~ne energije i za zagri-javanje pare preko kotla utilizatora. Zagrijana parakoristi se za pokretanje parnoturbinskog postrojenja izkojeg se opet proizvodi elektri~na energija.

Razlozi popularnosti takvih postrojenja su:– najmanja ulaganja (400-500 USD/kW),– relativno visoka efikasnost (do 57 %)– kratko vrijeme potrebno za izgradnju (do 3 godine) te– ekološki prihvatljivi (300 grama ispuštenog uglji~nog

dioksida po kWh) �1, 6�.

Za razliku od ovog tipa, postrojenja loèna ugljenomprašinom imaju manju efikasnost (39%), ve}a su ula-ganja (1.000 – 1.200 USD/kWh), te je potrebno viševremena za izgradnju (oko 5 godina)Najve}e zalihe utvr|ene su kod ugljena s ukupnomenergetskom vrijednoš}u od 41.994 EJ. Na sljede}emmjestu su teku}a goriva s 6.113 EJ te plinovita s 5.903EJ �7�. No, danas je ugljen najviše zastupljen u elek-troenergetskom sektoru. U svjetskoj potra`nji stagni-rat }e barem do 2010. g. kada se o~ekuje usavršavanjetzv. IGCC postrojenja (IGCC – Integral GasificationCombined-Cycle) ~ija se tehnologija temelji na ras-plinjavanju ugljena (ali i naftnih ostataka iz indus-trije) i kombiniranom plinsko-parnom procesu (kao ikod CCGT postrojenja). Predvi|a se i postupni rastcijene plina do 2010. pa je i to razlog ponovnog ko-rištenja ve}ih koli~ina ugljena u elektroenergetskomsustavu.

6. MOGU]I RAZVITAK ENERGETSKOGSUSTAVA U HRVATSKOJI PRIMORSKO-GORANSKOJ @UPANIJIDO 2020. GODINE

6.1. Mogu}i razvitak energetskog sustavau Hrvatskoj do 2020. g.

Programom provedbe Strategije energetskog razvitkaRepublike Hrvatske utvr|ene su mjere energetske po-litike koje obuhva}aju: istraìvanje i razvitak, finan-cijsku pomo} pri uvo|enju novih tehnologija, ali u viduporeznih i drugih olakšica, pristojbi i poreza vezanih naprimjer za zaštitu okoliša, poticanju energetskih efi-kasnosti, te obnovljivih izvora energije. Mjere zatimuklju~uju informiranje, savjete i obuku potroša~a, teme|unarodnu suradnju.Republika Hrvatska ima monopolizirani elektroener-getski i plinski sustav. Sve ve}im pribliàvanjem Europ-skoj uniji, Hrvatska }e prema Direktivama EU-azapo~eti s postupnim otvaranjem trìšta tih dvaju sus-tava.Otvoreno trìšte podrazumijeva razdvajanje pojedinihsustava na proizvodnju, prijenos i distribuciju. Postojat}e mogu}nost da proizvo|a~ slobodno moè plasiratielektri~nu energiju ili plin tre}em subjektu. Za posre-dovanje izme|u proizvo|a~a i potroša~a energenta bit}e potreban samo jedan trìšni operator (pool) i jedanmre`ni operator.Uzevši u obzir udio energenta u Hrvatskoj za 1998. g. ialternativne opcije koje mogu utjecati na smanjenjeuglji~nog dioksida u svjetskim razmjerima, moè se

6


konstatirati da }e struktura energenta prema ukupnojpotrebnoj energiji u sljede}ih 20 godina izgledatiovako:

Tablica 5. Struktura energenta u ukupno potrebnoj energiji2005. i 2020. godine, PJ �8�

Tip goriva 2005. 2020.

Teku}a goriva 189 218

Prirodni plin 155 186

Obnovljivi izvori¹ 89 129

Ugljen 29 80

Elektri~na energija² 7,9 0,0

Ukupno 479,9 613

¹ – odnosi se na velike HE, ogrjevno drvo i ostalu biomasu,energiju sunca, geotermalnu energiju, male HE, energijuvjetra

² – odnosi se na uvezenu elektri~nu energiju.

Najbrì porast potrošnje u ukupno potrebnoj energijiimat }e ugljen jer mu je današnja potrošnja vrlo niska, ai u budu}nosti je predvi|ena izgradnja termoelektranana ugljen. Znatnu stopu porasta potrošnje trebao biimati i prirodni plin ukoliko se nastavi s daljnjomplinofikacijom Hrvatske, revitalizacijom postoje}ihpostrojenja (elektrana-toplana i termoelektrana-to-plana) na teku}e gorivo. Isto tako je efikasno i eta`nogrijanje prirodnim plinom pa se i tu vidi njegovo sveu~estalije trošenje. Teku}e gorivo imat }e utoliko ve}iporast potrošnje jer se o~ekuje pove}anje mobilnostistanovništva do 13 000 km po stanovniku godišnje, i toosobnih automobila u me|ugradskom prometu, oso-bito nakon 2010. g. kada se o~ekuje završetakizgradnje osnovne mreè autocesta u Hrvatskoj.U budu}nosti }e se udio vlastite proizvodnje smanji-vati, tj. udio }e uvoza rasti. Zbog toga bi budu}e ener-getske smjernice trebale biti usmjerene k obnovljivimizvorima energije gdje god je to mogu}e. Najzna~ajnijemjesto tu imaju vodne snage koje u ukupnoj energijiobnovljivih izvora sudjeluju s oko 50 posto, zatim ogr-jevno drvo i ostala biomasa s 21 posto �8�. Ostali obliciobnovljivih izvora energije poput energije Sunca, geo-termalne energije i energije vjetra imaju perspektivusamo u sustavima s konvencionalnim oblicima ener-gije. No, sve opet na kraju ovisi o tome jesu li takvi sus-tavi za investitora i korisnika povoljni, odnosnoisplativi.Republika Hrvatska potpisala je, ratificirala i primje-njuje sve va`nije me|unarodne sporazume o zaštitiokoliša, pa tako i UNFCC-ovu (ratificirana 17. sije~nja1996.), dok je Kyoto Protokol u postupku ratifikacije.Ratificiraju}i UNFCC, kao zemlja u tranziciji Repub-lika Hrvatska je preuzela obvezu stabiliziranja emisijastakleni~nih plinova na razini ostvarenoj 1990. g. (5,1Mg/stanovniku). Potpisivanjem pak protokola izKyota, Hrvatska se obvezala reducirati emisije stak-leni~nih plinova za 5% u odnosu na 1990. g.

6.2. Mogu}i razvitak energetskog sustava uPrimorsko-goranskoj ùpaniji do 2020. g.

Primorsko-goranska ùpanija je specifi~na jer obuh-va}a ve}e i manje urbane dijelove, priobalne dijelove,otoke i gorske dijelove. Svaki od tih dijelova mogao bibiti poseban za kombinirane utroške konvencionalnihoblika energije i iskorištavanje obnovljivih izvora, ali ume|usobno optimalnim omjerima, u skladu s ekonom-skom opravdanoš}u, efikasnoš}u i ekološkom ispu-njavanju normi unutar energetskog sustava RepublikeHrvatske.Prema �9� procjenjuje se da }e ukupna potrošnja ener-gije u 2020. g. u ku}anstvima, industriji i uslu`nom sek-toru porasti oko dva puta (u ku}anstvima 1,7 puta, uindustriji 3,5, u uslugama 2,1 puta), dok }e se potrošnjaenergije za netoplinske svrhe za isti period pove}ati zaskoro tri puta (u ku}anstvima 1,4 puta, u industriji 3,7,u uslugama 4 puta).U Rijeci se trenutno stari cjevovodi gradskog plinazamjenjuju novim plinovodima ukapljenog naftnogplina (UNP) kao prethodnicom za opskrbljivanje pri-rodnim plinom. Ukupna investicija u razvoj mreèmagistralnog i ùpanijskog plinovoda iznosi oko 250milijuna USD uklju~uju}i i plinske stanice �10�. Taj pli-novod predstavlja dio GEA projekta. PlinofikacijomPG ùpanije mnoga bi ku}anstva mogla prije}i naeta`ni sustav grijanja koje je mnogo ekonomi~nije zarazliku od dosadašnjeg centralnog grijanja na UNP ililo`-ulje u javnim toplanama.U gradu Rijeci potrebno je najviše obratiti pozornostna pove}anje energetske efikasnosti dvaju najve}ihtoplinskih potroša~a u Hrvatskoj, INA-e Urinj i INA-eMlaka zaduène za rafinaciju sirove nafte i naftnih des-tilata. No, o tom pove}anju ovisi uspješnost privatiza-cije i modernizacije spomenutih naftnih industrija.Termoelektrana Rijeka pogonjena naftom tako|er bitrebala biti rekonstruirana, a tip novog pogonskog go-riva ovisit }e o tome je li za novog vlasnika više isplativugljen ili plin.Bankrotirana Tvornica papira u Rijeci mogla bi istotako biti interesantna za budu}eg investitora jer bi seunutar nje mogli revitalizirati ili izgraditi novi kombini-rani sustavi na plin i biomasu¹. Isto vrijedi i za drvne in-dustrije u Klani, Lokvama i Vrbovskom. Ti bi se sustavipotom uklju~ili u elektroenergetsku mreþu prodaju}ivi{ak elektri~ne energije glavnom distributeru ilitre}em neovisnom subjektu.Male plinske kogeneracije i/ili trigeneracije trebale bibiti interesantne za uslu`ne i javne djelatnosti, osobitohotele i bolnice, a nije isklju~ena ni kombinacija sun~e-vih kolektora i trigeneracije.U PG ùpaniji tako|er su prisutne hidroelektrane (HERijeka i HE Vinodol) koje bi trebalo s vremenom revi-talizirati te privatizirati kao i male hidroelektrane kojihovdje ima u vrlo malom broju iz ekološko-turisti~kih

7

¹ Ova mogu}nost vrijedi samo ako Tvornica papira u Rijeci ne budeprodavana parcijalno.


razloga (ukupno ih je ~etiri, od kojih su dvije uvlasništvu drvne industrije Finvest Corp. iz âbra zapokrivanje vlastitih potreba elektri~ne energije).Postupnom plinofikacijom, razvijanjem svijesti o ener-getskoj u~inkovitosti i sve ve}em korištenju obnovljivihizvora energije uz dokazivanje energetske uštede navlastitom primjeru i odgovaraju}e energetske eduka-cije, Primorsko-goranska ùpanija mogla bi iza}i iz e-nergetskog kolapsa u kakvom se sada nalazi. To sveme|u ostalim ovisi i o lokalnoj upravi i samoupravi te olokalnim akcijama i programima na podru~ju energije ienergetike unutar Primorsko-goranske ùpanije.

7. ZAKLJUÂK

Svaka zemlja je specifi~na u smislu udjela zastupljenihprimarnih energenta. U energetskom sektoru na svjet-skoj razini poèljno je dràti se granice izme|u indus-trijski razvijenih zemalja i zemalja u razvoju (osobitoKine, Indije i Brazila).Industrijski razvijene zemlje imaju ekonomsku mo}razvijanja energetski efikasnih sustava i energetskihmreà te istraìvanja, usavršavanja i promoviranja«~iste» tehnologije na bazi obnovljivih izvora energije ivodika kroz svjetske organizacije i programe.Zemlje u razvoju atraktivne su upravo zbog jeftineradne snage i jeftino proizvedene energije po jedinicikWh. U razmatranom periodu zemlje }e u razvojudosti}i onakav ìvotni standard kakvog su imale raz-vijene zemlje sredinom 20. stolje}a.Zemlje u tranziciji, me|u koje spada i Hrvatska, mogusvoju budu}nost planirati ovisno o politi~koj volji ibrzini ulaska u OECD (OECD – Organisation of Eco-nomic Co-opeartion and Development) te ostalim asoci-jacijama primjerenih razvijenim zemljama. Usuprotnom takve zemlje postaju "kolonije" industrijskirazvijenih zemalja.

LITERATURA

�1� World Energy Outlook 2000, OECD/IEA, 2000.

�2� D. PEŠUT, B. FRANKOVI]: "Studija i idejni projektopskrbe plinom Primorsko-goranske ùpanije, Faza I –polazna platforma", Energetski institut «Hrvoje Poàr»Zagreb, Tehni~ki fakultet Sveu~ilišta u Rijeci, Zagreb,studeni 1999.

�3� Baza podataka Dràvnog zavoda za statistiku Repub-like Hrvatske

�4� http://www.iea.org/stats/files/selstats/keyindic/keyin-dic.htm

�5� G.T. MILLER: "Living in the environment: principles,Connections and Solutions – part V Energy Resources",Wadsworth Publishing Company, California, SAD,1996.

�6� M. ŠUNI]: "Energetiku 21. stolje}a obiljeìt }e plin ielektri~na energija/21st century will will be marked bygas and electricity", Prigodno predavanje, XV.

Me|unarodni znanstveno-stru~ni susret stru~njaka zaplin, Opatija 2000.

�7� Et. al. D. FERETI]: "Elektrane i okoliš", Sveu~ilište uZagrebu, 2000.

�8� Energetski institut "Hrvoje Poàr": "Nacionalni energet-ski programi", Zagreb, travanj 1998.

�9� D. PEŠUT, B. FRANKOVI]: "Studija i idejni projektopskrbe plinom Primorsko-goranske ùpanije, Faza II –predvi|anje energetskih potreba do 2020. godine", E-nergetski institut «Hrvoje Poàr» Zagreb, Tehni~ki fa-kultet Sveu~ilišta u Rijeci, svibanj 2000.

�10� M. ^RNJAR, M. SARŠON, M. ŠVERKO: "Possibili-ties of introducing natural gas into Primorsko-GoranskaDistrict, R. Croatia", NAFTA 51 (2) str. 73-78 (2000)

ENERGY SECTOR DEVELOPMENT SCENARIOS FORTHE WORLD AND CROATIA UNTIL THE YEAR 2020

The aim of this work is to show the forecast of energy sectordevelopment for the world until 2020 based on the refer-ence scenario done by the world organisation IEA - Interna-tional Energy Agency. Possible changes in thatdevelopment are explained through alternative options alsomade by the same organisation. Parallel to the world en-ergy perspectives, possible energy system developmentfor Croatia and Primorsko-goranska County until the year2020 is also given.

VORAUSPLANUNG DER ENTWICKLUNG IM ENER-GETISCHEN SACHBEREICH IN DER WELT UND INKROATIEN BIS ZUM JAHRE 2020

Ziel dieser Arbeit war, auf Grund des von der IEA (Interna-tional Energy Agency = Internationale Energie-Behörde)entworfenen Verlaufs, die Entwicklung des energetischenSachbereichs in der Welt und in Kroatien bis zum Jahre2020 anzuzeigen. Durch anderwertige ebenfalls von derobengenannten Behörde entworfene Verläufe, sind mögli-che Änderungen in dieser Entwicklung erklärt worden.Paralell mit den dargestellten Weltenergetischen Flüssen,ist die mögliche Entwicklung des energetischenSachbereichs in Kroatien und in der Gespannschaft"Primorsko-Goranska" dieses Landes bis zum Jahre 2020bewertet und beschrieben.

Naslov pisca:

Vedran Uran, dipl. ing.Tehni~ki fakultetSveu~ili{ta u Rijeci51000 Rijeka, Hrvatska

Uredni{tvo primilo rukopis:2001-10-01.

8


TEMELJNI ODNOSI I POSTAVKE ZA TARIFNI SUSTAVPRIRODNOG PLINA

Dr. sc. Mi}o K l e p o, Zagreb

UDK 620.9:338.52PREGLEDNI ^LANAK

U radu se izlaù rezultati analiza današnje razine i strukture cijena prirodnog plina u Republici Hrvatskoj, te navode prelimi-narne ocjene elementa i podloga za izradu tarifnog sustava prirodnog plina. Problemu strukture cijena i tarifa, odnosno tarif-nog sustava za prodaju prirodnog plina u ovom radu prilazi se po na~elima koja vrijede za sustave tzv. umreènih energenata.Kod postavljanja tarifne strukture razlikuju se djelatnosti proizvodnje i nabave plina od njegova transporta i skladištenja, od-nosno distribucije i maloprodaje. U ovom se radu izlaù i preispituju one postavke i na~ela strukture i odnosa tarifnog sustavaprirodnog plina koji su vezani za gospodarsku poziciju korištenja transportne plinske mreè, odnosno distributivnih kapacitetas maloprodajom plina za glavne sektore i kategorije potrošnje plina.

Klju~ne rije~i: cijena prirodnog plina, tarifni sustav za pro-daju prirodnog plina, tarife transporta i skla-dištenja plina, sektori i kategorije potrošnjeplina, tarifni odnosi, tarifna struktura.

1. UVOD

Jedan od klju~nih elemenata koji definira gospodarskupoziciju prirodnog plina, pri ~emu se misli i na njegovupoziciju va`nog energenta današnjice, ali i industrijskaaktivnost koja uklju~uje proizvodnju, transport, skla-dištenje, distribuciju, prodaju i nabavu plina, teizgradnju ure|aja i postrojenja za transformacije pri-rodnog plina jesu tarife i tarifni sustav za prirodni plin.Elementi mogu}e budu}e tarifne strukture i tarifnogsustava za prirodni plin u pogledu njegova izbora,na~ina korištenja transportne mreè i skladišnih ka-paciteta iskazuju se u dugoro~noj perspektivi razvoja(strategiji) klju~nih gospodarskih sektora potrošnje.Sektori potrošnje su veliki, u gospodarskom smislu od-jeliti tipovi ili grupacije potrošnji koji prirodni plin ku-puju od proizvo|a~a ili veletrgovca i preuzimaju nagranicama transportne mreè. U ovom slu~aju to sudistributivna poduze}a, veliki industrijski pogoni, po-goni za proizvodnju elektri~ne i toplinske energije (ter-moelektrane, elektrane toplane, toplane, kotlovnice,...), te petrokemijska industrija.Kao klju~ne podloge za procjene srednjoro~nog idugoro~nog razvitka potrošnje prirodnog plina u Re-publici Hrvatskoj uzeti su rezultati i pokazatelji iz“Strategije energetskog razvitka Republike Hrvatske –nacrt” �5� i “Plincro - Program plinifikacije Hrvatske -prethodni rezultati i budu}e aktivnosti” �6�.Na distributivnoj razini razrada se veè za kategorijepotrošnje: ku}anstva, usluge i servisi, mali industrijski iostali proizvodni pogoni, poljoprivreda i sl. Na toj ra-

zini kao podloge za razvoj tarifnih odnosa i tarifnestrukture, ali i za definiranje politike pristupa po-troša~ima i razvoja distributivne mreè uzimaju sena~in korištenja kapaciteta i stabilnost karakteristikapotrošnje glavnih kategorija potroša~a. Kada je takvarazrada nije dovoljno detaljna, ide se na još detaljnijupodjelu, tj. na grupe potroša~a sli~nih po namjenama,koli~inama ili karakteristikama potrošnje plina.Kao primjer za razradu tarifne strukture i prora~unatarifnih odnosa na distributivnoj razini uzeto je dis-tribucijsko poduze}e “Termoplina” Vara`din, od-nosno raspoloìve gospodarske, tj. energetske iekonomske podloge i pokazatelji za to poduze}e u1997. i 1998. godini. Zbog preciznosti nu`no je ista}i daje dio ulaznih podataka, pogotovo profili i karakteris-tike potrošnje plina po kategorijama i grupama po-trošnje, dobiven posebnim analizama i procjenama,tako da bi se za slu~aj da se rezultati koji se navode è-ljeli primijeniti na spomenuto distributivno poduze}e,dio analiza morao ponoviti s realnim podacima i pod-logama. Unato~ tome, u svakom slu~aju radi se o nala-zima koji su korisni za utvr|ivanje odnosa premakategorijama potrošnje prirodnog plina na distributiv-noj razini.Za potrebe analiza u okviru ovoga rada razvijane su ikorištena dva metodološka pristupa. Prvi je razra|eni idogra|eni metodološki pristup koji je korišten i prijenekoliko godina u Institutu za elektroprivredu i ener-getiku Zagreb �1�, a drugi novi metodološki pristuptarifiranja umreènih energenata (eng. grid bound ener-gies) koji je razvijen u Energetskom institutu “Hrvoje

9

Poàr” Zagreb �7�, i to u varijanti pristupa tarifiranjupo troškovnom principu i varijanti tarifiranja po tzv.kratkoro~nom marginalnom principu. U ovom radu neizlaù se elementi, strukture i procedure niti jednog odmetodoloških pristupa, ali se prema dobivenim rezul-tatima procjenjuje njihova primjenjivost, efikasnost ikvaliteta. Posebno su predmet pa`nje i ocjene rezultatii pokazatelji dobiveni po tom novom metodološkompristupu.

2. O DOSTIGNUTOJ RAZINI I ODNOSU CIJENAPRIRODNOG PLINA ZA RAZLIÎTEKATEGORIJE POTROŠNJE

Prodajni uvjeti za prirodni plin distributivnim podu-ze}ima, tzv. velikim potroša~ima, Hrvatskoj elektro-privredi i Petrokemiji Kutina utvr|uju se Op}imuvjetima za prodaju prirodnog plina i ugovorima o pro-daji prema svakom od navedenih potroša~a. Na vele-prodajnoj strani odnosi kupaca i isporu~itelja, dakleprodaja i kupnja prirodnog plina nisu ure|eni odgovara-ju}im tarifnim sustavom. To zna~i da u segmentu proiz-vodnje, velenabave i veleprodaje prirodnog plina odnosinisu ure|eni odgovaraju}im tarifnim sustavom. Vele-prodajna cijena plina za distribucijska poduze}a na dan1. oùjka 2001. godine iznosila je 0.84 kn/m3, a za izravneindustrijske potroša~e 0.79 kn/m3. Od 1. oùjka 2001.godine na te cijene dodaju se i troškovi korištenja trans-portne mreè koji iznose 0.0884 kn/m3. Troškovi ko-rištenja transportne mreè pla}aju se novosnovanompoduze}u za transport plina Plinacro.Uvjeti isporuke i cijene plina za proizvodnju elektri~nei toplinske energije u velikim termoenergetskim pos-trojenjima, tj. za Hrvatski elektroprivredu ure|eni suodgovaraju}im dugoro~nim ugovorom izme|u INE iHrvatske elektroprivrede. Tijekom 1999. godine pro-dajne cijene prirodnog plina za Hrvatsku elektro-privredu za tzv. velika termoenergetska (kogenera-cijska) postrojenjima (TE-TO, EL-TO) bile su oko30% niè od naveden nabavne cijene od 0.84 kn/m3. Is-todobno su cijene za kotlovnice i toplane uklju~ene usustav Posebnih toplana, tako|er u okviru Hrvatskeelektroprivrede, bile na razini cijena za industriju kojase opskrbljuje iz distributivne mreè, dakle gotovotrostruko ve}a. Me|utim, tijekom 2000. godine i po~et-kom 2001. godine poštuju}i odredbe spomenutog ugo-vora došlo je do znatnog porasta cijene plina za tzv.velika termoenergetska (kogeneracijska) postrojenja(TE-TO, EL-TO) Hrvatske elektroprivrede. Na dan 1.oùjka 2001. godine ta cijena bila je viša ne samo odcijena za sve ostale sektore potrošnje, dakle i od cijenaza distributivna poduze}a, nego i od cijena za širokupotrošnju i ku}anstva. O~ito je da se u tom slu~aju radio potpuno neutemeljenim gospodarskim odnosima,koji se isklju~ivo mogu riješiti samo dobro razra|enim,efikasnim i razvidnim tarifnim sustavom za velepro-daju plina. Samo tako razra|eni tarifni sustav moèdati granice prihvatljivog ponašanja i isporu~iteljaplina i potroša~a, što se kona~no kao jamstvo ili zbog

dodatnih pogodnosti moè utvrditi i odgovaraju}imodrednicama ugovora.Distributivna poduze}a prirodnim plinom opskrbljujurazli~ite kategorije potroša~a (ku}anstva, industrija,uslu`ni sektor, komunalne ustanove, ustanove socijalneskrbi i obrazovanja, poljoprivreda, itd.), i to tako da seprodajne cijene utvr|uju na temelju prosje~ne nabavnecijene prirodnog plina iz transportne mreè, na koju sedodaju distributivni troškovi (marà), porezi i ostala fik-sna davanja (tablica 1). Troškove i uvjete priklju~ka po-troša~a odre|uju sama distributivna poduze}a.Iz podataka navedenih u tablici 1 vidljivo je da su cijeneplina za industrijske pogone i malu privredu, tj. podu-ze}a koja pruàju razli~ite vrste usluga jednake ili ~akve}e od cijena za ku}anstva, što je gospodarski (teh-nološki, energetski i ekonomski) neopravdano. Naime,ne radi se samo o tome da se plin u industriji, uslu`nimdjelatnostima i sl. troši na na~in i sa svrhom kojestvaraju nove i ve}e vrijednosti u materijalnom, gospo-darskom, društvenom i socijalnom smislu, nego se radio potrošnji koja je znatno povoljnija i u energetskom i uekološkom smislu. Veliki i stabilni potroša~i naj~eš}eplin preuzimaju u koli~inama i po dinamici koja omo-gu}uje stabilan i efikasan rad sustava uz niè ukupnetroškove, plin koriste s manjim gubicima i efikasnijenego mali potroša~i. Tako je npr. ukupna efikasnostproizvodnje iste koli~ine korisne energije u ve}embroju malih loìšta u pravilu nià nego efikasnost jed-nog velikog loìšta istog ukupnog toplinskog ka-paciteta.U ve}ini zapadnoeuropskih zemalja cijene plina za in-dustriju i ostale velike potroša~e koji troše velike ko-li~ina plina i imaju stabilne karakteristike potrošnje,zbog ~ega su dobrodošli svakom isporu~itelju plina,znatno su niè nego za ku}anstva. Odnosi cijena u eu-ropskim zemljama tijekom 1999. godine navedeni su utablici 2.Cijene prirodnog plina u Hrvatskoj za industriju su narazini najviših cijena u Europi, a cijene za ku}anstvaznatno ispod razine cijena plina u Europi. Štoviše,moè se re}i da su me|u najniìma u Europi. Pret-hodno ukazuje na osnovno obilje`je cijena prirodnogplina u distribuciji u Republici Hrvatskoj, a to je njihovsocijalni karakter i strukturni nesrazmjer.Nadalje, cijene plina ve}e su za industriju, maluprivredu i ostale nego za ku}anstva, što je gospodarskineopravdano. U ve}ini zapadnoeuropskih zemaljacijene plina za industriju znatno su niè nego za ku}an-stva. Cijene prirodnog plina u Hrvatskoj za industrijusu na razini najviših cijena u Europi, a cijene za ku}an-stva u skupini niìh cijena u Europi.

3. KATEGORIZACIJA POTROŠAÂPRIRODNOG PLINA

Pri kategorizaciji potroša~a i potrošnje najdjelotvornijipristup je da se razradi jedinstven, dovoljno op}enit irazvidan sustav sektora i kategorija potrošnje, a zatim i

10

M. Klepo: Temeljni odnosi i postavke za tarifni sustav prirodnog plina Energija, god. 51 (2002) 1, 9-22

11

Tablica 1. Maloprodajne cijene plina u Republici Hrvatskoj (na dan 1. oùjka 2001.)

@upanija Naziv distributera Mjesto

Širokapotrošnja Industrija

kn/m3 PDV uklju~en

Brodsko-posavska JP Toplina Slavonski Brod 1,23 1,23

Bjelovarsko-bilogorska Metalprodukt Šandrovac 1,40 1,28

Osje~ko-baranjska Dvorac KJP Valpovo 1,32 1,32

Viroviti~ko-podravska KP Papuk Orahovica 1,33 1,33

Vukovarsko-srijemska Plinara isto~ne Slavonije Vinkovci 1,37 1,34

Osje~ko-baranjska Plinodom Ður|enovac 1,34 1,34

Viroviti~ko-podravska Virkom Virovitica 1,34 1,34

Zagreba~ka Zelinkse komunalije Sv. Ivan Zelina 1,36 1,36

Koprivni~ko-krièva~ka KOMING Koprivnica 1,37 1,37

Krapinsko-zagorska Zagorski metalac Zabok 1,43 1,38

Osje~ko-baranjska Elektroslavonija Osijek 1,38 1,38

Vara`dinska Ivkom Ivanec 1,38 1,38

Osje~ko-baranjska Ðakova~ki vodovod Ðakovo 1,39 1,39

Bjelovarsko-bilogorska Elektrometal Bjelovar 1,40 1,40

Koprivni~ko-krièva~ka Komunalije, Ður|evac Ður|evac 1,40 1,40

Vara`dinska Termoplin Vara`din 1,40 1,40

Viroviti~ko-podravska JKP Pitoma~a Pitoma~a 1,40 1,40

Krapinsko-zagorska Humkom Hum na Sutli 1,41 1,41

Bjelovarsko-bilogorska Darkom Daruvar 1,42 1,42

Me|imurska Me|imurje plin JKP âkovec 1,43 1,43

Vara`dinska Komunalac, Novi Marof Novi Marof 1,40 1,43

Krapinsko-zagorska Komunalac, Konjš~ina Konjš~ina 1,44 1,44

Poèško-slavonska KP Pakrac Pakrac 1,44 1,44

Zagreba~ka KP Vrbovec Vrbovec 1,52 1,45

Bjelovarsko-bilogorska JKP Komunalac-Garešnica Garešnica 1,45 1,45

Krapinsko-zagorska Komus Donja Stubica 1,45 1,45

Krapinsko-zagorska Zelenjak Klanjec 1,45 1,45

Krapinsko-zagorska Krakom Krapina 1,46 1,46

Zagreba~ka Montcogim-plinara Sveta Nedjelja 1,49 1,49

Bjelovarsko-bilogorska Komunalije, âzma âzma 1,52 1,52

Koprivni~ko-krièva~ka Radnik Krièvci 1,55 1,55

Sisa~ko-moslava~ka Moslavina Kutina 1,62 1,62

Grad Zagreb Gradska plinara Zagreb Zagreb 1,56 1,62

Sisa~ko-moslava~ka JKP-Novska Novska 1,55 1,75

Zagreba~ka Dukom KP Dugo Selo 1,64 1,82

Zagreba~ka Ivakop KP Ivani} Grad 1,56 1,83

Sisa~ko-moslava~ka ZUC Sisak 2,65 2,65


grupa potroša~a unutar kategorija potrošnje. Kako jeranije ve} navedeno, prva podjela provodi se ve} napragu veleprodaje, tj. na pragu transportnog sustava.Njen cilj je identificirati glavne sektore potrošnje. Upravilu to su: distributivna poduze}a, proizvodnja elek-tri~ne i toplinske energije, velika kemijska industrija iprerada, te ostali veliki potroša~i. Na distributivnojrazini provodi se kategorizacija potroša~a ili potrošnje,i to u sljede}e osnovne kategorije: doma}instva,razli~iti industrijski i proizvodni pogoni, usluge iservisi, te poljoprivreda. Grupe potroša~a zapravo suzasebne skupine ili tipovi potroša~a odre|ene razinemjese~ne ili godišnje potrošnje, ili pak namjene, na~inai karakteristika potrošnje prirodnog plina (tablica 3).Dobrim odabirom kategorija i grupa ostvaruju se po-lazne pretpostavke za primjenu na~ela raspodjeletroškova po principu mjesta i na~ina, tj. izvora i struk-ture njihova nastanka, te njihove alokacije svakoj kate-goriji i grupi potrošnje kako su i izazvani.Grani~ne potrošnje grupa u modelu su potrošnje istihprosje~nih cijena za obje susjedne grupe, neovisno ostrukturi jedini~nih fiksnih i varijabilnih troškova pogrupama. Dakle, radi se o linearnom prijelazu. Daljnjirazvoj modela ovisi o tome da li se omjeri fiksnog i vari-jabilnog dijela troška za svaku grupu odre|uju una-prijed (kako je to ura|eno u prvom metodološkompristupu) ili se uzima iz stvarnog omjera troškova povrsti (izvorima) (kako je to ure|eno u novom me-todološkom pristupu za tarifiranje umreènih energet-skih sustava). U prvom slu~aju, tj. s unaprijed zadanimomjerom fiksnog i varijabilnog dijela odmah u prvom

12

Tablica 2. Odnosi cijena plina u nekim europskim zemljamatijekom 1999. godine

IndustrijaProiz-vodnjael. energije

Ku}anstva

kn/m**3 kn/m**3 kn/m**3

Austrija 1.3 3.5

êška Republika 1.3 1.3 1.5

Danska 5.4

Finska 1.2 1.0 1.4

Ma|arska 1.0 0.9 1.4

Irska 1.4 0.9 3.5

Nizozemska 1.0 1.0 3.0

Poljska 1.1 2.1

Španjolska 1.2 1.1 4.5

Švicarska 2.0 3.7

Turska 1.5 1.4 2.0

Velika Britanija 0.9 1.1 2.8

SAD 1.0 0.8 2.2

Prosjek 1.26 1.05 2.90

Izvor: Energy Prices & Taxes, International Energy Agency,1999.

Tablica 3. Kategorije i grupe potrošnje prirodnog plina

Kategorijapotrošnje plina

Udio upotrošnji Grupa

Granicepotrošnje

Prosje~napotrošnja

Svrha, namjena potrošnje,Obilje`ja

% m**3 m**3

Doma}instva 35-50 I od 0 do 300 118 – kuhanje, priprematople vode

II od 301 do 1500 680 – pojedina~no grijanje,kuhanje, priprema vode

III od 1501 do 10000 4470 – eta`no grijanje

IV preko 10000 53000 – veliki potroša~i

Industrija 20-35 I od 0 do 1000 380 – mali potroša~i

II od 1001 do 10000 3930 – mali pogoni

III od 10001 do 100000 31540 – industrija

IV preko 100000 960000 – veliki potroša~i

Usluge 15-25 I od 0 do 20000

II od 20001 do 50000

III preko 50000

Poljoprivreda do 5% I


koraku dolazi se do poèljne ili unaprijed zadanetarifne strukture. Time se uz dobro poznavanje struk-ture i odnosa troškova u sustavu moè relativno lako ibrzo posti}i i dobro pokri}e troškova u sustavu. Me|u-tim, unaprijed zadani omjeri fiksnih i varijabilnihtroškova u tarifnoj strukturi mogu voditi i do nepoèlj-nih i neefikasnih uprosje~enja, pri ~emu se kao izvori ikriteriji tarifne strukture i odnosa gube iznosi i ra-spored potrošnje, namjene i svrhe potrošnje, te efikas-nost korištenja plina kod svake zasebne grupepotroša~a. Osim toga, s unaprijed zadanim odnosimaznatno se smanjuju upravlja~ka obilje`ja i potencijaltarifa.Ukupni prihod kategorije potrošnje jednak je su sumiprihoda po pojedinim grupama. Dakle ukupni prihodiznosi:

Pk1 = c1 * C1 + k1 * K1 + c2 * C2 + k2 * K2 ++ c3 * C3 + k3 * K3 + c4 * C4 + k4 * K4 + … (1)

gdje jec1, c2, c3, c4, … - tarifni stav (jedini~na cijena) ka-paciteta (kn/m**3/sat);

C1, C2, C3, C4, …- maksimalni kapacitet plina(m**3/sat);

k1, k2, k3, k4, … - tarifni stav (jedini~na cijena)koli~ine plina (kn/m**3);

K1, K2, K3, K4, ... - koli~ina plina (m**3).

Tako dobiveni prihod treba odgovarati ukupno os-tvarenim troškovima kategorije potrošnje. Ukupniprihodi na razini distributivnog sustava, tj. poduze}ajednaki su sumi prihoda po kategorijama potrošnje:

Ps1 = Pk1 + Pk2 + Pk3 + Pk4 + … (2)gdje je

Pk1, Pk2, Pk3, Pk4, ... - prihodi po kategorijama po-trošnji (kn).

I na razini distributivnog sustava suma dobivenih pri-hoda treba odgovarati sumi svih ostvarenih troškova.Sve prethodno navedene elemente povezujuodgovaraju}e energetske veli~ine kapaciteta i koli~ineplina koje preuzimaju grupe i kategorije potrošnje, akoje su u za svaki umreèni energetski sustav u poseb-noj i jakoj me|usobnoj ovisnosti.Kako ovdje nije namjera izlagati detalje modela, bitnoje uo~iti ~vrstu ovisnost i uvjetovanost odnosa troškovai cijena izme|u grupa unutar svake kategorije po-trošnje, odnosno kategorija potroša~a i potrošnji narazini distributivnog sustava. Drugim rije~ima, sustavje na toj razini isporuke nu`no promatrati integralno,sa svim energetskim i troškovnim me|uzavisnostimagrupa kategorija potrošnje. To u krajnjem zna~i da sepromjenom tarifne strukture i odnosa kod jedne kate-gorije potrošnje mijenjaju strukture i odnosi kod svihostalih kategorija.Isti pristup mogu}e je primijeniti i na veleprodajoj ra-zini. U tom slu~aju ukupni prihodi jednaki su sumi pri-hoda po sektorima potrošnje. Dakle, oni iznose

P = Ps1 + Ps2 + Ps3 + Ps4 + … (3)gdje je

Ps1, Ps2, Ps3, Ps4, ... - troškovi po sektorima po-trošnji (kn).

Tako dobiveni ukupni prihodi moraju odgovarati sumisvih izazvanih troškova proizvodnje i nabave, skla-dištenja, transporta, te ostalim troškovima isporukeplina na toj razini. Kao i ranije, to zna~i integraciju,samo sada vertikalne integracije uklju~uju}i i velepro-dajnu razinu. U metodološkom i sadràjnom smisluvertikalna integracija naj~eš}e nije prihvatljiva budu}ida se dobiva tarifna struktura i odnosi koji su znatnomanje razvidni i efikasni. I što je još va`nije, upravlja~kipotencijal takve tarifne strukture i odnosa vrlo je nizak.Zbog toga se na veleprodajnoj razini sektorima po-trošnji pridaje znatno niì stupanj me|usobnog utje-caja ili ovisnosti. U metodološkom smislu radi se ovezanju troškova i cijena samo za energetske veli~inekapaciteta i troškove vezane za te kapacitete. Dakle,kapaciteti i odgovaraju}i troškovi sektora potrošnjedovode se u me|usobnu vezu, a zatim vezu s troško-vima i kapacitetima proizvodnih sustava isporu~itelja(izvori), dobavnih pravaca, transportnog sustava i/iliskladišta plina. U slu~ajevima kada nema ograni~enjau svezi sa spomenutim kapacitetima, ili u slu~ajevimakada sektori potrošnje me|usobno ne stvarajuograni~enja, sektori potrošnje mogu se promatrati ipotpuno neovisno u troškovno, odnosno cjenovnomsmislu. U tom slu~aju i tarifna struktura ima obilje`janeovisnosti.

4. TRANSPORT PRIRODNOG PLINA –PERSPEKTIVA DUGORO^NOG RAZVOJATARIFNIH ODNOSA

Kao podloge za analizu mogu}ih i gospodarskiopravdanih tarifnih odnosa i cijena korištenja trans-portne mreè u Republici Hrvatskoj, te procjenu mo-gu}eg srednjoro~nog i dugoro~nog razvoja tarifnihodnosa uzeti su:– Današnje (postoje}e) stanje transportne plinske

mreè u Republici Hrvatskoj.– Plan razvitka plinskog sustava za pokri}e plinskog

konzuma prema scenariju razvitka iz "Strategije e-nergetskog razvitka Republike Hrvatske", po kojembi u razdoblju od 2000. do 2030. godine doma}i pro-izvod rastao po prosje~noj godišnjoj stopi od oko 5posto, a ukupne potrebe za energijom po prosje~nojstopi od 4.4 posto. Po tom scenariju prirodni plin tre-bao bi preuzeti poziciju glavnog energenta, pri ~emubi njegov udio u ukupnim potrebama za energijomna kraju promatranog razdoblja porastao na oko36.4 posto. Rast potrošnje plina o~ekuje se u svimsektorima i kategorijama potrošnje, najbrì u svezi spotrošnjom prirodnog plina za proizvodnju elek-tri~ne energije iz javne mreè. Sveukupne potrebe zaplinom u Republici Hrvatskoj 2010. godine iznosile

13


bi 4688.7 mlrd m3, 2020. godine 6370.1 mlrd m3, i2030. godine 7874.4 mlrd m3. Ovakva razina po-trošnje plina je vrlo zahtjevna i u pogledu osiguranjadovoljnih koli~ina plina, i u pogledu razvoja plinskeinfrastrukture, prvenstveno dovoljnih transportnihkapaciteta u Republici Hrvatskoj.

– Investicije za izgradnju transportne plinske mreèzasnivaju se na aktualnim internacionaliziranim cije-nama nabave i polaganja plinovoda i ostale opreme.

Izrazita je osjetljivost dugoro~ne perspektive i razvojapotrošnje i transportnog sustava o mogu}em razvojutarifne strukture i tarifnih odnosa, i obrnuto. Pokazujese da je ve} i danas nu`na rekonstrukcija, bolje re~enoznatno podešavanje strukture tarifnog sustava za trans-port plina sektorima i kategorijama potrošnje, vode}ira~una o njihovoj gospodarskoj poziciji i veli~ini, karak-teristikama potrošnje i stabilnosti korištenja kapaciteta,te o~ekivanom dugoro~nom razvitku. O~ekivane prom-jene u udjelima kategorija potrošnje i o~ekivani razvojstrukture i karakteristika potrošnje u budu}nosti }eizazvati još dinami~nije promjene.Predmetnim analizama obuhva}eno je razdoblje od1998. do 2013. godine. Iz ranije navedenih podloganajprije na~injene su preciznije procjene:

i) razvoja ukupne potrošnje i strukture potrošnjeplina po glavnim sektorima potrošnje (tablica 4),

ii) strukture i dinamike ukupnih ulaganja (investicija)u plinovode, mjerno-redukcijske stanice,podzemna skladišta plina, te ostala ulaganja uzi-maju}i u obzir godinu po~etka ulaganja i godinu zakoju se veè po~etna razina cijena, razdoblje tra-janja ulaganja i odabranu diskontnu stopu,

iii) struktura troškova transportnog plinskog sustava uRepublici Hrvatskoj po godinama odabranogdugoro~nog razdoblja, i to:a) prema prirodnim vrstama:

– troškovi nabave plina,– troškovi rada,– troškovi odràvanja i pogona,– troškovi kapitala (ulaganja + kamate),

b) prema stupnju iskorištenja kapaciteta, sa i beztroškova nabave plina:– fiksni troškovi,– varijabilni troškovi.

Rezultati prora~una dugoro~nog razvoja razine (di-namike) i strukture cijena, odnosno tarifa transportaplina po sektorima potrošnje, prosje~no i kumulativnodo 2013. godine prikazani su u tablici 5 i na slici 1.

14

Tablica 4. Dugoro~na predvi|anja razvoja i strukture potrošnje plina po sektorima potrošnje

Godina Ukupna potrošnja(106 m3)

Udiodistribucije

Udioindustrije

UdioHEP-a

Udio Pet.Kutina

1995. 2.010,26 43% 16% 11% 31%

1996. 2.351,54 42% 16% 17% 25%

1997. 2.459,36 41% 16% 17% 26%

1998. 2.377,13 43% 17% 19% 21%

1999. 2.543,92 42% 17% 20% 21%

2000. 2.710,70 41% 17% 21% 21%

2001. 2.873,34 44% 17% 22% 17%

2002. 3.045,74 46% 18% 23% 13%

2003. 3.228,49 47% 19% 24% 10%

2004. 3.422,20 48% 19% 25% 8%

2005. 3.505,40 47% 19% 27% 7%

2006. 3.680,67 47% 20% 29% 5%

2007. 3.857,34 46% 20% 30% 4%

2008. 4.042,49 45% 20% 32% 3%

2009. 4.236,53 43% 20% 34% 3%

2010. 4.386,90 41% 21% 36% 2%

2011. 4.542,60 41% 21% 36% 2%

2012. 4.703,83 40% 22% 36% 1%

2013. 4.870,78 40% 22% 37% 1%


Prema analizama, odnos fiksnih i varijabilnih troškovatransportnog plinskog sustava danas iznosi 81% : 19 %.Me|utim, tijekom razdoblja intenzivnog razvoja iizgradnje transportne plinske mreè od 2001. do 2005.godine o~ekuje se promjena navedenog odnosa ukorist udjela fiksnih troškova, koji bi dosegli gornjugranicu od 92.3 %. U razdoblju iza 2005. godine taj

udio smanjio bi se na razinu od oko 76 %. U svakomslu~aju, struktura troškova ukazuje da bi odgovaraju}atarifna struktura trebala biti dominantnog fiksnogobilje`ja, odnosno da bi udio komponente koja je u di-rektnoj svezi s udjelom u maksimalnom korištenom ka-pacitetu transportnog sustava u ukupnim troškovimatrebala biti dominantna. Iz navedene strukture troš-

15

Tablica 5. Dugoro~na struktura i odnosi tarifa transporta plina po sektorima potrošnje

GodinaSektor

Distribucija Industrija HEP Pet. Kutina Prosje~no Kumulativ

c$US/m3 c$US/m3 c$US/m3 c$US/m3 c$US/m3 c$US/m3

1999. 1,89 1,41 1,54 1,37 1,63 1,63

2000. 2,06 1,52 1,66 1,48 1,76

2001. 3,71 2,72 2,98 2,65 3,20

2002. 4,24 3,11 3,40 3,03 3,69

2003. 4,40 3,21 3,52 3,14 3,84

2004. 4,39 3,21 3,51 3,13 3,85

2005. 4,09 3,00 3,28 2,92 3,58 3,16

2006. 2,96 2,18 2,38 2,12 2,60

2007. 2,46 1,81 1,98 1,77 2,16

2008. 2,18 1,61 1,76 1,57 1,91

2009. 1,95 1,45 1,58 1,41 1,71

2010. 1,71 1,27 1,39 1,24 1,49 2,57

2011. 1,49 1,11 1,22 1,09 1,31

2012. 1,41 1,06 1,15 1,03 1,24

2013. 1,41 1,05 1,15 1,03 1,23 2,22

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

19

99

.

20

00

.

20

01

.

20

02

.

20

03

.

20

04

.

20

05

.

20

06

.

20

07

.

20

08

.

20

09

.

20

10

.

20

11

.

20

12

.

20

13

.

Godina

c$

US

/m3

Distribucija

Industrija

HEP

Pet. Kutina

Prosje~no

Kumulativ

Slika 1. Dugoro~na struktura i odnosi tarifa transporta plina po sektorima potrošnje


kova moè se izvu}i i zaklju~ak o izuzetnoj va`nostidobrog planiranja potrošnje i kapaciteta, koji su ukrajnjem vezani za procjene i predvi|anja gospodar-skog poloàja i optimiranja razvoja svakog od klju~nihsektora potrošnji prirodnog plina.U razdoblju do 2005. godine, tj. tijekom razdobljaizgradnje kada nema zna~ajnog porasta potrošnje,prosje~na cijena i cijene transporta po sektorima po-trošnje rastu. Prosje~na cijena u 2004. godini doseègornju vrijednost od 3.85 c$US/m3. Analize su u~injeneuz pretpostavku da }e do 2005. godine do}i do prom-jena u udjelima sektora u ukupnoj potrošnji, i to:zna~ajnijeg porasta udjela u sektorima distribucije iproizvodnje elektri~ne energije u velikim termoener-getskim postrojenjima(HEP), laganog porasta u sek-toru industrije, te zna~ajnog pada u sektoruneenergetske potrošnje (Petrokemija Kutina). Kako jeto razdoblje ujedno i razdoblje intenzivnog ulaganja uplinovode, mjerno-redukcijske stanice i podzemnaskladišta, nu`no je ukazati na jaku ovisnost razine pros-je~ne cijene i strukture i odnosa cijena po sektorimapotrošnje o dinamici porasta i strukturi potrošnje pri-rodnog plina po sektorima do 2005. godine. Kako seradi o razdoblju za koje ve} danas mora biti utvr|enarelevantna srednjoro~na razvojna platforma, kojaujedno treba odre|ivati i niz kratkoro~nih akcija (npr.pripremu i po~etak izgradnje, izgradnju i uvo|enje efi-kasnog tarifnog sustava), nije teško zaklju~iti da bi dalj-nja odga|anja u definiranju i provedbi razvojnestrategije u segmentu transporta prirodnog plina mo-gla imati niz negativnih posljedica. Prva je neizvjesnostrazvoja (porasta) potrošnje i postizanje njene opti-malne strukture, ~ime se nova izgradnja jedino i moèopravdati, a druga zna~ajan porast troškova izgradnje icijena (tarifa) za korištenje nove transportne mreè.Iza 2005. godine prosje~ne cijene transporta plina zbogporasta potrošnje iz godine u godinu padaju, da bi sena kraju promatranog razdoblja (2013. godina) ustalilena razini od oko 1.23 c$US/m3. U strukturi, tarifni od-nosi se malo mijenjaju. Najzna~ajnije promjene deša-vaju se u svezi s distributivnim poduze}ima, kojima bitarifni stav, tj. jedini~na cijena transporta trebala biti za22% ve}e od prosje~ne cijene. Me|utim, kako ne bibilo opravdano, a niti mogu}e, tarifni sustav mijenjati iuvoditi iz godine u godinu, navedene odnose trebashvatiti kao podloge za kumulativna podešavanja, ilipak ilustraciju dinamike i razine i strukture tarifa zaeventualno uvo|enja metodološkog pristupa tarifi-ranju po principu marginalnih troškova.Nu`no je uo~iti da je za efikasno strukturiranje tarif-nog sustava tijekom promatranog razdoblja, uzimaju}iu obzir kumulativne odnose iz godine u godinu, opetnu`no dobro poznavati ili procjenjivati gospodarskeveli~ine i parametre za svaki pojedini sektor. Efi-kasnim podešavanjem tarifne strukture i odnosa po ku-mulativnim pokazateljima mogu se izbje}i ~estepromjene tarifnog sustava. Istodobno mogu se ostvari-vati i uvjeti za stabilno financiranje razvoja transport-

nog sustava, te izbjegavati nesigurnosti u pogleduplaniranja kapaciteta transportne mreè. Me|utim,problem je što se na taj na~in mogu dijelom prigušitiobjektivno jaki signali u pogledu razvoja potrošnjeplina i korištenja transportne mreè i sl. U svakomslu~aju zaklju~ak je da razdoblje kumulativnog podeša-vanja ne smije biti ni previše dugo.U smislu kumulativnog podešavanja tarifne strukture iodnosa promatrano je razdoblje do 2010. godine idalje. Kumulativno, do 2010. godine prosje~na cijenatransporta plina iznosila bi 2.57 c$US/m3. Za tu razinuprosje~ne cijene odnosi tarifnih stavova po sektorimatrebali bi biti sljede}i:

Distribucija : Industrija : HEP : Pet. Kutinac$US/m3 3.08 2.26 2.08 2.21

Ako se razdoblje proširi za još tri godine, dakle do2013. godine, opet promatrano kumulativno,prosje~na cijena transporta plina iznosila bi 2.22c$US/m3. Za tu razinu prosje~ne cijene odnosi tarifnihstavova po sektorima trebali bi biti sljede}i:


Procjena daljnjeg razvoja tarifnih odnosa i tarifa usvezi s razinom i strukturom potrošnje pokazuje da bidugoro~no procjena cijena transporta plina trebalapasti do razine oko 2.00 c$US/m3. Odnosi tarifnih sta-vova po sektorima potrošnje za tu prosje~nu cijenu tre-bali bi biti sljede}i:


Što je i za o~ekivati, ukupna prosje~na cijena pada.Jednako tako padaju i prosje~ne cijene za sve sektorepotrošnje. Me|utim, gledaju}i relativne odnose posektorima, najsporiji pad prosje~ne cijene vezan je zasektor korištenja plina za proizvodnju elektri~ne ener-gije (HEP), kojem je cijena najnià i u apsolutnomiznosu. Drugi rije~ima, gledano dugoro~no ostali sek-tori potrošnje razvijaju se tako da u energetskomsmislu sve bolje koriste raspoloìve ili zakupljene ka-pacitete na veleprodajnoj razini.U svakom slu~aju zaklju~ak je da razvoj i ulaganja (in-vesticija) u plinovode, mjerno-redukcijske stanice,podzemna skladišta plina, te ostala ulaganja trebapa`ljivo planirati i promišljati vezano za stanje i o~eki-vani gospodarski poloàj svakog sektora potrošnje. Iobrnuto, nu`no je odnose na veleprodajnoj raziniurediti tarifnim sustavom koji bi na optimalan na~inusmjeravao i poticao razvitak svakog sektora potrošnje.

5. TARIFNI ODNOSI ZA DISTRIBUCIJUI MALOPRODAJU PRIRODNOG PLINA

Distribucija plina u Republici Hrvatskoj je djelatnostkoja je ure|ena Zakonom o komunalnom gospodar-stvu. Distributivna poduze}a uglavnom su u vlasništvu

16


jedinica lokalne uprave i samouprave, a u slu~ajevimakada to nije tako, poduze}a djelatnost isporuke i malo-prodaje plina obavljaju po osnovi dobivenih koncesija.Spomenutim zakonom ure|uju se i pitanja cijena, od-nosno postupak njihova utvr|ivanja i promjene. Usvakom slu~aju moè se utvrditi, a to uostalom pot-vr|uje i prethodna analiza cijena plina u distribuciji, dase formiranje cijena plina do sada nije ravnalo po go-spodarski utemeljenim principima i kriterijima. Što-više, jedinice lokalne uprave i samouprave, odnosnopoglavarstva i upravna tijela op}ina i gradova krozcijenu komunalne usluge isporuke plina provodila su iprovode socijalnu politika. A taj princip se mora mije-njati ukoliko se èli odrànje same djelatnosti ili njenbarem minimalni razvoj. Upravo zbog toga ovaj rad sene bavi metodološkim principima izgradnje tarifnogsustava na razini distributivnog poduze}a, nego nastojiukazati na strukturu i odnose tarifa koji bi bili gospo-darski utemeljeni. Dakle, cilj je postaviti preliminarnana~ela i elemente kao podloge za izradu tarifnog sus-tava prirodnog plina koji bi bio utemeljen na odgovara-ju}im tehnološkim, energetskim, ekonomskim ifinancijskim veli~inama i poticaj za efikasniji rad sus-tava uz niè troškove, smanjenje gubitaka i negativnihutjecaja na okoliš. Svi ti elementi ~inili bi osnovu zarazvoj same djelatnosti i sustava ukoliko bi na stranipotroša~a bili poticajni u smislu izbora prirodnog plinakao energenta i njegovog efikasnog korištenja.Kao što je to u uvodu istaknuto, kao primjer za razradutarifne strukture i prora~una tarifnih odnosa na dis-tributivnoj razini uzeto je distribucijsko poduze}e“Termoplina” Vara`din. Cjelovit prijedlog na~ina re-konstrukcije cjenovnih odnosa i oblika tarifnih sustavaza pojedina~na distributivna poduze}a i organizacijebit }e mogu}e utvrditi nakon sustavne analize i valori-zacije energetskih i gospodarskih podloga i pokazateljasvakog zasebnog poduze}a i organizacije.Predmetna analiza tarifne strukture i odnosa u~injenaje na raspoloìvim gospodarskim, tj. energetskim iekonomskim podlogama i pokazateljima poduze}a za1997. i 1998. godinu. U prvom koraku provedena je ob-jektivizacija svih troškova koji se pojavljuju u sustavu, aiz odgovaraju}ih energetskih podloga na~injene suprocjene profila i ostale karakteristike potrošnje plinapo kategorijama i grupama potrošnji. U jednom dijeluoni su i aproksimirani zbog nedostatka dijela realnihpodataka i podloga.Zbog potpunog nedostatka odgovaraju}ih energetskih iekonomskih pokazatelja, analizama nije obuhva}en iobra|en problem utvr|ivanja cijene i na~ina rješavanjafinanciranja izgradnje plinske distributivne mreè, od-nosno financiranja izgradnje i pokrivanja troškovakomunalnog priklju~ka potroša~a na distributivnumreù, niti mogu}i utjecaj tih cijena i troškova na tarifnestavove za prirodni plin. Zbog toga iz rezultata koji sedalje izlaù nije opravdano preispitivati opravdanostiznosa marè za taj dio. Me|utim, iz dobivene tarifnestrukture i odnosa potpuno je opravdano preispitivati

odnose i nastojati ih u~initi efikasnijim u pogleduizgradnje i funkcioniranja distributivnog sustava, te pre-ispitivati elemente gospodarske politike pristupa poje-dinim kategorijama i grupama potroša~a.Distributivni troškovi, tj. marà za odabrano distribu-tivno poduze}e tijekom 1997. i 1998. godine iznosila je0.28 kn/m3.Osnovna kategorizacija provedena je po sektorima po-trošnje, i to: doma}instva, industrija, usluge i poljo-privreda. Unutar tih glavnih kategorija, odnosnosektora potrošnje provedena je podjela po grupamapotrošnje, temeljno prema iznosima godišnje po-trošnje i na~inu korištenja raspoloìvih kapaciteta, ali iprema osnovnim namjenama i svrsi potrošnje prirod-nog plina, odnosno gospodarskoj poziciji potroša~a. Uovom radu izlaganje rezultata ograni~eno je samo naglavne kategorije potroša~a.Tarifni sustav razvijen je na temelju energetskih i po-slovnih (ekonomskih i financijskih) podataka i poka-zatelja za 1997. i 1998. godinu. U pravilu, za razradutarifnih odnosa bilo bi nu`no obraditi duì niz godina,bilo s ciljem da se na|u prosje~ni odnosi, bilo da sepokušaju odrediti odgovaraju}i razvojni trendovi.

5.1. Tarifni sustav – podloga,pokazatelji iz 1997. godine

U 1997. godini u “Termoplinu” Vara`din su ostvarenisljede}i iznosi fiksnih i varijabilnih, odnosno ukupnihtroškova:

Fiksni troškovi 13,967,000 kn

Varijabilni troškovi 13,226,000 kn

Ukupni troškovi 27,193,000 kn

a) Pristup po troškovnom principu

Za optimalno pokrivanje ostvarenih troškova u 1997.godini, tarifni sustav bi po principu stacionarnog troš-kovnog tarifiranja trebalo podesiti kako je to prika-zano u tablici 6.Dakle, prema dobivenim rezultatima prosje~na pro-dajna cijena prirodnog plina trebala bi iznositi 0.3072kn/m3. Istodobno, tarifni stav prirodnog plina za do-ma}instva bio bi 13.25% viši, za industriju 36.52% niì,za usluge 14.81% viši, te za poljoprivredu ~ak 103.19%viši od navedene prosje~ne prodajne cijene prirodnogplina. U toj strukturi zanimljiv je i odnos tarifnog stavaza industriju prema tarifnom stavu za doma}instva. Utom slu~aju tarifni stav za industriju iznosi 56.11%tarifnog stava za doma}instva. Odnosi fiksne i varija-bilne komponente u ukupnoj cijeni prirodno plinaodgovara strukturi troškova. Zna~ajne su, me|utim,varijacije odnosa prema sektorima potrošnje. Karak-teristi~ni su krajnji odnosi za industriju i poljoprivredu.Oni zapravo ukazuju na mogu}nost, kada bi se obra~unza potrošnju prirodnog plina provodio prema koli~iniplina i odgovaraju}em tarifnom stavu za koli~inu, od-

17


nosno angaìranom kapacitetu sustava (protoku) iodgovaraju}em tarifnom stavu protoka, da bi se kod in-dustrije odnosi tih tarifnih stavova mogli podesiti da sešto ve}i dio prihoda tijekom godine ostvaruje vezano zaisporu~ene koli~ine plina. Naravno, razlog su stabilnoponašanje u potrošnji plina. Kod poljoprivrede jesituacija obrnuta, što upu}uje na potrebu da se što ve}idio prihoda ostvari iz dijela vezanog za korištenje ka-paciteta.Ovdje u svezi s podacima koji se navode nu`no ista}isljede}e. U svim slu~ajevima tarifni stavovi za kapacitet(fiksna komponenta) svedeni su i iskazani u odnosu nakoli~inu, dakle na jedinice kn/m3 . Zbog tog oni vrijede iu navedenom obliku mogu se uspore|ivati, što je i ciljovoga rada, samo za odre|ene iznose godišnjih ko-li~ina plina. S promjenom koli~ina ti odnosi morali bise preispitati.Po modelu u kojem se odnosi fiksne i varijabilne kom-ponente tarife zadaju unaprijed �1�, za iste ulazne po-

datke dobiveni su odnosi koji znatno manje variraju uodnosu na prosje~ne vrijednosti (tablica 7).Naime, za taj model jedna od ulaznih pretpostavki jeunaprijed zadani odnos fiksnog i varijabilnog dijelacijene, tj. tarifnog stava za kapacitet (fiksni dio) i tarif-nog stava za koli~inu plina (varijabilni dio). Posljedicatoga pristupa je da se odstupanja cijena kod sektorakod kojih odnosi fiksnih i varijabilnih troškova znatnoodstupaju od zadanog odnosa mogu znatno ublaìti.Na odre|eni na~in to vodi svojevrsnom uprosje~enjutarifnih odnosa. U konkretnom slu~aju, tarifni stavoviza ku}anstva i uslu`ni sektor gotovo su izjedna~eni, atarifni stavovi za industriju i poljoprivredu priblièniprosjeku. Tarifni stav za plin za industriju u tom slu~ajuiznosi 75.63% tarifnog stava za ku}anstvo.

b) Pristup po tzv. kratkoro~nom marginalmom principu

Rezultati dobiveni po principu tzv. kratkoro~nog mar-ginalnog tarifiranja prikazani su u tablici 8.

18

Tablica 6. Tarifni sustav po troškovnom principu - podloge 1997. godina

Tarifni stavoviOdnos prema

prosje~noj cijeni

Udio u tarifnom stavu

Fiksni dio Varijabilni dio UkupnoFiksnog dijela Varijabilnog dijela

kn/m**3 kn/m**3 kn/m**3

Doma}instva 0.1868 0.1611 0.3479 113.25% 53.69% 46.31%

Industrija 0.0744 0.1206 0.195 63.48% 38.15% 61.85%

Usluge 0.1909 0.1618 0.3527 114.81% 54.13% 45.87%

Poljoprivreda 0.4396 0.1846 0.6242 203.19% 70.43% 29.57%

Ukupno 0.1578 0.1494 0.3072 100.00% 51.37% 48.63%

Tablica 7. Tarifni sustav uz unaprijed zadani odnos fiksne i varijabilne komponente

Tarifni stavovi Udio u tarifnom stavu

Fiksni dio Varijabilni dio UkupnoFiksnog dijela Varijabilnog dijela

kn/m**3 kn/m**3 kn/m**3

Doma}instva 0.1802 0.1477 0.3279 54.95% 45.05%

Industrija 0.1363 0.1117 0.2480 54.95% 45.05%

Usluge 0.1801 0.1476 0.3277 54.95% 45.05%

Poljoprivreda 0.2086 0.1710 0.3796 54.95% 45.05%

54.95% 45.05%

Tablica 8. Tarifni sustav po tzv. kratkoro~nom marginalnom principu - podloge 1997. godina


prosje~nojcijeni


Fiksni dio Varijabilni dio Ukupno Fiksnogdijela

Varijabilnogdijelakn/m**3 kn/m**3 kn/m**3

Doma}instva 0.1751 0.1611 0.3362 109.44% 52.08% 47.92%

Industrija 0.1080 0.1206 0.2286 74.41% 47.24% 52.76%

Usluge 0.1776 0.1618 0.3394 110.48% 52.33% 47.67%

Poljoprivreda 0.3261 0.1846 0.5107 166.24% 63.85% 36.15%

Ukupno 0.1578 0.1494 0.3072 100.00% 51.37% 48.63%


Po principu tzv. kratkoro~nog marginalnog tarifiranjadobivena struktura i tarifni odnosi zapravo dajusna`nije signale o pristupu i na~inu odnosa ispo-ru~itelja plina prema potroša~ima, a potroša~ima sig-nale o na~inu ponašanja. U odnosu na troškovniprincip moè ih se shvatiti kao sankciju ili beneficiju zana~in korištenja raspoloìvih kapaciteta, te koli~ine iraspored preuzimanja plina. Tako npr., distributivni is-poru~itelj isporuku prirodnog plina s ve}im indus-trijskim potroša~em prirodni plin moè ugovoritiprema tarifnim stavovima iz tablice 6. U slu~aju ne-pridràvanja odredbi ugovara, tj. za na~in ponašanjakoji je znatno nepovoljniji nego što to vrijedi za katego-riju kojemu potroša~ pripada, isporu~itelj treba po-troša~u odrediti novu cijenu, koja sada odgovaratarifnom stavu za industriju iz tablice 8. Odnos tarifnogstava za industriju prema tarifnom stavu za doma}in-stva sad je na razini 68% Odnosi fiksne i varijabilnekomponente u ukupnoj cijeni prirodnog plinaodgovaraju strukturi troškova. Me|utim, varijacije tihodnosa prema kategorijama potrošnje su umanjene.Naravno, svi ostali pokazatelji imaju zna~enje kao oniiz tablice 6.

5.2. Tarifni sustav – podloga, pokazatelji iz1998. godine

U 1998. godini u distributivnom poduze}u ostvareni susljede}i iznosi fiksnih i varijabilnih, odnosno ukupnihtroškova:

Fiksni troškovi 16,619,000 kn

Varijabilni troškovi 13,420,000 kn

Ukupni troškovi 30,039,000 kn

a) Pristup po troškovnom principu

Za optimalno pokrivanje ostvarenih troškova u 1998.godini, tarifne stavove za korištenje distributivnemreè i usluge opskrbe prirodnim plinom po principutroškovnog tarifiranja �7� trebalo bi podesiti kako je toprikazano u tablici 9.Dakle, prema dobivenim rezultatima prosje~ni trošakkorištenja distributivne mreè i isporuke prirodnog

plina trebao bi iznositi 0.3351 kn/m3. Po kategorijamapotrošnje ili potroša~a tarifni stav prirodnog plina zadoma}instva bio bi 13.28% viši, za industriju 37.99%niì, za usluge 15.01% viši, te za poljoprivredu ~ak108.59% viši od navedenog prosje~nog troška. Vidljivoje da tarifni stav za industriju iznosi 54.47% tarifnogstava za doma}instva.Odnosi fiksne i varijabilne komponente cijeneodgovaraju strukturi fiksnih i varijabilnih troškova dis-tributivnog sustava i njegova pogona, a ostali zaklju~cisu kao i za 1997. godinu.Kao i za 1997. godinu, u svezi s podacima koji se na-vode nu`no ista}i i sljede}e. U svim slu~ajevima tarifnistavovi za kapacitet (fiksna komponenta) svedeni su iiskazani u odnosu na koli~inu, dakle na jedinice kn/m3.To je opet u~injeno s ciljem da se mogu uspore|ivati, anavedeni iznosi vrijede samo za to~no odre|ene iznosegodišnjih potrošnji plina u 1998. godini, te bi ih zadruge slu~ajeve i iznose godišnjih potrošnji trebalopreispitati.Primjenom drugog modela �1� za iste ulazne podatkeraspored i odnosi ukupnih tarifnih stavova po kategori-jama su i u ovom slu~aju vrlo sli~ni. Razlika je opet uudjelu fiksne i varijabilne komponente u ukupnomtarifnom stavu. Budu}i da se taj udio unaprijed zadaje,raspored fiksne i varijabilne komponente cijene nemora odgovarati rasporedu odgovaraju}ih troškova.Kao kona~ni zaklju~ak moè se navesti da se s una-prijed zadanim odnosom fiksne i varijabilne kompo-nente i tarifi, i to jednakim za sve kategorije potrošnje,znatno narušava efikasnost tarifne strukture i tarifnogsustava u segmentu distribucije. Razlog je u tome štostruktura tarifnih stavova ne odgovara strukturi fiksnihi varijabilnih troškova distributivnog sustava. Upros-je~enje tarifnih stavova znatno oteàva definiranjerealnih gospodarskih pozicija razli~itih kategorija igrupa potroša~a.

b) Pristup po tzv. kratkoro~nom marginalmom principu

Rezultati dobiveni po principu tzv. kratkoro~nog mar-ginalnog tarifiranja za 1998. godinu prikazani su utablici 10.

19

Tablica 9. Tarifni sustav po troškovnom principu - podloge 1998. godina


prosje~nojcijeni




Doma}instva 0.2185 0.1611 0.3796 113.28% 57.56% 42.44%

Industrija 0.0871 0.1207 0.2078 62.01% 41.92% 58.08%

Usluge 0.2235 0.1619 0.3854 115.01% 57.99% 42.01%

Poljoprivreda 0.5143 0.1847 0.699 208.59% 73.58% 26.42%

Ukupno 0.1854 0.1497 0.3351 100.00% 55.33% 44.67%


I za ovaj slu~aj radi ilustracije isti~e se odnos tarifnogstava za industriju prema tarifnom stavu za doma}in-stva, koji sada iznosi 67.5%. I kod ovoga pristupa, iakoizmijenjeni po kategorijama potrošnje i s manjimme|usobnim varijacijama, odnosi fiksne i varijabilnekomponente u ukupnoj cijeni prirodnog plinaodgovaraju strukturi troškova. Naravno, svi ostali po-kazatelji imaju zna~enje kao ranije.

6. TARIFNA STRUKTURA I UPRAVLJA^KIPOTENCIJAL TARIFA

U pogledu na~ina i troškova korištenja transportnogsustava današnja struktura i raspored korištenja ka-paciteta su nepovoljni. Razli~iti sektori potrošnje tomedoprinose s razli~itim udjelom, što je nu`no iopravdano valorizirati i odgovaraju}om strukturom ve-leprodajnih tarifa. Tako npr., uzimaju}i u obzir ko-li~ine plina koje preuzimaju i na~in korištenjaraspoloìvih kapaciteta transportnog sustava za tzv. ve-like sektore potrošnje, tj. velike industrijske potroša~e iproizvodnju toplinske i elektri~ne energije u ter-moenergetskim postrojenjima, u odnosu na distribu-tivna poduze}a, odgovaraju}a tarifna struktura i tarifniodnosi bili bi oni po kojima bi sveukupni troškovi na-bave plina i troškovi (naknade) korištenja transport-nog sustava za distributivna poduze}a bili oko 35% ve}inego za te velike sektore potrošnji. Nadalje, i krozdugoro~no razdoblje od petnaestak godina oba nave-dena velika sektora potrošnje na veleprodajnoj razinitransportnog sustava pokazuju stalan rast potrošnje uzvisoki stupanj stabilnosti strukture i karakteristika ko-rištenja raspoloìvih transportnih kapaciteta. Iz toga semoè izvu}i zaklju~ak da bi u tarifni sustav i tarifne od-nose bilo nu`no ugraditi i dodatne poticajne me-hanizme za poboljšanje strukture i rasporedapotrošnje plina za distributivna poduze}a. Bez tih poti-cajnih mehanizama bilo bi nerealno o~ekivati pobolj-šanja strukture i rasporeda potrošnje.Na razini distribucije i maloprodaje plina odnosi pokategorijama i grupama potrošnje ili potroša~a poka-zuju još ve}u dinami~nost. Za distributivnu razinukarakteristi~an je odnos potroša~a iz domene indus-trije i ostalih proizvodnih pogona prema potroša~imaku}anstava i uslu`nog sektora, odnosno širokoj po-

trošnji. Primjereni tarifni odnosi, dakle tarifni odnosikoji bi se zasnivali na izazvanim troškovima za te dvijekarakteristi~ne kategorije potrošnje bili bi oni po ko-jima bi sveukupni troškovi za plin za tzv. široku po-trošnju bili oko 80% viši nego za industrijske pogonekoji plin preuzimaju iz distributivne mreè. U navede-nom postotku dominantan udio ~ine razlike u varijabil-nim troškovima. Varijacija fiksnih troškova znatno jemanja. Sve su to o~ekivani odnosi budu}i da najve}erazlike me|u kategorijama potrošnje nastaju u di-namici, tj. rasporedu potrošnje tijekom godine. Naime,u predmetnim analizama vremenski horizont proma-tranja bila je godina dana, tj. nisu se promatrali niti se-zonski raspored potrošnje niti na~in korištenjaraspoloìvih kapaciteta, a niti su oni sankcioniraliodgovaraju}im rasporedom tarifa. Naravno, tarifnastruktura i tarifni odnosi bez uvaàvanja i tih utjecaja iodnosa bili bi nepotpuni i neefikasni.Zanimljiv je i indikativan rezultat analize prostora tzv.upravlja~kog potencijala tarifa na distributivnoj i malo-prodajnoj razini. Naime, postavlja se pitanje što semoè i što bi bilo opravdano u~initi kako bi tarifnastruktura postala poticajna za potroša~e kategorijeku}anstava i glavnine potroša~a iz kategorije uslu`nogsektora da oni u~ine napor da postignu stabilan ra-spored potrošnje i korištenja raspoloìvih distributiv-nih kapaciteta. Odgovor je da im se moè ponuditiugovorni odnos u kojem oni uz znatni popust na tarifnestavove poboljšavaju karakteristike potrošnje i ko-rištenje kapaciteta distributivne mreè. Po preliminar-nim analizama u prvom koraku taj popust mogao bi bititakav da se prije navedena razlika od 80% viših troš-kova široke potrošnje prema industriji i malim indus-trijskim pogonima smanji na 50%. Naravno,nepridràvanje ugovora zna~ilo bi povratak na po~etnurazinu od 80%.Ve} iz navedenih primjera o~ito je da je uz tarifni sus-tav vezan snaàn upravlja~ki potencijal i na velepro-dajnoj razini i na distribucijskoj razini s maloprodajom.Sezonski raspored potrošnje dominantno utje~e na od-nos fiksne i varijabilne komponente troškova, daklekona~no i na odnos tarifa za obra~un. Tarifni odnosistrukturiraju se od dominantnog naglaska na koli~ini(za stabilnu potrošnju) do dominantnog naglaska nakapacitetu, tj. protoku (za potrošnju koja jako varira).

20

Tablica 10. Tarifni sustav po tzv. kratkoro~nom marginalnom principu - podloge 1998. godina


prosje~nojcijeni




Doma}instva 0.2052 0.1611 0.3663 109.31% 56.02% 43.98%

Industrija 0.1266 0.1207 0.2473 73.80% 51.19% 48.81%

Usluge 0.2082 0.1619 0.3701 110.44% 56.26% 43.74%

Poljoprivreda 0.3821 0.1847 0.5668 169.14% 67.41% 32.59%

Ukupno 0.1854 0.1497 0.3351 100.00% 55.33% 44.67%


Za industriju odnosi tarifnih stavova mogu se podesititako da se što ve}i dio prihoda tijekom godine ostva-ruje vezano za isporu~ene koli~ine plina. Naravno,razlog su stabilno ponašanje u potrošnji plina. Kod do-ma}instva, uslu`nog sektora i poljoprivrede situacija jeobrnuta, što upu}uje na potrebu da se što ve}i dio pri-hoda ostvari iz dijela vezanog za korištenje kapaciteta.Kona~no, bez obzira kako bio zamišljen, tarifni sustavu pravilu predstavlja samo vrlo globalnu sliku i odrazzbivanja u sustavu, tako da ~esto ne obuhva}a cjelovi-tost svih mogu}ih slu~ajeva i procesa. Tako npr. poje-dini potroša~i iz uslu`nog sektora pokazuju izrazitoujedna~en raspored potrošnje plina i stabilne karakte-ristike korištenja kapaciteta tijekom godine. Tarifniodnosi utvr|eni u obje prethodno navedene varijanteza takve potroša~e bili bi neprimjereni. Time pre-thodna kategorizacija ili grupiranje postaju ili neprim-jereni ili nedovoljno detaljni. Rješenje je ili i}i u jošdetaljniju obradu, dakle na ve}i broj grupa potrošnje ili~ak na pojedina~ne potroša~e, ili proceduru formiranjatarifne strukture ve} od samog po~etka usmjeriti u pot-puno drugom smjeru. A taj drugi smjer bio bi obraduzapo~eti ve} od pojedina~nih potroša~a, bolje re~enood karakteristi~nih tipova i modela (profila) ponašanjau potrošnji prirodnog plina i karakteristikama ko-rištenja raspoloìvih kapaciteta plinskog sustava.

7. ZAKLJUÂK

Iz svih prethodnih razmatranja nu`no je uo~iti ìvotnuva`nost ustanovljavanja i provo|enja odgovaraju}ecjenovne i tarifne politike, iskazane kroz odgovaraju}itarifni sustav i odnos cijena prema drugim umreènim ineumreènim energentima, za ure|enje odnosa i funk-cioniranje svakog segmenta energetskog sustava pri-rodnog plina, od njegove proizvodnje, nabave,transporta i skladištenja, do distribucije, isporuke i ko-rištenja. To stanje nije posljedica samo neodgovara-ju}eg odnosa okruènja prema energetskom sustavuprirodnog plina, nego neodgovaraju}ih odnosa i nedo-voljnih nastojanja unutar samog sustava. Sigurno je da}e se to stanje s ja~anjem trìšta i u uvjetima o~ekiva-nog ubrzanja procesa restrukturiranja energetskogsektora bez dvojbe morati vrlo brzo mijenjati. Zbogtoga je rad na razvoju i uvo|enju tarifnih sustava ko-jima bi se uredili odnosi u plinskom sustavu nu`no za-po~eti odmah. Time bi se izbjegle poteško}e iopasnosti rada u uvjetima nedostatka vremena i svihostalih oblika pritiska.Iako se u ~lanku izlaù elementi iz kojih se jasno ocr-tava tarifna struktura i tarifni odnosi koji mogu biti os-nova za definiranje pozicija djelatnosti, bolje re~enomogu}ih i opravdanih cjenovnih odnosa i tarifne struk-ture za glavne sektore potrošnje koje prirodni plinpreuzimaju iz transportnog sustav, odnosno kategorijai grupa potrošnje koje plin preuzimaju iz distribucijskemreè, ipak treba imati na umu da se radi o rezultatima

analiza koje su u~injene na autorima dostupnim pod-logama. Za potpuniju sliku, dakle i temeljitije isadràjnije analize nu`ne su puno preciznije i detaljnijepodloge i podaci, te sudjelovanje stru~njaka iz svake oddjelatnosti u svezi s prirodnim plinom.Budu}i da je razvoj i uvo|enje trìšnih odnosa upodru~je sektora energije osnovno gospodarskoopredjeljenje i nu`nost u Republici Hrvatskoj, za o~e-kivati da }e se i problemu tarifnog sustava i tarifnih od-nosa za prirodni plin posve}ivati sve ve}a pa`nja.Odgovoran odnos i pristup u svezi s problemom tarif-nog sustava za prirodni plin i cjenovnih odnosa prirod-nog plina prema ostalim energentima bio bi nastavakrada i rješenje problema prije nego se do|e do mo-menta kada }e gospodarska pozicija prirodnog plina ikao energenta i kao gospodarskog sektora biti na-rušena. Efikasni tarifni sustavi za prirodni plin pre-duvjet su razvoju svake od djelatnosti u svezi sprirodnim plinom, a time i prate}e industrije.Odgovaraju}om tarifnom politikom iskazanom iodgovaraju}im tarifnim sustavom najlakše se postièpravilna orijentacija potroša~a, a zatim i energetski iop}i društveni optimum u korištenju resursa u plinskomsektoru. Pravilna orijentacija potroša~a uklju~uje i izborenergenta i raspored potrošnje i korištenje kapacitetakoji odgovaraju raspoloìvim transportnim i distributiv-nim kapacitetima, ekonomi~nom i racionalnom radusustava uz što niè sveukupne troškove sustava, sma-njenje gubitaka plina i zaštite okoliša. Istodobnoekonomskom razinom cijena i njihovom stabilnoš}ustvaraju se uvjeti za poduzetni~ke aktivnosti (ulaganja)u razvoj distributivnog sustava za prirodni plin.Kona~no, razinom i strukturom tarifa postiè se rav-noteà prihoda i rashoda u radu i razvoju distributivnemreè i sustava sveukupno. Sve su to i zadaci i ciljevitarifne politike i tarifnog sustava.Na kraju treba ista}i poblem raspoloìvosti, dostup-nosti i valjanosti odgovaraju}ih tehni~kih, energetskih iekonomskih podloga, podataka i informacija u svezi sradom plinskog sustava i svakog njegovog segmenta.Kao i više puta do sada nu`no je ista}i izuzetnu va`nosti potrebu sustavnog prikupljanja i obrade odgovara-ju}ih podataka i podloga, bez kojih nisu mogu}eodgovaraju}e analize, a onda niti razvoj iuspostavljanje primjerene i efikasne tarifne strukture.Rad na tom prvom preduvjetu i prvom koraku doista jenu`no i bitno zapo~eti odmah. Zapo~eti tek u trenutkuotvaranja trìšta i pod prisilom uvo|enja procedureregulacije plinskog trìšta zna~ilo bi sigurno zakasniti.

LITERATURA

�1� J. TOPI], S. JURIŠI], D. TOMAŠI]: “ Tarifni sustavza prodaju prirodnog plina u distribuciji s principimaformiranja cijena plina za direktne industrijske po-troša~e, proizvodnju elektri~ne energije i sirovinsku po-trošnju”, Institut za elektroprivredu i energetiku,Zagreb, 1993.

21


�2� M. KLEPO: "A Long-term Gas Demand Forecasting",Symposium on the Use of Computers for Gas Transmis-sion and Distribution Systems, Budapest, October 1990.

�3� M. KLEPO, N. JANDRILOVI], D. PEŠUT, Z.KOMERI^KI, Ð. DRAŠKOVI], Lj. KRIVAK: "Ta-rifni sustav u toplinarstvu - Zagreb", I i II dio, :"Tarifnisustav u toplinarstvu - Osijek", I i II dio Energetski insti-tut "Hrvoje Poàr", Zagreb, 1996/97.

�4� UN – Economic Commission for Europe: Issues inMarket-Based Natural Gas Pricing in Economies inTransition, 1997

�5� G. GRANI], …: “Strategija energetskog razvitka Re-publike Hrvatske – nacrt”, Energetski institut “HrvojePoàr”, Zagreb, 1998.

�6� D. PEŠUT, S. MAVROVI], …: “Plincro - Programplinifikacije Hrvatske - prethodni rezultati i budu}e ak-tivnosti”, Energetski institut "Hrvoje Poàr", Zagreb,1998.

�7� M. KLEPO, L. STANIÎ], T. RUKAVINA i ostali:"Tarifni odnosi i tarifni sustav za prirodni plin", Energet-ski institut "Hrvoje Poàr", Zagreb, 1999.

�8� K. E. TRAIN: The Economic Theory of Natural Mo-nopoly, The MIT Press Cambridge, Massachusetts,London

�9� Energy Prices & Taxes, International Energy Agency,1999

�10� M. KLEPO, L. STANIÎ]: "Tarifni odnosi i tarifni sus-tav za prirodni plin", XV. Me|unarodni znanstveno-stru~ni susret stru~njaka za plin, Opatija, 2000.

�11� M. KLEPO: "Tarifni odnosi i tarifni sustav distribucije imaloprodaje plina", XVI. Me|unarodni znanstveno-stru~ni susret stru~njaka za plin, Opatija, 2001.

BASIC RELATIONS AND ASSUMPTIONS FORNATURAL GAS TARIFF SYSTEM

The work analyses results of today's natural gas level andprice structure in the Republic of Croatia, including a pre-liminary evaluation of elements and bases for the elabora-tion of the natural gas tariff system. The problem of priceand tariff structure, i.e. tariff system for natural gas sale is

approached following the principles applied for so-callednetwork energy supply. Structure definition makes a dis-tinction among the activities of gas production and procure-ment, transport and storage, and distribution and sale. Thiswork examines those assumptions and principles of thenatural gas tariff system structure and relations, which areconnected to the economic position and development oftransport gas network usage, i.e. distribution capacities andsale to main gas sectors and categories of gas consump-tion.

GRUNDVERHÄLTNISSE UND GRUNDSÄTZE FÜR DIEPREISSATZORDNUG DES ERDGASES

Es werden Ergebnisse der Bewertung der Höhe undGliederung von vorliegenden Preisen für Erdgas in der Re-publik Kroatien dargestellt, sowie Einschätzungen vonGrundbegriffen und Unterlagen für die Erstellung der Preis-satzordnung des Erdgases angegeben. Der zu lösendenAufgabe der Beschaffenheit von Preisen und Preisstufen,sowie des Preissatzes wird nach den für das sogenannteSystem vernetzter Energieträger geltenden Grundsätzenherangetreten. Bei der Erstellung der Preissatzordnung un-terscheidet man die Tätigkeiten von der Erzeugung und An-schaffung des Gases und seiner Beförderung undLagerung bis zur Verteilung und dem Kleinhandel. Hier wer-den jene Ausgangspunkte und Grundsätze der Beschaffen-heit und der Verhältnisse der Preissatzordnung dargestelltund überprüft, welche an die wirtschaftliche Stellung undNutzung des Gasbeförderungsnetzes, bzw. Vertei-lungsmöglichkeiten sammt Kleinverkauf für Hauptgebieteund Gruppen des Gasverbrauches gebunden sind.

Naslov pisca:

Dr. sc. Mi}o Klepo, dipl. ing.Voditelj Odjela za gospodarenjei organizaciju u energeticiEnergetski institut “Hrvoje Poàr”Savska cesta 163, Zagreb, Hrvatska


22


ANALIZA ENERGETSKOG SEKTORA SA STAJALIŠTA EMISIJESTAKLENI^KIH PLINOVA

@eljko J u r i } – mr. sc. Goran S l i p a c, Zagreb

UDK 621.31.001PREGLEDNI ^LANAK

U ~lanku se daje pregled emisija stakleni~kih plinova iz energetike, doprinos tih emisija ukupnim emisijama na podru~ju Re-publike Hrvatske te usporedba s odgovaraju}im emisijama drugih europskih zemalja.Analiziran je razvoj energetskog sektora sa stajališta emisije stakleni~kih plinova. Polazište za analizu je business-as-usual sce-narij razvoja energetike, odre|en Nacrtom strategije energetskog razvitka Republike Hrvatske. U radu su razmatranemogu}nosti smanjenja emisije stakleni~kih plinova u odnosu na business-as-usual scenarij. Analizirane su mjere u sektorimaenergetske potrošnje (industrija, promet, ku}anstva i usluge) i elektroenergetici, pri ~emu su odre|eni potencijali smanjenjaemisije i marginalni troškovi promatranih mjera.Na kraju su prikazane i o~ekivane projekcije emisija stakleni~kih plinova iz energetskog sektora, koje ukazuju na veliketeško}e pri ispunjavanju obveze iz Kyoto protokola.

Klju~ne rije~i: emisija, stakleni~ki plin, energetika, mjereza smanjenje emisije.

1. UVOD

U travnju 2001. godine je završena radna verzija Prvognacionalnog izvješ}a Konvenciji o promjeni klime �1� uokviru kojeg je odre|ena emisija stakleni~kih plinova,analizirane mogu}e mjere za smanjenje emisija te pro-cijenjen o~ekivani utjecaj i mogu}nost prilagodbe eko-sustava na klimatske promjene. Izrada Izvješ}a jeobveza Republike Hrvatske prema Okvirnoj konven-ciji Ujedinjenih naroda o promjeni klime (UNFCCC).Republika Hrvatska je ratificirala Okvirnu konvencijuUjedinjenih naroda o promjeni klime (UNFCCC) itime se obvezala zadràti emisiju stakleni~kih plinovaispod razine emisije iz 1990. godine, dok se za sada ne-ratificiranim Kyoto protokolom za Hrvatsku predvi|a5 postotno smanjenje emisije stakleni~kih plinova.Kyoto obveza se odnosi na prosjek emisije stakleni~kihplinova za godine 2008. do 2012. i godine nakon 2012.,u odnosu na baznu 1990. godinu.U ovom radu je analizirana emisija stakleni~kih pli-nova, potencijal i troškovi mjera za smanjenje emisijete o~ekivane projekcije emisija iz energetskog sektora,odre|eni u okviru Prvog nacionalnog izvješ}a.Prikazane su emisije stakleni~kih plinova za razdobljeod 1990. do 1995. godine, istaknut je udio u ukupnimemisijama na podru~ju Republike Hrvatske te jeemisija uspore|ena s odgovaraju}om emisijom drugihzemalja Aneksa I1.

Analiziran je mogu}i razvoj energetskog sektora sa sta-jališta emisije stakleni~kih plinova. Polazište za analizuje business-as-usual scenarij razvoja energetike, odre|enNacrtom strategije razvoja energetike Republike Hrvat-ske. Razmatrane su mogu}e mjere za smanjenje emisijestakleni~kih plinova u odnosu na emisiju premabusiness-as-usual scenarij razvoja energetike. Analizi-rane su mjere u sektorima energetske potrošnje (indus-trija, promet, usluge i ku}anstva) i elektroenergetici, azasnivaju se na ve}oj uporabi obnovljivih izvora energijei efikasnijem korištenju energije fosilnih goriva.U cilju ispunjavanja preuzetih i o~ekivanih me|u-narodnih obveza, odre|ene su i projekcije emisija, zabusiness-as-usual scenarij, ali i za scenarij s primjenomanaliziranih mjera. Projekcije ukazuju na teško}e u is-punjavanju potencijalnih Kyoto obveza, posebice uko-liko se u kvotu bazne 1990. godine ne zbroje emisije iztermoelektrana u Bosni i Hercegovini te Srbiji, koje suu 1990. godini radile za potrebe hrvatskog elektroener-getskog sustava.

2. EMISIJE STAKLENI^KIH PLINOVA

Emisija stakleni~kih plinova iz energetike je odre|enau skladu s IPCC metodologijom propisanom od straneKonvencije (UNFCCC), pri ~emu se pod energetikompodrazumijeva izgaranje goriva u stacionarnim i mo-bilnim izvorima te fugitivna emisija iz goriva �2�.Emisija najva`nijeg stakleni~kih plinova CO2 je uglav-nom posljedica izgaranja fosilnih goriva, te je IPCC

23

1 Aneks I zemlje su zemlje potpisnice Kyoto protokola i za njih jeodre|en postotak smanjenja/pove}anja emisije stakleni~kih pli-nova u odnosu na baznu godinu

metodologijom predvi|en detaljniji prora~un. Me-todologijom su razra|ena dva pristupa: Referentni iSektorski. Referentni pristup je temeljen na podacimao proizvodnji, uvozu i izvozu fosilnih goriva te poda-cima o saldu skladišta i gorivu potrebnom za me|u-narodni zra~ni i vodeni promet. Sektorski pristup,znatno detaljniji, se temelji na potrošnji fosilnih gorivau razli~itim sektorima energetske potrošnje (indus-trija, promet, ku}anstva, usluge i dr.), termoenerget-skim objektima (termoelektrane i toplane) ipostrojenjima za pretvorbu energije (npr. rafinerije).Podaci o koli~inama utrošenog goriva preuzeti su iz na-cionalne energetske bilance �3�. Provjerom podu-daranja rezultata oba pristupa ujedno je ostvarena ikontrola prora~una.Do emisije CO2 dolazi i izgaranjem biomase i drugogbiogoriva. Me|utim, po preporukama IPCC me-todologije prora~una, ta emisija ne ulazi u ukupnu na-cionalnu emisiju jer se radi o obnovljivom izvoruenergije.Doprinos ostalih stakleni~kih plinova (CH4 i N2O) u-kupnoj emisiji stakleni~kih plinova uslijed izgaranjagoriva je gotovo zanemariv (oko 1 posto), te je za njihprimijenjena jednostavnija metoda prora~una. Osnovaprora~una je potrošeno gorivo u razli~itim energetskimsektorima, grupirana prema agregatnom stanju na os-novna fosilna goriva: ugljen, prirodni plin i loìvo ulje,te biogorivo.

Osim emisije uslijed izgaranja fosilnih goriva u ener-getskom sektoru se izra~unava i fugitivna emisija go-riva, odnosno emisija koja nastaje pri proizvodnji,transportu, preradi, skladištenju i distribuciji fosilnihgoriva. Pri takvim aktivnostima dolazi do emisijeprvenstveno CH4, a u manjim iznosima i emisijaNMVOC, CO, NOx i SO2. Fugitivna emisija metana izugljena te nafte i plina odre|ena je, uz konsultacije sastru~njacima iz INE, uporabom prosje~nih faktoraemisije predloènih u “Revised 1996 IPCC Guidelinesfor National GHG Inventories” �4�. Podaci o iskopuugljena, odnosno proizvodnji, pretovaru, transportu,preradi, skladištenju i potrošnji nafte i plina su preuzetiiz nacionalne energetske bilance.Ukupne emisije stakleni~kih plinova iz energetike, sve-dena na ekvivalentnu emisiju CO2, za razdoblje od1990. do 1995. godine su prikazane u tablici 1.Emisija koja je nastala kao posljedica izgaranja gorivaza potrebe me|unarodnog zra~nog i vodenog prijevozase prikazuje izdvojeno i nije uklju~ena u ukupnu na-cionalnu emisiju.Energetika je glavni uzro~nik antropogene emisije stak-leni~kih plinova s doprinosom od oko 70 posto (slika 1),a od toga se oko 90 posto odnosi na emisiju uslijedizgaranja fosilnih goriva. Promatraju}i samo udjel u u-kupnoj emisiji CO2, energetika sudjeluje s oko 90 posto.Ukoliko se usporede emisije CO2 uslijed izgaranja fo-silnih goriva po stanovniku u Hrvatskoj u 1990. i 1995.

24

Tablica 1. Emisije stakleni~kih plinova iz energetike, godine 1990. – 1995.

eq-CO2 (kt) 1990. 1991. 1992. 1993. 1994. 1995.

Izgaranje u termoenergetskim objektima i postrojenjimaza pretvorbu energije 5914 3859 4528 5199 3935 4473

Izgaranje u industriji 6577 4756 3748 3676 3832 3634

Promet Doma}i zra~ni 298 82 32 65 65 89

Cestovni 3505 2600 2503 2679 2897 3064

@eljezni~ki 138 147 97 101 95 107

Doma}i vodeni 134 108 167 122 88 99

Ostalisektori

Usluge 791 549 395 491 555 604

Ku}anstva 2178 1855 1559 1444 1463 1689

Poljoprivreda /šumarstvo / ribolov

Stacionarni 99 125 111 78 55 58

Mobilni 744 606 529 562 591 525

Ostali izvori (neraspore|eno) 439 246 189 194 199 193

Fugitivnaemisija

Ugljen 49 102 34 32 29 23

Teku}e gorivo i prirodni plin 1602 1540 1574 1881 1692 1795

Ukupno 22468 16575 15468 16526 15494 16353

Memo: Me|unarodni vodeni promet 109 72 81 115 139 102

Memo: Me|unarodni zra~ni promet 204 17 47 132 201 177

@. Juri} - G. Slipac: Analiza energetskog sektora sa stajališta emisije . . . Energija, god. 51 (2002) 1, 23-29

godini s odgovaraju}im emisijama zemalja Aneksa I u1995. godini �5�, jasno je vidljivo da su “naše” emisijeizuzetno male (slika 2).Nekoliko je bitnih razloga za relativno male emisije izenergetskog sektora, a to su:– veliki udjel proizvodnje elektri~ne energije bez di-

rektne emisije stakleni~kih plinova (hidroelektrane iNE Krško),

– znatan uvoz elektri~ne energije,– veliki udjel prirodnog plina, a mali ugljena u ener-

getskoj potrošnji,– mali broj energetski intenzivnih industrijskih ob-

jekata i– mala energetska potrošnje po stanovniku.Zbog svega toga, potencijal smanjenja emisije stak-leni~kih plinova nije tako velik.

25

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

1990 1991 1992 1993 1994 1995

Promjene u korištenjuzemljišta i šumarstvo

Otpad

Poljoprivreda

Industrijski procesi

Fugitivna emisija

Izgaranje fosilnih goriva

eq-CO2 (kt)

Slika 1. Udio energetike u ukupnim emisijama stakleni~kih plinova, godine 1990. – 1995.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

kg

CO

2/

sta

no

vn

ik

Slika 2. Usporedba specifi~nih emisija CO2 uslijed izgaranja fosilnih goriva po stanovniku


3. MJERE ZA SMANJENJE EMISIJE

U okviru Prvog nacionalnog izvješ}a prema Konvencijio promjeni klime analiziran je veliki broj mjera u sek-torima energetske potrošnje (industrija, promet, us-luge i ku}anstva) te mjere u elektroenergetici.Da bi se mogao vrednovati doprinos pojedine mjeresmanjenju emisije stakleni~kih plinova, bilo jepotrebno analizirati razvoj energetskog sektora Re-publike Hrvatske, odre|en u okviru “Nacrta strategijeenergetskog razvitka Republike Hrvatske” �6�. Analizi-rana su dva scenarija razvoja, jedan klasi~ni scenarijbez aktivnih mjera dràve s uobi~ajenom dinamikompromjena odnosa i tehnologija u energetskom sektoru(“business-as-usual”), a drugi je scenarij izrazito eko-loški (“mitigation”), s izrazito aktivnim mjeramadràve.Temeljne zna~ajke promatranih scenarija su:

• “business-as-usual” scenarij se temelji na pret-postavci usporenog uklju~ivanja novih tehnologija uenergetski sustav te nedostatnoj aktivnosti dràve ureformi i restrukturiranju energetskog sektora. Tozna~i manju skrb dràve za institucionalnu i organi-zacijsku reformu, izostanak potpore energetskoj efi-kasnosti i obnovljivim izvorima energije i zaštitiokoliša.

• “mitigation” scenarij polazi od pretpostavke da }eglobalni problem antropogene emisije stakleni~kihplinova i koncept odrìvog razvitka na svjetskoj ra-zini, ve} do 2020. godine, osjetno djelovati na pre-usmjeravanje sveukupne svjetske industrije i cijeloggospodarstva. Do}i }e do ve}e primjene izrazito e-nergetski efikasnih tehnologija i obnovljivih izvoraenergije. Naravno, to bi zna~ilo i znatno smanjenjepotrošnje fosilnih goriva. Takav razvoj doga|aja binedvojbeno imao utjecaj na hrvatsko gospodarstvo ienergetski sektor. Procjena je da bi se zna~ajnijiefekti mogli o~ekivati nakon 2015. godine.

Podloga za oba scenarija je referentni scenarij gospo-darskog rasta i bitnih odrednica potrošnje energije usvim sektorima potrošnje energije.Razlika izme|u potrošnje i strukture potrošnje ener-gije u opisanim scenarijima, moè se pripisati mjeramaza smanjenje emisije stakleni~kih plinova. Na taj na~insu definirane mjere u sektorima energetske potrošnje,koje su temeljene na efikasnijem korištenju energije iuporabi obnovljivih izvora energije �7�.Me|utim, u okviru Nacrta strategije razvoja energetikerazmatran je samo jedan scenarij razvoja elektroener-getskog sektora. Taj scenarij se temelji na potrebidiverzifikacije fosilnih goriva za proizvodnju elektri~neenergije i forsiranoj izgradnji hidroelektrana. Od-nosno, predvi|a se ulazak u pogon i dvije termoelek-trane na ugljen do 2020. godine, ukupne snage oko1000 MW. Budu}i da scenarij nije tako povoljan sa sta-jališta emisije stakleni~kih plinova, analizirano je inekoliko dodatnih mjera u elektroenergetici �8� – alter-

nativni “plinski” scenarij, mogu}e uštede u prijenosu idistribuciji elektri~ne energije, te potencijali vjetro-elektrana, malih hidroelektrana te korištenje biomaseza kogeneracijsku proizvodnju elektri~ne i toplinskeenergije.Potencijali mjera u sektorima energetske potrošnje ielektroenergetici, u 2010. i 2020. godini, prikazani su utablici 2.

Tablica 2. Mjere za smanjenje emisije stakleni~kih plinova uenergetici, godine 2010. i 2020.

Mjere u energeticieq-CO2 (kt)

2010 2020

Elektroenergetika

Plinski scenarij 1145,5 2689,6

Uštede u prijenosu i distribuciji elektri~neenergije 47,6 56,5

Vjetro-elektrane 127,1 219,9

Male hidroelektrane 117,9 102,0

Korištenje biomase u kogeneraciji(proizvodnja elektri~ne energije) 252,8 433,1

Industrija

Regulacija motornih pogona 187,2 310,7

Doprinos kogeneracijskih postrojenja 164,0 551,5

Efikasnija proizvodnja nisko-temp. topline 98,3 81,9

Efikasnija proizvodnja visoko-temp.topline 87,9 76,4

Promet

Mjere u me|ugradskom putni~komprometu 39,7 118,2

Mjere u gradskom putni~kom prometu 0,0 97,1

Mjere u robnom prometu 0,0 573,5

Pove}anje korištenja biodizela i vodika 99,6 327,5

Usluge

Ušteda elektri~ne energije zane-toplinske namjene (DSM) 25,2 43,1

Promjena goriva (prirodni plin – teku}egorivo) 2,4 0,0

Pove}anje korištenja sun~eve energije 79,4 138,2

Pove}anje korištenja geotermalne energije 17,2 28,3

Pove}anje korištenja CTS-a i kogeneracija 70,6 148,1

Poboljšanje toplinske izolacije 443,5 639,7

Ku}anstva

Pove}anje korištenja sun~eve energije 197,1 529,4

Ušteda elektri~ne energije za netoplinskenamjene (DSM) 484,0 0,0

Pove}anje korištenja CTS-a 147,2 334,3

Poboljšanje toplinske izolacije 403,4 806,0

Korištenje biomase za dobivanjetoplinske energije (kogen. + kotlovnice) 701,2 1358,7

Ukupni potencijal 4938,8 9663,7

26


Najve}a je nesigurnost vezana za potencijal korištenjabiomase. S obzirom da se radi o znatnom potencijalu,prioritetno je utvrditi stvarne mogu}nosti korištenjabiomase, u sektoru proizvodnje elektri~ne energije isvim sektorima neposredne potrošnje energije.Krivulja marginalnih troškova mjera za smanjenjeemisije u energetici prikazana je na slici 3. Marginalnitroškovi izra~unavaju se kao razlika ekvivalentnih go-dišnjih troškova referentnog rješenja (ili scenarija) uodnosu na mitigation rješenje (ili scenarij). Primjerice,marginalni trošak primjene vjetro-elektrana predstav-lja razliku izme|u godišnjih troškova proizvodnje elek-tri~ne energije iz vjetroelektrana i proizvodnjeelektri~ne energije iz parka termoelektrana u referent-nom scenariju. U prora~unima je korištena diskontnastopa od 8 posto, a prora~un je temeljen na metodolo-giji iz literature “Economics of Greenhouse Gas Limi-tations” �9�.Za analiziranu 2010. godinu, najekonomi~nijim se po-kazala primjena štednih àrulja u uslu`nom sektoru(-42,2 USD/t), ali je potencijal smanjenja emisijeprili~no mali (25 kt CO2). Primjena DSM mjera uku}anstvima podrazumijeva uz uporabu štednihàrulja i efikasnije hladnjake i zamrziva~e i ima neštonepovoljnije marginalne troškove (-3,8 USD/t) ali ve}ipotencijal (484 kt CO2). Veoma povoljna opcija sa sta-jališta potencijala smanjenja emisije CO2 i ukupnih

troškova je “plinski” scenarij razvoja elektroenerget-skog sustava. Na taj na~in bi emisija bila manja za oko 4posto (1146 kt CO2) u odnosu na business-as-usual sce-narij, dok bi troškovi primjene mjere bili negativni(-24,6 USD/t). Znatan potencijal i negativne troškoveima još jedino primjena sun~eve energije uku}anstvima i uslugama.Prikazani potencijali za smanjenje emisije stakleni~kihplinova i marginalni troškovi pojedinih mjera su poprvi put odre|eni u okviru Prvog nacionalnog izvješ}aprema UNFCCC-u. Dobiveni rezultati su zadovoljava-ju}i za analize na razini cijelog energetskog sektora,me|utim prije primjene pojedinih mjera bit }epotrebna detaljnija razmatranja, naro~ito za odre|i-vanje troškova te mehanizama provedbe mjera.

4. PROJEKCIJA EMISIJE STAKLENI^KIHPLINOVA

Za scenarij razvoja energetskog sektora - business-as-usual procijenjena je budu}a neposredna energetskapotrošnja te potrošnja energenata u elektroenerget-skom sektoru �1�. Projekcije potrošnje fosilnih oblikaenergije, uz primjenu odgovaraju}ih faktora emisijepreporu~enih IPCC metodologijom, omogu}ile suodre|ivanje projekcije emisije stakleni~kih plinova. Naslici 4 se moè uo~iti zna~ajan rast emisije stakleni~kih

27

- DSM u uslugama- "Plinski" scenarij razvoja elektroenergetike- Promjena goriva u uslugama- Sun~eva energija u ku}anstvima- Sun~eva energija u uslugama- DSM u ku}anstvima- CTS za ku}anstva- Regulacija motornih pogona u industriji

12345678

- Geotermalna energija u uslugama- Kogeneracija u industriji- CTS i kogeneracija u uslugama- Vjetroelektrane- Proizvodnja niskotemperaturne topline u industriji- Poboljšanje toplinske izolacije u ku}anstvima- Poboljšanje toplinske izolacije u uslugama- Proizvodnja visokotemperaturne topline u industriji

910111213141516

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

kt CO2-eq

USD/tCO2-eq

1

2

3

4 5 6

7 810

12

13 14 15

9

16

11

Slika 3. Krivulja grani~nih troškova mjera za smanjenje emisije u energetici


plinova prema business-as-usual scenariju. Naj-zna~ajniji porast se o~ekuje u elektroenergetskom sek-toru, kao posljedica ulaska dvije termoelektrane naugljen, te u prometu zbog trenda pove}anja broja i mo-bilnosti motornih vozila.Potrebno je napomenuti da za sada nisu odre|ene pro-jekcije fugitivnih emisija metana, niti su analiziranemjere za smanjenje tih emisija. O~ekuje se da }e višepouzdanih podataka o fugitivnim emisijama biti na ra-spolaganju za izradu Drugog nacionalnog izvješ}a, štobi podiglo razinu prora~una emisije i omogu}iloodre|ivanje mjera i izradu projekcija.Primjenom razmatranih energetskih mjera bitno seublaàva o~ekivani porast emisije stakleni~kih plinova,što je prikazano na slici 5. Na slici je ucrtana i Kyoto ob-

veza, sa i bez emisija iz termoelektrana izvan Hrvatske,koje su u baznoj 1990. godini radile za potrebe hrvat-skog elektroenergetskog sustava. Obveze iz Kyoto pro-tokola se odnose na ukupnu nacionalnu emisiju, dok jeovdje pretpostavljen isti cilj samo za energetski sektor.Procjena mogu}eg smanjenja emisije je prili~no opti-misti~na te se moè ostvariti uz idealno okruènje poti-cajnih faktora, o~ekivani socio-gospodarski razvojHrvatske i zna~ajnu me|unarodnu potporu. Iz slike 5se vidi da se uz primjenu svih analiziranih mjera moèispuniti obveza iz Kyoto protokola ako bi se u kvotu te-meljne 1990. godine uklju~ile emisije iz termoelek-trana izvan Hrvatske (4,3 mil. tona CO2). U protivnom,prema sadašnjim analizama, Kyoto obvezu nije mo-gu}e ispuniti.

28

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

eq-CO2 (Gg)

Drugi energetski sektoriUslugeKu}anstvaPrometIzgaranje u indusriji

Izgaranje u termoenerg. postr.i postr. za pretvorbu energije

Slika 4. Projekcija emisije stakleni~kih plinova za referentni scenarij u energetici

Slika 5. Projekcija emisije stakleni~kih plinova iz energetike

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025

Busines-as-usual scenarij

Primjena mjera u sektorimaenergetske potrošnje

Primjena dodatnih mjera uelektroenergetici

Kyoto protokol + (s TE izvanHrvatske)

Kyoto protokol (bez TE izvanHrvatske)

eq-CO2 (Gg)

Kyoto protokol +

Kyoto protokol


5. ZAKLJUÂK

U radu su prikazane emisije, mjere za smanjenjeemisije i projekcije emisija stakleni~kih plinova iz sek-tora energetike. Izradom o~ekivanih projekcija, sa ibez mjera za smanjenje emisije, uo~avaju se mogu}epoteško}e u ispunjenju obveza iz Kyoto protokola.Usporedbom emisije CO2 uslijed izgaranja goriva uHrvatskoj s odgovaraju}im emisijama drugih Aneksa Izemalja, jasno je da je emisija u Hrvatskoj izuzetnomala. Nekoliko je bitnih razloga za tako malu emisiju,a to su: veliki udjel proizvodnje elektri~ne energije bezdirektne emisije stakleni~kih plinova (hidroelektrane iNE Krško), znatni uvoz elektri~ne energije, veliki udjelprirodnog plina, a mali ugljena u energetskoj potrošnji,mali broj energetski intenzivnih industrijskih objekatai mala energetska potrošnja po stanovniku. Obvezamaiz Kyoto protokola potrebno je tu relativno maluemisiju još dodatno smanjiti za 5 posto.Uz o~ekivani gospodarski razvoj i o~ekivanu energet-sku potrošnju fosilnih goriva, Hrvatska }e ve} za neko-liko godina imati emisije stakleni~kih plinova na raziniemisije iz bazne 1990. godine. Drugim rije~ima, uko-liko stupe na snagu obveze iz Kyoto protokola, nakonratifikacije u Saboru Republike Hrvatske te ratifikacijeu dovoljnom broju zemalja ~lanica Konvencije (55zemalja koje imaju najmanje 55 posto svjetske emisijestakleni~kih plinova), zahtijevat }e se od Hrvatske is-punjenje obveze ili }e vjerojatno Hrvatska snositekonomske posljedice za svoje prekora~enje limita.Budu}i da se radi o velikim novcima, 70 do 80 milijunaUSD godišnje ukoliko emisija bude prema business-as-usual scenariju i uz pretpostavljenu cijenu od 10USD po toni potrebnog smanjenja emisije CO2 (mo-gu}e su i znatno ve}e cijene - do 50 USD/t), nu`no jeiskorištenje što ve}eg potencijala mjera za smanjenjeemisije. To u energetici zna~i što ve}e korištenje ob-novljivih izvora energije i pove}anje efikasnosti ko-rištenja energije fosilnih goriva. Me|utim, ve}auporaba obnovljivih izvora je teško ostvariva bezVladinih poticajnih mjere, koje bi obnovljive izvoreu~inile ekonomski konkurentnim. S druge strane,treba u~initi sve kako bi se Hrvatskoj priznalo pravo naspornu emisiju iz termoelektrana izvan Hrvatske. Usvakom slu~aju potrebno je vrlo detaljno razmotritiratifikaciju Kyoto protokola.

LITERATURA

�1� V. JELAVI] i drugi (2001.): "Prvo nacionalno izvješ}eOkvirnoj konvenciji Ujedinjenih naroda o promjeniklime", Ministarstvo zaštite okoliša i prostornogure|enja, Zagreb

�2� H. SUÎ], @. JURI], D. VEŠLIGAJ, S.FIJAN-PARLOV, i drugi (2000.): "Inventory of CroatianGHG Emissions and Sinks", UNDP/GEF – CRO/98/G31,Zagreb

�3� B. VUK (1991.-1996.): "Nacionalne energetske bilance zarazdoblje od 1990. do 1995. godine", Energetski institut“Hrvoje Poàr”, Zagreb

�4� IPCC/OECD/IEA (1997): Greenhouse Gas Inventory,Volume 2 & 3, Revised 1996 IPCC Guidelines for Na-tional GHG Inventories, United Kingdom

�5� IEA Statistics (1998.): CO2 Emission from Fuel Combus-tion, 1971-1996, France

�6� G. GRANI], B. JELAVI], D. PEŠUT, M. ZELJKO, V.JELAVI], i drugi (2000.): "Strategija energetskog raz-vitka Republike Hrvatske" - Nacrt, Energetski institut“Hrvoje Poàr”, Zagreb

�7� D. PEŠUT, G. SLIPAC, @. JURI] (2001.): "Mjere zasmanjenje emisije stakleni~kih plinova u energetici",UNDP/GEF – CRO/98/G31, Zagreb

�8� V. JELAVI], @. JURI], V. DELIJA-RU@I] i drugi(2001.): "Analiza mogu}ih mjera za smanjenje emisijestakleni~kih plinova Hrvatske elektroprivrede", studija uzavršnoj fazi izrade, EKONERG, Zagreb

�9� UNEP Collaborating Centre on Energy and Environ-mental (1999): Economics of Greenhouse Gas Limita-tions, Risø National Laboratory, Denmark

ENERGY SECTOR ANALYSIS FROM THE POINT OFGREENHOUSE GAS EMISSIONS

In the paper a review of greenhouse gas emissions from theenergy sector is given, i.e. their share in the entire emis-sions at the territory of the Republic of Croatia as well as thecomparison with such emissions in other European coun-tries. Energy sector development is analysed from the pointof greenhouse gas emissions, beginning with business-as-usual scenario for Croatia. Emission decrease possibilitiesrelated to business-as-usual scenario are worked out. Ana-lysed are measures in different sectors of energy consump-tion (industry, transport, households, services) and electricenergy supply, whereby a certain potential of emission re-duction is determined together with marginal costs of themeasures observed. Finally, expected greenhouse gasemissions from the energy sector are forecast, which pointto major problems in meeting the Kyoto obligations.

EINE ÜBERPRÜFUNG DES ENERGETISCHEN SACH-GEBIETES VOM STANDPUNKT DERLUFTVERUNREINIGUNG DURCH GLASHAUSGASE

Im Artikel wird die Übersicht der Luftverunreinigung durchdie aus der Energetik in Kroatien stammende Glashaus-gase, sowie der Vergleich mit entsprechenden Erscheinun-gen in anderen europäischen Ländern gegeben. Überprüftwurde die Entwicklung des energetischen Sachgebietesvom Standpunkt der Luftverunreinigung durch Glashaus-gase. Ausgangspunkt für diese Überprüfung war die beste-hende Wirtschaftslage ("bussines as usual") der RepublikKroatien. Überlegt im Artikel sind die Möglichkeiten desRückgangs der Luftverunreinigung durch Glashausgase imBezug auf möglicherweise eintretende Ereignisse innerhalbbestehender Wirtschaftslage ("bussines as usual"). In Be-tracht gezogen sind Massnahmen in Sachgebieten des En-ergieverbrauches (Industrie, Verkehr, Haushalte,

29


Dienstleistungen) und im Stromverbrauch, wobei Aus-sichten der Minderung von Verunreinigungen, und die fürbetrachtete Massnahmen am Rande liegenden Unkosten,bestimmt wurden. Zum Schluss wurden noch die Vorstel-lungen über das zu erwartetende Ausströmen in die Außen-luft luftverunreinigender Stoffe aus dem energetischenSachgebiete abgehandelt. Diese deuten auf grosseSchwierigkeiten bei der Erfüllung von Verpflichtungen ausdem Kyoto Protokol hin.

Naslov pisaca:

@eljko Juri}, dipl. ing.EKONERG – Institut za energetikui zaštitu okolišaUlica grada Vukovara 3710000 Zagreb, Hrvatska

mr. sc. Goran Slipac, dipl. ing.HEP – Sektor za razvojUlica grada Vukovara 3710000 Zagreb, Hrvatska

Uredni{tvo primilo rukopis:2001-07-02

30

ENERGETSKI I EKONOMSKI ASPEKTI PROIZVODNJEBIODIZELSKOG GORIVA U HRVATSKOJ

Mr. sc. Julije D o m a c – dr. sc. Branka J e l a v i } – prof. dr. sc. Tajana K r i ~ k a, Zagreb

UDK 620.95PREGLEDNI ^LANAK

Biodizel je motorno gorivo koje se dobiva iz repi~nog ulja ili drugih biljnih ulja, a ima svojstva jednaka onima koja ima klasi~nidizel dobiven iz mineralnih ulja pa se koristi kao zamjena mineralnog dizela ili u odre|enoj smjesi s njim. Podršku za proiz-vodnju biodizelskog goriva u Hrvatskoj dala je Vlada Republike Hrvatske, pokretanjem projekta BIODIZEL u sklopu Na-cionalnog energetskog programa BIOEN, krajem prošle godine. Pri ekonomskoj analizi proizvodnje biodizelskog goriva uHrvatskoj potrebno je u obzir uzeti sve osnovne dijelove lanca koji ~ine proizvodnja uljene repice, prerada repice u sirovo ulje,proizvodnja metilnog estera repi~inog ulja te dodavanje estera u odre|enom postotku u smjese sa mineralnim dizelima. Uradu su se analizirala tri osnovna organizacijsko-gospodarska modela proizvodnje i korištenja biodizelskog goriva u Hrvatskoj,a analiza cijene proizvodnje biodizela i isplativosti proizvodnog lanca provedena je za sva tri opisana modela korištenjem ta-bli~nog modela koji je za ovu svrhu konstruiran. Pokazano je da u svakom promatranom modelu postoji potreba za odre|enimvidom nov~anih poticaja, da se potrebni poticaji smanjuju, odnosno proizvodnja postaje isplativija ako se dijelovi proizvodnoglanca me|usobno integriraju te da je, budu}i da potreba za poticajima ovisi o kapacitetu proizvodnje u ukupnom lancu,potrebno donijeti jasnu strategiju i dinamiku poticanja i proizvodnje biodizelskog goriva.

Klju~ne rije~i: biodizel, energija, gorivo, ekonomska analiza.

1. UVOD

Biodizel je motorno gorivo, koje se dobiva iz repi~inogulja ili drugih biljnih ulja esterifikacijom s metanolom.Pritom nastaje gorivo koje ima svojstva jednaka onimaklasi~nog dizela iz mineralnog ulja. Moè se koristiti upotpunosti kao zamjena za mineralni dizel, ili kaosmjesa s njim, a današnji sve zahtjevniji ekološki stan-dardi kao i obveze smanjivanja emisije stakleni~kih pli-nova daju snaàn poticaj njegovom korištenju.Proizvodnja biodizela široko je rasprostranjena uve}ini europskih dràva i odavno prepoznata kaou~inkovito rješenje me|usobno isprepletenih pitanja iproblema u poljoprivredi, energetici, zaštiti okoliša tesocijalnoj politici.Projekt BIODIZEL – uvo|enje proizvodnje biodizel-skog goriva u Republiku Hrvatsku, pokrenut je 30. stu-denoga 2000. godine odlukom Vlade RepublikeHrvatske kao dio Nacionalnog energetskog programaBIOEN. S obzirom na sloènost i multidisciplinarnostproblema, za izradu studije izvodljivosti uvo|enja bio-dizelskog goriva u Hrvatsku, što je predstavljalo prvufazu provedbe projekta, radna skupina je proširena sve}im brojem stru~njaka razli~itih struka. Studijasadràva sve bitne odrednice i osobitosti proizvodnoglanca biodizelskog goriva za Hrvatsku, te donosi smjer-nice budu}ih aktivnosti potrebnih za uspješnuprovedbu projekta. Pri izradi studije autori su smatralida je u Hrvatskoj potrebno stvoriti sve preduvjete za

uspješno uvo|enje biodizelskog goriva, uvaàvaju}isuvremena kretanja na ovom podru~ju, ali i iskustva ipogreške zemalja koje su ve} s uspjehom proveleovakve projekte. Stoga se u studiji predlaè i razra|ujekoncepcija koja se, po ocjeni autora, u ve}ini europskihzemalja pokazala kao najuspješnija, a to je korištenjebiodizela (100% i 30% bio-komponente) u ciljanimkategorijama vozila te dodavanje bio-komponente uEurodizel u iznosu do 5% �1�.Kao osnovni razlozi za pokretanje projektaBIODIZEL mogu se izdvojiti:• Nadomještavanje dijela fosilnih goriva koja se uvoze

obnovljivim gorivom, te ve}a sigurnost opskrbe e-nergijom diverzifikacijom energetskih izvora i do-bavlja~a;

• Uvo|enje "tre}e kulture" (osim pšenice i kukuruza),kojom bi se osigurao dodatni i sigurniji prihod poljo-privrednim proizvo|a~ima u Hrvatskoj, omogu}ilobolje iskorištavanje mehanizacije, te pove}ala ren-tabilnost poljoprivredne proizvodnje;

• Otvaranje novih radnih mjesta i zadràvanje stranihsredstava pla}anja u zemlji;

• Makroekonomski (izvozno) je za Hrvatsku proiz-vodnja uljane repice puno povoljnija od pšenice (po-gotovo nakon ulaska u WTO), a prisutne su iobjektivne klimatske i pedološke prednosti za tuproizvodnju;

• Korištenje zapuštenih obradivih poljoprivrednihpovršina;

31

• Smanjenje emisije stakleni~kih plinova prihva}enopotpisivanjem sporazuma iz Kyota (biodizel je"CO2-neutralno" gorivo);

• Smanjenje one~iš}enja zraka uslijed boljeg izgaranjagoriva u motoru, a time pozitivan utjecaj na okoliš,kvalitetu ìvota stanovništva te na javno zdravlje;

• Smanjenje rizika one~iš}enja voda korištenjem bi-ološki razgradivog energenta.

Po prvi put je Agronomski fakultet Sveu~ilišta u Za-grebu prezentirao biodizelsko gorivo još na 8.Me|unarodnom savjetovanju tehnologa sušenja i skla-dištenja odrànom 26. oùjka 1992. godine u Stubi~kimToplicama. Idu}e godine u prosincu Agronomski fa-kultet organizira zajedno s Ministarstvom poljo-privrede i šumarstva seminar o proizvodnjibiodizelskog goriva, a na 10. Me|unarodnom savje-tovanju tehnologa sušenja i skladištenja, prezentiranaje proizvodnja biodizelskog goriva od strane Vlade Re-publike Austrije, te doma}ih i stranih stru~njaka. Krozsortne pokuse, postavljene na pokušalištu Agronom-skog fakulteta u razdoblju od 1987. do 1994. godine, in-tenzivno se ispituju i introduciraju novi “00” –kultivari, kao i njihova fizikalna i skladišna svojstva.Pod utjecajem suvremenih kretanja u razvijenimzemljama Europe, ali i rada u sklopu Nacionalnog e-nergetskog programa BIOEN, ~iji su prvi rezultati ob-javljeni 1998. godine, u budu}nosti se o~ekujepove}ana proizvodnja energije iz biomase u Hrvatskoj.U nacrtu energetske strategije Republike Hrvatske,objavljenom u srpnju 1998. godine, razmatrana su trimogu}a scenarija razvitka, a polazi se od današnjihtehnologija i sadašnjih mogu}nosti te sporog uvo|enjanovih tehnologija (S-421) preko uvo|enja novih teh-nologija i aktivnih mjera dràve (S-422) do izrazito“ekološkog” scenarija (S-423). Ukupna potrošnja bio-mase za proizvodnju energije raste u sva tri scenarija, aporast je posebno izrazit u proizvodnji elektri~ne ener-gije i korištenju teku}ih biogoriva, odnosno biodizela.Korištenje biodizela razlikuje se za svaki promatraniscenarij, ali biodizel u svim scenarijima zadràvazna~ajno mjesto te bi u 2030. godini proizvodnja ener-gije iz biodizela trebala iznositi izme|u 8 i 12 PJ �2�.Biodizel je i kao gorivo ve} predstavljen i poznat uHrvatskoj. Tako je Energetski institut “Hrvoje Poàr“organizirao predstavljanje cestovnog vozila na biodizeltijekom skupa "Odrìvi razvitak i korištenje obnovljivihizvora energije na otoku", koji je odràn na Cresu, uOsnovnoj školi "Frane Petri}", 28. i 29 travnja 2000. go-dine. Osim prezentacije vozila na ~isti biodizel koje jeza tu priliku stiglo iz Austrije, a koje je predstavljenood strane Steierisches Landesenergievereina - Ze-maljskog energetskog saveza Štajerske, mogu}nostikorištenja mješavine ovog goriva s klasi~nim, mineral-nim dizelom pokazane su u slu`benom vozilu Energet-skog instituta �3�.Dodatno treba naglasiti da u okviru projekta INA su-ra|uje u podru~ju utvr|ivanja tehnoloških mogu}nosti

prerade repi~inog ulja te utjecaja biokomponente nasvojstva goriva, a poseban interes je usmjeren ka mo-gu}em korištenju biodizela kao aditiva za poboljšanjemazivosti niskosumpornih dizela.Za namjenski uzgoj uljene repice i provedbu demonstra-cijske proizvodnje iskazan je široki interes i zainteresira-nost od strane ùpanija i jedinica lokalne samouprave teraznih poljoprivrednih proizvo|a~a, a biodizel je ve}prili~no dobro poznat pojam u hrvatskoj javnosti.

2. ULOGA BIODIZELA U ODNOSU NA NAFTNEDERIVATE

O~ekuje se da }e potra`nja za naftnim derivatima uHrvatskoj rasti i to sa 4,2 milijuna tona u 2000. na 5milijuna tona u 2010. te na 5,6 milijuna tona u 2030.godini. Pritom }e se sve više derivata trošiti u prometu,a sve manje kao gorivo za grijanje. Na temelju do-ma}ih bilan~nih rezervi od 15,8 milijuna prostornihmetara u 1997. godini, proizvodnja sirove nafte }e sesmanjivati s 1,37 milijuna tona u 2000. na 0,6 milijuna u2010. te na 0,4 milijuna tona u 2030. godini �4�.U strukturi derivata moè se o~ekivati najbrì rast po-trošnje motornih goriva kao posljedica ubrzanog raz-vitka prometa, ali i ostalog dijela gospodarstva. Sobzirom na ulogu teku}eg naftnog plina u plinifikacijiHrvatske, posebice novih podru~ja, i to kao prethod-nog energenta prirodnom plinu ili kao stalnog energet-skog izvora, njegova }e potrošnja tako|er rasti, i toposebice do 2010. godine Uz ovakvu dinamiku i struk-turu potrošnje pove}at }e se i udio vrijednijih derivatau ukupnoj potrošnji i proizvodnji derivata.Pri planiranju i formiranju trìšta za biodizel u Hrvat-skoj, korisno je poznavati i sadašnju potrošnju dizel-skog goriva u Hrvatskoj, posebno stoga, što se predlaèkorištenje biodizela (100% bio-komponente) u ci-ljanim kategorijama vozila te dodavanje bio-komponente u Eurodizel u iznosu do 5% (tablica 1).

Tablica 1. Potrošnja dizelskog goriva u Hrvatskoj urazli~itim sektorima �2�

- 000 t

Sektorpotrošnje/godina 1995. 1996. 1997. 1998. 1999.

Promet 448,6 516,2 541,2 541,0 608,4

Poljoprivreda 208,0 200,9 194,5 234,1 213,5

Graditeljstvo 54,5 72,0 77,8 76,6 70,7

Ukupno 711,1 789,1 813,5 851,7 892,6

S obzirom na raspoloìve rafinerijske kapacitete, kojise za idu}e desetlje}e procjenjuju od 5,5 do 6,5 milijunatona primarne prerade, strateški cilj doma}e preradenafte je opskrba doma}eg trìšta (oko 80%) te izvoz nainozemna trìšta. Za ostvarenje ovog cilja nu`na su ula-ganja u modernizaciju rafinerija zbog postizanja eu-ropske kvalitete proizvoda, pove}anja dubine prerade iprinosa profitabilnih proizvoda, dovo|enja troškova

32

J. Domac - B. Jelavi} - T. Kri~ka: Energetski i ekonomski aspekti proizvodnje. . . Energija, god. 51 (2002) 1, 31-38

na konkurentnu razinu (posebno utroška energije i ud-jela vlastite potrošnje), postizanja optimalne fleksibil-nosti rada rafinerija, te zaštite okoliša. U suprotnom,gospodarska }e opravdanost zadràvanja u pogonupostoje}ih rafinerijskih postrojenja biti prijeporna. Zaostvarenje takve strategije prerade nafte, unato~ do-voljnim primarnim kapacitetima, potrebno je uloìtivelika sredstva u revitalizaciju i izgradnju novihsekundarnih rafinerijskih kapaciteta, ~ime bi kvalitetaproizvedenih derivata dosegla zadovoljavaju}u razinu.Alokacija dijela investicija u izgradnju preradbenihcentara, tehnološki prilago|enih za doma}e uvjete zaproizvodnju biodizela iz uljane repice višestruko jeprihvatljiva opcija.

3. EKONOMSKA ANALIZA PROIZVODNOGLANCA BIODIZELSKOG GORIVAU HRVATSKOJ

3.1. Modeli proizvodnje biodizela u Hrvatskoj

Pri ekonomskoj analizi proizvodnje biodizelskog go-riva u Hrvatskoj potrebno je u obzir uzeti sve osnovnedijelove lanca koji ~ine proizvodnja uljene repice, pre-rada repice u sirovo ulje, proizvodnja biodizela (esteri-fikacija) te dodavanje biodizela u odre|enom postotkuu smjese s mineralnim dizelima. Ovdje se analiziraju triosnovna organizacijsko-gospodarska modela proiz-vodnje i korištenja biodizelskog goriva u Hrvatskoj,koji su radi jednostavnosti ozna~eni kao "Model A","Model B" te "Model C".U modelu A se promatra opseg proizvodnje od 5 000,10 000 i 15 000 tona, a svi osnovni dijelovi lanca(repica-ulje-biodizel) se promatraju zajedno te se naosnovi toga analizira samo ukupna rentabilnost. Ovajmodel najbolje opisuje ve}e poljoprivredne proiz-vo|a~e (nekadašnji kombinati), odnosno poduzetnikekoji organiziraju i provode poljoprivrednu proizvodnjute posjeduju vlastitu mehanizaciju. Kona~an proizvodje biodizel koji se primarno koristi za vlastite potrebe, amoè se i prodavati.U modelu B se proizvodnja repice promatra odvojenood proizvodnje ulja i biodizela, koje se promatraju za-jedno, a kona~an je proizvod biodizel koji se prodajena trìštu. Ovaj model najbolje opisuje individualneproizvo|a~e biodizelskog goriva koji se ne morajunu`no baviti i poljoprivrednom proizvodnjom te posje-dovati vlastitu mehanizaciju.Model C opisuje dodavanje biološke komponente umineralno dizelsko gorivo u koli~ini 1.5 - 5% ili u ko-li~ini od 30%, u skladu s potrebama trìšta i primjenji-vanih standarda, te podešavanje svojstava gorivaaditiviranjem. Uza sve opisane pozitivne u~inke(zaštita okoliša, angaìranje poljoprivrednih površina,zapošljavanje,...) poboljšava se i izgaranje te osiguravabolja mazivost motora. U ovom se modelu promatrasamo proizvodnja biodizela te njegovo miješanje s mi-neralnim gorivom. Ova se dva procesa promatraju za-jedno.

U ekonomskoj analizi opisanih modela koja se usljede}im to~kama donosi, autori su nastojali:

– opisati njihove osnovne ekonomske karakteristike;– usporediti proizvo|a~ku i prodajnu cijenu goriva

(biodizela) uz vrednovanje svih sporednih proizvodakoji imaju trìšnu vrijednost;

– identificirati i kvantificirati ekonomske, organiza-cijske i financijske mjere koje su potrebne da bi sepostigla i zadràla minimalna dobit.

Proizvo|a~ka i prodajna cijena goriva (biodizela) seuspore|uje s prodajnom cijenom mineralnog dizela izoùjka 2001. od 5,01 kn/litri, ili ~ak s 4,51 kn/litri (5,01kn/litri – 10% prema europskoj praksi za poticanje ko-rištenja biodizela), a što je uzeto kao kriterij za prih-vatljivost proizvodnje.

Tablica 2. Prikaz strukture cijene dizelskog goriva u Hrvat-skoj (INA) �5�

- kn/l

Eurodizel Eurodizel- plavi

Prodajna cijena 2,606 2,606

Trošarina 1,500 0

Osnovica za PDV (22%) 4,106 2,606

PDV 0,904 0,574

Kona~na cijena (kn/l) 5,010 3,180

Analiza cijene proizvodnje biodizela i isplativosti pro-izvodnog lanca provedena je za sva tri opisana modelakorištenjem tabli~nog modela koji je za ovu svrhu kon-struiran u programskom paketu Microsoft Excel.Treba naglasiti da je kvaliteta izlaznih podataka izmodela isklju~ivo ovisna o kvaliteti ulaznih podataka.Neki potrebni ulazni podaci za Hrvatsku jednostavnonisu postojali, pa su preneseni uz korekciju iz stranihizvora, do drugih je bilo teško ili ~ak nemogu}e do}i, paprikazani prora~uni donose samo okvirne vrijednostitemeljene na pretpostavkama i podacima koji su bili naraspolaganju autorima. Za ve}u pouzdanost i to~nostpodataka bilo bi potrebno sve podatke sakupiti nademonstracijskom postrojenju koje bi radilo u hrvat-skim uvjetima, što se i predlaè kao aktivnost u slje-de}oj fazi provedbe projekta. Nastojanjima autorapodaci su uspore|ivani iz više izvora, te se moè pret-postaviti da je njihova to~nost dovoljna za ovu razinuprocjene.

3.2. Analiza elemenata proizvodnog lanca

3.2.1. Proizvodnja uljane repice

Nedavno donesenim mjerama Ministarstva poljo-privrede i šumarstva, a u svezi s poticajnim nov~animiznosima po hektaru proizvodnje uljane repice, iska-zala se ve}a zainteresiranost direktnih proizvo|a~a zaovu kulturu. Ujedno je smanjena zajam~ena cijena zajedan kilogram uljane repice s 1,54 kn na 1,16 kn/kg.Ve} ova zajam~ena cijena omogu}uje da se na hrvatskotrìšte moè ponuditi rafinirano ulje po cijeni koja je

33


sukladna cijeni u Europskoj uniji. U ovoj se studiji nijeposebno promatrala cijena uljane repice, odnosnorentabilnost proizvodnje te poticajne mjere koje susada na snazi. Me|utim, treba naglasiti da se za znat-niju proizvodnju uljane repice za biodizel ne moè o~e-kivati trajno zadràvanje postoje}ih poticaja, ali i da jeprimje}ena znatna rentabilnost ovog dijela proizvod-nog lanca. Temeljem prosje~ne planske kalkulacije u-ljane repice na 2 000 ha i razini cijena od sije~nja 2001.,prosje~ni ukupni troškovi proizvodnje iznose 3 956kn/ha, odnosno za navedenu površinu 7,911 milijunakuna. Planska kalkulacija je obuhvatila troškove repro-materijala (sjeme, gnojivo, zaštitna sredstva), mehaniza-cije (traktori, kombajni, amortizacija), te sve ostale troš-kove, kao što su pla}e, doprinosi, osiguranje, kamate i sl.Jedini~ni troškovi su za ve}e površine manji, te je kodkalkulacija u studiji pretpostavljeno da su za dvostrukove}e površine jedini~ni troškovi manji za 10%.Izra~unavanjem troškova proizvodnje po kilogramu,uz prosje~an prinos od 3 t/ha dobiva se da ukupnitrošak proizvodnje jednog kilograma uljane repiceiznosi 1,34 kune za površinu od 2 000 ha. Temeljemnavedenoga proizlazi da je financijski rezultat proiz-vodnje uljane repice negativan za 540 kn/ha bez poti-cajnih sredstava, a u slu~aju poticaja od 2 250 kn/ha,prosje~na zarada iznosi 1 710 kn/ha.

3.2.2. Proizvodnja sirovog ulja

Ovdje prikazana analiza cijene sirovog ulja temelji sena troškovima koji nastaju tijekom proizvodnog pro-cesa te na pretpostavci da se ekonomski vrednuje i pro-izvedena sa~ma ili poga~a kao sto~na hrana. Ova cijenane uklju~uje dobit proizvo|a~a, pa niti ne predstavljatrìšnu cijenu sirovog ulja u Hrvatskoj (4 kn/l). Me|u-tim, pri provedbi prora~una je procijenjeno da nijeodrìvo, ali ni potrebno u prora~unu koristiti navedenutrìšnu cijenu.Temeljem procjene troškova usluge tiještenja, cijenaproizvodnje sirovog ulja je vrednovana s 2 667 kn/t. Uto nije ura~unata cijena uljane repice, koja se za modelA i model B razlikuje zbog samog karaktera modela,odnosno ukupne organizacije proizvodnje.

3.2.3. Proizvodnja biodizela

Cijena proizvodnje biodizela osim o cijenama ulaznihsirovina (repi~ino ulje, metanol) znatno ovisi i o ka-pacitetu pogona, što bitno utje~e na ukupnu rentabil-nost procesa. Dodatno treba naglasiti da sepove}anjem kapaciteta poboljšava i iskorištenje ulja,što ponovo izravno utje~e na ukupnu rentabilnost.Budu}i da se u Hrvatskoj ovakva proizvodnja do sadanije provodila, ovdje su korišteni podaci od inozemnihproizvo|a~a i isporu~ilaca tehnologije te iz literature(tablica 3). Ponovo treba napomenuti da bi za potpunuto~nost bilo potrebno sve podatke sakupiti i provjeritina demonstracijskom postrojenju koje bi radilo uhrvatskim uvjetima.

Tablica 3. Investicije za razli~ite kapacitete postrojenja zaproizvodnju metilnog estera (bez zgrade postrojenja, loka-cijske infrastrukture i istakališta teku}ina) �5�

KapacitetDio investicije za

skladištenje goriva(mil. kuna)

Ukupna investicija

(mil. kuna)

5 000 4,92 16,13

10 000 9,05 21,64 – 23,61

15 000 9,84 33,44

45 000 24,89 82,63

Tablica 4. Troškovi proizvodnje metilnog estera za razli~itekapacitete �5�

Kapacitet proizvodnje(tona godišnje)

Troškovi proizvodnje(kuna/toni biodizela)

2 000 4 620

5 000 3 770

15 000 2 900

45 000 2 230

3.3. Analiza proizvo|a~ke cijene biodizelai isplativosti proizvodnog lanca temeljempredloènih modela

Model A pretpostavlja vlastiti uzgoj repice, preradu uulje i proizvodnju biodizela u okviru vlastitog pogonauz pretpostavljenu dobit (rentabilnost) od 10%. Pro-matra se godišnji kapacitet proizvodnje biodizela od 5000, 10 000 i 15 000 tona, a PDV se obra~unava samona proizvedeni biodizel na kraju procesa, odnosnouop}e se ne obra~unava ako se biodizel koristi za vlas-tite potrebe. Ekonomski ~imbenici koji izravno utje~una rentabilnost lanca, odnosno cijenu biodizela su:poticaji za uzgoj repice; prihod od prodaje poga~e; pri-hod od prodaje glicerola i gnojiva; poticaj za proiz-vodnju biodizela i PDV.Rezultati prora~una pokazuju da je uza sve navedenepretpostavke i pretpostavljenu dobit od 10%, u ovommodelu mogu}e proizvesti biodizel u ovisnosti o proiz-vodnom kapacitetu po cijeni od 3,15; 3,64, odnosno4,00 kn/litri bez obra~una PDV-a (za vlastite potrebe),odnosno po cijeni od 3,56, 4,22 te 5,31 kn/litri uzobra~un PDV-a (za prodaju). Uspore|uju li se ovevrijednosti s prodajnom cijenom mineralnog dizela,jasno je da u ve}ini slu~ajeva nije potrebno dodatno ut-jecati na smanjenje cijene, ali i da je dobit proizvo|a~a ive}a od pretpostavljenih 10%, te da ovaj model pred-stavlja jednu od obe}avaju}ih mogu}nosti proizvodnjebiodizela u Hrvatskoj. Ako se me|utim pretpostavi dase radi o proizvodnji isklju~ivo za vlastitu potrošnju,tada i nije nu`no promatrati cijenu biodizela s ukalkuli-ranom dobiti.Kao mogu}i instrumenti za postizanje rentabilnostiproizvodnje biodizela u ovom modelu analizirani susmanjenje PDV-a i uvo|enje poticaja za proizvodnjubiodizela u kunama po toni proizvedenog goriva. Pro-

34


matrane su dvije stope PDV-a: postoje}a od 22% testopa od 11% za koju se prema ocjeni autora o~ekujeda bi u budu}nosti mogla biti primjenjiva za biodizel,ali i op}enito uvedena u porezni sustav RepublikeHrvatske. Dodatno, kao bitni ekonomski ~imbenik kojiutje~e na rentabilnost proizvodnje promatrana jeprimjena poticaja za uzgoj uljane repice u postoje}emiznosu od 2 250 kn/ha. (tablica 5 i 6).

Tablica 5. Analiza osjetljivosti cijene biodizela iz modela Aza vlastitu potrošnju (bez ukalkulirane dobiti) promjenomekonomskih ~imbenika koji izravno utje~u na rentabilnostproizvodnje (5 000, 10 000 i 15 000 ha)

Ekonomski ~imbenici Kapacitet proizvodnje

Poticajkn/t

biodizela

PDV

%

Poticaj zauljanurepicu

15 000 t 10 000 t 5 000 t

0 0 DA 2,87 3,31 3,63

0 0 NE 4,90 5,34 5,67

440 0 NE 4,51 4,95 5,28

940 0 NE 4,07 4,51 4,84

1310 0 NE 3,74 4,18 4,51

Tablica 6. Analiza osjetljivosti cijene biodizela iz modela Aza prodaju (ukalkulirana dobit od 10%) promjenomekonomskih ~imbenika koji izravno utje~u na rentabilnostproizvodnje (5 000, 10 000 i 15 000 ha)

Ekonomski ~imbenici Kapacitet proizvodnje

Poticajkn/t

biodizela

PDV

%

Poticaj zauljanurepicu

15 000 t 10 000 t 5 000 t

0 22 DA 3,85 4,44 4,88

310 22 DA 3,48 4,07 4,51

0 11 DA 3,50 4,04 4,44

0 22 NE 6,57 7,17 7,60

1 750 22 NE 4,50 5,09 5,53

2 250 22 NE 3,91 4,50 4,94

2 610 22 NE 3,48 4,07 4,51

0 11 NE 5,98 6,52 6,92

1 350 11 NE 4,52 5,06 5,46

1 860 11 NE 3,97 4,51 4,91

2 230 11 NE 3,58 4,11 4,51

Nakon provedene analize osjetljivosti proizvodnje zavlastitu potrošnju moè se zaklju~iti sljede}e:– proizvodnja za vlastitu potrošnju (bez PDV-a i bez

ukalkulirane dobiti) vrlo je isplativa uz postoje}epoticaje za uzgoj uljane repice od 2 250 kn/ha;

– proizvodnja za vlastitu potrošnju bez poticaja zauzgoj uljane repice i bez poticaja za proizvodnju bio-dizela nije isplativa;

– proizvodnja za vlastitu potrošnju kapaciteta 15 000tona bez poticaja za uzgoj uljane repice isplativa jeuz poticaj za proizvodnju biodizela od 440 kn/t bio-dizela;

– proizvodnja za vlastitu potrošnju kapaciteta 10 000tona bez poticaja za uzgoj uljane repice isplativa jeuz poticaj za proizvodnju biodizela od 940 kn/t bio-dizela;

– proizvodnja za vlastitu potrošnju kapaciteta 5 000tona bez poticaja za uzgoj uljane repice isplativa jeuz poticaj za proizvodnju biodizela od 1 310 kn/t bio-dizela.

Nakon provedene analize osjetljivosti proizvodnje zaprodaju (ukalkulirana dobit i stopa PDV-a od 11 ili22%), moè se zaklju~iti sljede}e:

– uz postoje}e poticaje, sve promatrane varijante pro-izvodnje su isplative. Izuzetak je proizvodnja ka-paciteta 5 000 tona uz stopu PDV-a od 22%, kojapostaje isplativa uz poticaj za proizvodnju biodizelaod 310 kn/toni;

– bez postoje}ih poticaja za uzgoj uljane repice proiz-vodnja nije isplativa ni uz stopu PDV-a od 11%;

– bez poticaja za uzgoj uljane repice, a uz stopu PDV-aod 22% proizvodnja je isplativa samo ako postojepoticaji za proizvodnju biodizela i to: 1750 kuna zakapacitet proizvodnje od 15 000 tona, 2 250 kuna zakapacitet proizvodnje od 10 000 tona te 2 610 kunaza kapacitet proizvodnje od 5 000 tona;

– bez poticaja za uzgoj uljane repice, a uz stopu PDV-aod 11% proizvodnja je isplativa samo ako postojepoticaji za proizvodnju biodizela i to: 1 350 kuna zakapacitet proizvodnje od 15 000 tona, 1 860 kuna zakapacitet proizvodnje od 10 000 tona te 2 230 kunaza kapacitet proizvodnje od 5 000 tona;

Model B pretpostavlja kupovinu repice na trìštu tepreradu u ulje i proizvodnju biodizela u okviru vlasti-tog pogona uz pretpostavljenu dobit (rentabilnost) od10%. Promatra se godišnji kapacitet proizvodnje bio-dizela od 5 000, 10 000 i 15 000 tona, a PDV se obra~u-nava na uljanu repicu kao ulaznu sirovinu te naproizvedeni biodizel na kraju procesa. Ekonomski ~im-benici koji izravno utje~u na rentabilnost lanca, od-nosno cijenu biodizela su: prihod od prodaje poga~e,prihod od prodaje glicerola i gnojiva; pretpostavljenipoticaj za proizvodnju biodizela i PDV.

Rezultati prora~una pokazuju da je uza sve navedenepretpostavke u modelu B mogu}e proizvesti biodizel uovisnosti o proizvodnom kapacitetu po cijeni od 6,50;6,91, odnosno 7,53 kn/litri. Uspore|uju li se ove vrijed-nosti s prodajnom cijenom mineralnog dizela jasno jeda je potrebno znatno dodatno utjecati na postizanjerentabilnosti. (tablica 7). Kao mogu}i instrumenti zapostizanje rentabilnosti proizvodnje biodizela u mo-delu B analizirani su smanjenje PDV-a na proizvedenibiodizel i uvo|enje poticaja za proizvodnju biodizela ukunama po toni proizvedenog goriva.

35


Tablica 7. Analiza osjetljivosti cijene biodizela iz modela B(5 000, 10 000 i 15 000 ha) promjenom ekonomskih ~imbe-nika koji izravno utje~u na rentabilnost proizvodnje

Ekonomski ~imbenici Kapacitet proizvodnje biodizela

Poticajkn/t

biodizela

PDV

%15 000 t 10 000 t 5 000 t

0 22 6,50 6,91 7,53

1680 22 4,51 4,92 5,54

2030 22 4,09 4,51 5,13

2550 22 3,48 3,89 4,51

0 11 5,91 6,29 6,85

1300 11 4,51 4,89 5,45

1650 11 4,13 4,51 5,07

2170 11 3,57 3,95 4,51

Nakon provedene analize osjetljivosti proizvodnje(ukalkulirana dobit i stopa PDV-a od 11 ili 22%) moèse zaklju~iti sljede}e:

– bez poticaja za biodizel proizvodnja nije isplativa niuz stopu PDV-a od 11%;

– uz stopu PDV-a od 22% proizvodnja je isplativasamo ako postoje poticaji za proizvodnju biodizela ito: 1 680 kuna za kapacitet proizvodnje od 15 000tona, 2 030 kuna za kapacitet proizvodnje od 10 000tona te 2 550 kuna za kapacitet proizvodnje od 5 000tona;

– bez poticaja za uzgoj uljane repice, a uz stopu PDV-aod 11% proizvodnja je isplativa samo ako postojepoticaji za proizvodnju biodizela i to: 1 300 kuna zakapacitet proizvodnje od 15 000 tona, 1 650 kuna zakapacitet proizvodnje od 10 000 tona te 2 170 kunaza kapacitet proizvodnje od 5 000 tona.

Model C pretpostavlja kupovinu ulja na trìštu ili te-meljem trajnog ugovora, proizvodnju biodizela uokviru vlastitog pogona uz pretpostavljenu dobit od10% te miješanje s mineralnim gorivom radi proiz-vodnje smjesa biokomponente i mineralnog dizela.Promatra se godišnji kapacitet proizvodnje biodizelaod 45 000, 15 000, 10 000 i 5 000 tona, a PDV seobra~unava samo na proizvedenu smjesu minerane ibiokomponente na kraju procesa, za koji se obra~u-nava i trošarina. Iako se od 1. travnja 2001. godineuvodi i dodatno davanje u iznosu od 40 lipa po litri, ononije uzeto u prora~unu u obzir. Ekonomski ~imbenicikoji izravno utje~u na rentabilnost ovog dijela lanca, tecijenu biodizela, odnosno razliku u cijeni mineralne ibiodizelske komponente su: cijena ulja, prihod od pro-daje glicerola i gnojiva, poticaj za proizvodnju bio-dizela i visina trošarine. Za kompenzaciju razlike ucijeni mineralne i biodizelske komponente primiješanju; autori procjenjuju da je realno mogu}eo~ekivati smanjenje trošarine, dok se stopa PDV-a nakona~ni proizvod ne}e mo}i mijenjati.

Razmatrani su sljede}i tipovi dizelskog goriva:– mineralni dizel kvalitete prema EN590 uz dodatak

od 1,5 % biokomponente;– mineralni dizel kvalitete prema EN590 uz dodatak

od 5,0 % biokomponente;– mineralni dizel posebne kvalitete uz dodatak od 30

% biokomponente, kao mogu}a zamjena za "plavidizel".

Rezultati prora~una pokazuju da je uza sve navedenepretpostavke u modelu C, za proizvodnju smjesa mi-neralne i biokomponente s udjelom do 5% (Eurodizel),potrebno sniènje trošarine, odnosno kompenzacijarazlika cijene komponenti, ovisno o cijeni sirovog ulja,kapacitetu i godišnjem opsegu proizvodnje te udjelubiokomponente (tablica 8). Treba naglasiti da visinapotrebnog smanjenja trošarine ovisi o udjelu biokom-ponente, cijeni sirovog ulja te kapacitetu za proiz-vodnju biokomponente.Ukoliko se proizvodi smjesa s udjelom biokomponenteod 30% (Biodizel30), koja se moè koristiti kao zam-jena za postoje}i "plavi dizel", potreban je poticaj poproizvedenoj litri takvog goriva (tablica 9).

Tablica 8. Analiza osjetljivosti potrebnog smanjenja troša-rine (kn/l Eurodizela) u modelu C (kapacitet proizvodnje 5000, 10 000, 15 000, 45 000 t biodizela) promjenom ekonom-skih ~imbenika koji izravno utje~u na rentabilnost lanca

Ekonomski~imbenici Smanjenje trošarine (kn/l)

Cijenaulja

(kn/tulja)

Sadràjbiodizela usmjesi (%)

Kapacitet proizvodnje biodizela

45 000 t 15 000 t 10 000 t 5 000 t

2 000 1,5 0,015 0,024 0,028 0,037

3 000 1,5 0,029 0,039 0,043 0,052

4 000 1,5 0,044 0,054 0,057 0,066

2 000 5 0,049 0,081 0,094 0,124

3 000 5 0,097 0,130 0,143 0,172

4 000 5 0,146 0,179 0,191 0,221

Tablica 9. Analiza osjetljivosti potrebnog poticaja (kn/l bio-dizela30) u modelu C (kapacitet proizvodnje 5 000, 10 000,15 000, 45 000 t biodizela) ovisno o cijeni sirovog ulja

Ekonomski~imbenici Potrebni poticaj (kn/l)

Cijena ulja(kn/t ulja)

Kapacitet proizvodnje biodizela

45 000 t 15 000 t 10 000 t 5 000 t

2 000 0,29 0,49 0,56 0,74

3 000 0,58 0,78 0,86 1,03

4 000 0,88 1,07 1,15 1,32

36


4. ZAKLJUÂK

Ukupni cilj nacionalne proizvodnje trebao bi biti proiz-vesti do 100 000 t/godišnje biodizela u razdoblju odsljede}ih 6 do 10 godina. Ve} u 2001./2002. godini trebapo~eti s izgradnjom demonstracijskog postrojenja od 1000 do 2 000 t/godišnje s postupnim porastom idu}e go-dine (2002./2003.) na 5 000 t, odnosno 10 000 t/go-dišnje. Takvo bi postrojenje moglo biti izgra|eno uzapadnom dijelu Hrvatske, u sklopu ve} postoje}ih po-gona doma}e naftne industrije, kako bi što prijepostalo rentabilno. Ono bi u sljede}ih 5 godina dostiglokapacitet od 45 000 t/godišnje metilestera i bilo isko-rišteno za proizvodnju smjesa mineralne i biokompo-nente (Eurodizel) u skladu s potrebama hrvatskogtrìšta. Predvi|ena su dva tipa goriva: "Eurodizel", go-rivo proizvedeno po europskoj normi EN590, kojemoè sadràvati 1,5 - 5,0% biokomponente, te "Bio-dizel30", gorivo proizvedeno s ciljem zamjene današ-njeg "Plavog dizela", koje bi sadràvalo 25 - 30%biokomponente.Ovakav porast izgradnje postrojenja za proizvodnjubiodizela ubrzao bi se, pa ~ak i pove}ao ukoliko biHrvatska potakla zamjenu plavog dizelskog gorivaodgovaraju}im biodizelskim gorivom. Posebno pitanjeostaje šumarstvo, vodozaštitna podru~ja, gra|evinar-stvo, parkovi prirode i nacionalni parkovi, te javnigradski prijevoz i taksi slu`be kao potencijalno i vrloopravdano podru~je za korištenje biodizela zbogpotrebe zaštite okoliša.Pri ekonomskoj analizi proizvodnje biodizelskog go-riva u Hrvatskoj potrebno je u obzir uzeti sve osnovnedijelove lanca koji ~ine proizvodnja uljene repice, pre-rada repice u sirovo ulje, proizvodnja metilnog esterarepi~inog ulja te dodavanje estera u odre|enom pos-totku u smjese s mineralnim dizelima. Ovdje su se ana-lizirala tri osnovna organizacijsko-gospodarskamodela proizvodnje i korištenja biodizelskog goriva uHrvatskoj, koji su radi jednostavnosti ozna~eni kao"Model A", "Model B" te "Model C". Analiza cijeneproizvodnje biodizela i isplativosti proizvodnog lancaprovedena je za sva tri opisana modela korištenjem ta-bli~nog modela koji je za ovu svrhu konstruiran. Trebanaglasiti da je pouzdanost i to~nost izlaznih podatakaiz modela isklju~ivo ovisna o kvaliteti ulaznih poda-taka, a da neki potrebni ulazni podaci za Hrvatsku jed-nostavno nisu postojali, pa su preneseni uz korekciju izstranih izvora, a do nekih je bilo teško ili ~ak nemogu}edo}i. Prikazani prora~uni donose okvirne vrijednostitemeljene na procjenama i osnovnim pretpostavkamanavedenim u tekstu studije, koje su autori uspore|ivaliiz raznih izvora. Moè se ipak zaklju~iti da je prove-dena ekonomska analiza proizvodnog niza u okviruto~nosti uobi~ajene za razinu studije podobnosti, te dapredstavlja dobru osnovu za odlu~ivanje u ovoj faziprojekta. Za ve}u pouzdanost i to~nost podataka, bilobi potrebno sve podatke sakupiti na demonstracijskojproizvodnji (proizvodnom nizu) realiziranom u hrvat-

skim uvjetima, što se i predlaè kao aktivnost usljede}oj fazi provedbe projekta. Zaklju~eno je:• U svakom promatranom modelu postoji potreba za

odre|enim vidom nov~anih poticaja (poticaji zauzgoj uljane repice ili proizvodnju biodizela, sma-njena stopa PDV-a ili oslobo|enje od dijela troša-rine);

• Pri sadašnjim poticajima za uzgoj uljane repice, pro-izvodnja u modelu A je isplativa, a u druga dva mo-dela su protrebni dodatni poticaji;

• Potrebni poticaji se smanjuju, odnosno proizvodnjapostaje isplativija ako se dijelovi proizvodnog lancame|usobno integriraju što je više mogu}e;

• S obzirom da potreba za poticajima ovisi o ka-pacitetu proizvodnje u ukupnom lancu, potrebno jedonijeti jasnu strategiju i dinamiku poticanja i proiz-vodnje biodizelskog goriva.

Prvi model (model A) obuhva}a zatvoreni sustav unutarpoljoprivrednog poduze}a povezanog s kooperantimate bi u tom slu~aju primarna ratarska proizvodnja bilapovezana s doradom, skladištenjem, prešanjem, te es-terifikacijom. U tom slu~aju bi se biodizel i sa~ma proiz-vodili za vlastite potrebe, odnosno potrebe poduze}a ikooperanata, a glicerol (s moèbitnim viškom biodizelai sa~me) bi se prodavao na trìštu. Ovakav bi modelzahtijevao samo poticajna sredstva za uzgoj uljanerepice, odnosno za primarnu proizvodnju. Rezultatiprora~una pokazuju da je uz pretpostavljenu dobit od10%, u ovom modelu ovisno o proizvodnom kapacitetu(5 000 do 15 000 tona/godišnje) mogu}e proizvesti bio-dizel po cijeni od 3,15 do 4,00 kn/litri bez obra~unaPDV-a (za vlastite potrebe), odnosno po cijeni od 3,56do 5,31 kn/litri uz obra~un PDV-a (za prodaju).Uspore|uju li se ove vrijednosti s prodajnom cijenommineralnog dizela, jasno je da u ve}ini slu~ajeva nijepotrebno dodatno utjecati na smanjenje cijene, ali i da jedobit proizvo|a~a i ve}a od pretpostavljenih 10%, te daovaj model predstavlja jednu od obe}avaju}ih mo-gu}nosti proizvodnje biodizela u Hrvatskoj.Drugi se model (model B) sastoji od dvije zasebne jedi-nice, odnosno proizvodnje zrna uljane repice te ugo-vorno povezivanje primarne proizvodnje s drugomcjelinom koju ~ine dorada, skladištenje, prešanje i es-terifikacija. U tom slu~aju bi se biodizel koristio jednimmanjim udjelom za vlastite potebe, a ve}ina biodizela,ali i sa~ma i glicerol prodavali bi se na trìštu. Ovakav bimodel zahtijevao poticajna sredstva za uzgoj uljanerepice za primarnu proizvodnju, te ili smanjenje PDV-as 22% na 11% i/ili poticajna sredstva za proizvodnjumetil estera u iznosu od 1 300 do 2 550 kn/t biodizela, uovisnosti o kapacitetu kako bi se cijena biodizelazadràla na razini 10% niòj od cijene eurodizela. Bezpoticajnih sredstava za proizvodnju biodizela, a uz stopuPDV-a od 22% u ovom je modelu mogu}e proizvestibiodizel po cijeni od 6,50 do 7,53 kn/litri (kapaciteti pro-izvodnje 5 000, 10 000 i 15 000 tona/godišnje).Tre}i model (model C) pretpostavlja kupovinu sirovogulja na trìštu ili temeljem trajnog ugovora. Proiz-

37


vodnja metilnog estera bila bi u sklopu ve} postoje}ihpogona doma}e naftne industrije te bi se taj esterkoristio za proizvodnju smjesa mineralnog dizelgoriva ibiokomponente u skladu s potrebama hrvatskog trìštau okviru vlastitog pogona uz pretpostavljenu dobit od10%. Promatra se godišnji kapacitet proizvodnje bio-dizela od 45 000, 15 000, 10 000 i 5 000 tona, a PDV seobra~unava samo na proizvedenu smjesu mineralne ibiokomponente na kraju procesa, za koju seobra~unava i trošarina. Iako se od 1. travnja 2001. go-dine uvodi i dodatno davanje u iznosu od 40 lipa po li-tri, ono nije uzeto u obzir u prora~unu radi vremenskiograni~enog roka dovršetka studije. Za kompenzacijurazlike u cijeni mineralne i biodizelske komponente primiješanju; autori procjenjuju da je realno mogu}e o~e-kivati smanjenje trošarine, dok se stopa PDV-a nakona~ni proizvod ne}e mo}i mijenjati. Visina potreb-nog smanjenja trošarine ovisi o udjelu biokomponente(1,5 ili 5%), cijeni sirovog ulja te kapacitetu za proiz-vodnju biokomponente, a ovisno o promatranimekonomskim ~imbenicima iznosi izme|u 0,015 i 0,221kuna po litri proizvedenog goriva. Ukoliko se proiz-vodi smjesa s udjelom biokomponente od 30% (Bio-dizel30), što se moè koristiti kao zamjena za postoje}i"plavi dizel", potreban poticaj po proizvedenoj litritakvog goriva zavisi prvenstveno o kapacitetu proiz-vodnje metilnog estera i o ulaznoj cijeni sirovog ulja.Za kapacitete od 5 000 do 45 000 t/godišnje metilnogestera i za ulazne cijene ulja od 2 000 kn/l do 4 000 kn/lpotrebno sniènje trošarine kre}e se od 0,29 do 1,32kuna po litri proizvedenog goriva.

LITERATURA

�1� T. KRI^KA, J. DOMAC et al.: "Projekt BIODIZEL –Uvo|enje proizvodnje biodizelskog goriva u RepublikuHrvatsku". Zagreb: Ministarstvo poljoprivrede i šumar-stva, 2001.

�2� G. GRANI]: et al., Strategija energetskog razvitka Re-publike Hrvatske. Zagreb: Ministarstvo gospodarstva iEnergetski institut “Hrvoje Poàr”, 1998.

�3� J. DOMAC, V. KRSTULOVI], D. RAJKOVI]:"Odrìvi razvitak otoka i obnovljivi izvori energije – Cres2000." // VIth International Symposium Waste Manage-ment – Zagreb, 15.-17. studenoga 2000.

�4� B. VUK et al. 2001.: "Energija u Hrvatskoj 1995-1999.Godišnji energetski pregled", Zagreb: Ministarstvo go-spodarstva Republike Hrvatske, 2000.

�5� INA, 2001, Izravno priop}enje

ENERGY AND ECONOMY ASPECTS OF BIODIESELPRODUCTION IN CROATIA

Bio-diesel is an engine fuel obtained from rape or other oilcrops, and its characteristics are the same as the ones ofthe usual diesel obtained from mineral oils. It is used as asubstitute for mineral diesel or mixed with it. At the end of2001 the Croatian Government initiated and has since of-fered support for the BIO-DIESEL Project as part of theBIOEN National Energy Programme. An economic analysisof the bio-diesel production in Croatia should take into ac-

count all of the basic chain parts, i.e. rape production, rapeprocessing to obtain crude oil, methyl ester productionfrom the oil and mixing of ester in a certain percentage withmineral diesel. In the work three basic organisational andeconomic models of bio-diesel production and usage inCroatia have been analysed. For all three models, a reviewof the production price and the production chain profitabil-ity has been carried out by means of a table model de-signed for that purpose. It is shown that all models needsome kind of subsidy and that these subsidies becomesmaller and the production more financially feasible if partsof the production chain are integrated. The need for subsi-dies depends on the production capacity, so there is a defi-nite need for a clear strategy and dynamics of subsidiesrelating to bio-diesel production.

ENERGETISCHE UND WIRTSCHAFTLICHEBETRACHTUNGSWEISEN DER ERZEUGUNG VONBIODIESEL-BRENNSTOFFEN IN KROATIEN

Biodiesel ist ein aus Rapsöl oder aus anderen Pflanzenölenerzeugter Motorbrennstoff, dessen Eigenschaften jenen desklassischen aus Mineralölen erzeugten Dieselbrennstoffgleich sind. Als Vertausch-Motorenbrennstoff wird Biodieselgenutzt allein, oder im bestimmten Verhältniss mit dem ausMineralölen erzeugten Dieselbrennstoff gemischt. Ende desJahres 2000 hat die Regierung der Republik Kroatien die Un-terstützung der Erzeugung von Biodiesel, durch den Anstossdem Entwurf BIODIESEL im Rahmen des Nationalen Ener-gieprogrammes BIOEN, gegeben. In der wirtschaftlichenBewertung der Biodieselbrennstoffertigung in Kroatien sindalle Grundbestandteile der Erzeugungskette -bestehend ausder Rapserzeugung, der Rapsverarbeitung in Rohöl, Herstel-lung des Rapsölmetilesters sowie dessen Beimengens imbestimmten Prozent den mineralöligen Dieselbrennstoffen -zu berücksichtigen. In dieser Arbeit sind dreiorganisatorisch-wirtschaftliche Arten der Erzeugung und derVerwendung des Biodiesels in Kroatien betrachtet wordenund für alle drei der Preis der Erzeugungskosten und die Er-träglichkeit der Erzeugungskette unter Verwendung eineseigens zu diesem Zweck entworfenen Tabellenmodels bew-ertet. Es ist gezeigt worden, dass bei jeder betrachteten Er-zeugungsart bestimmte Formen monetärer Beiträge eineklare Strategie und Dynamik der Anregungen der Biodie-selerzeugung schaffen und daher notwendig sind. DieseBeiträge werden kleiner, bzw. die Erzeugung lohnt sichbesser, wenn Teile der Produktionskette integriert werden.Da die Notwendigkeit der Anregungen von der Erzeu-gungskapazität der ganzen Kette abhängig ist, soll man klareStrategie und klare Anregungsdynamik für Biodiesel-brennstoff schaffen..

Naslov pisaca:

Mr. sc. Julije Domac, dipl. ing.Energetski institut "Hrvoje Poàr"Savska 163, 10000 Zagreb, Hrvatska

dr. sc. Branka Jelavi}, dipl. ing.Energetski institut "Hrvoje Poàr"Savska 163, 10000 Zagreb, Hrvatska

prof. dr. sc. Tajana Kri~ka, dipl. ing.Agronomski fakultet Sveu~ilišta u ZagrebuSvetošimunska 25, 10000 Zagreb, Hrvatska


38


UÎNKOVITOST MALIH I MIKRO KOGENERACIJA

Prof. dr. sc. Radmilo P r o t i }, Zagreb

UDK 620.91:338.49STRU^NI ^LANAK

Razmatra se u~inkovitost malih i mikro kogeneracija razli~ite izvedbe za decentraliziranu proizvodnju elektri~ne energije itopline u odnosu na velike energetske sustave. Osim u~inkovitosti analizira se ekonomska i ekolo{ka prednost danas i ubudu}nosti.

Klju~ne rije~i: centralizirani i decentralizirani sustavi,male i mikrokogeneracije, u~inkovitost,konkurentnost, ekonomi~nost, za{tita ìvot-ne sredine.

Uvod

U protekloj dekadi potrošnja prirodnog plina ubrzanose razvijala posebno u proizvodnji elektri~ne energije.Pove}ana potrošnja potencirana je rastu}im zalihamaprirodnog plina, razvitkom prometa specijalnimtankerima – metanijerima, interkontinentalnim plino-vodima, te napretkom u tehnologiji izgaranja. Posebnapozornost pridaje se sniènju kapitalnih troškova. Is-todobno, trìšte energije doìvjelo je radikalne prom-jene u porastu brige za smanjenje plinova staklenika("Greenhouse Gases" – GHG) te ostalih polutanata –zaga|iva~a ìvotne sredine.Liberalizacija trìšta privukla je mnoge nezavisne pro-izvo|a~e energije, što je rezultiralo novim rješenjima uopskrbi energije, (u proizvodnji i prometu), ali i una~inu financiranja projekata, posebno u domenimalih i mikro kogeneracija, što je doprinijelo drama-ti~nim promjenama u energetskom lancu.Progres u razvitku energetskog gospodarstva bio jevo|en ekonomijom u izboru "goriva". "Energetskakriza" rasprave o "Greenhouse efects" – doprinijele susve ve}oj pozornosti radi poboljšanja u~inkovitosti kaojednom od najva`nijih marketinških problema.Trendovi razvitka proizvodnje elektri~ne energije itopline idu u pravcu malih decentraliziranih jedinica zapoznatog kupca, što je u suprotnosti s ekonomskom lo-gikom minimizacije troškova velikih centraliziranih je-dinica. Budu}a pretvorba energije za proizvodnjuelektri~ne energije i topline sve }e više biti zastupljenau malim jedinicama. Niè cijene energije }e biti rezul-tat uvo|enja u~inkovitih tehnologija pretvorbe, ali uotvorenom trìštu i trìštu gdje je provedena deregula-cija. Me|utim, va`nu ulogu u sniènju cijena energijeigrat }e konkurencija nezavisnih proizvo|a~a kojih }ebiti sve više na trìštu.

Realno poboljšanje u energetskoj u~inkovitosti polaziod teoretskih postavki nu`nosti uvo|enja novih ener-getskih tehnologija s konkurentnim cijenama u cijelomenergetskom lancu. To uklju~uje nacrte, dizajne, kon-strukcije i izvedbu, sposobnost djelovanja sustavnihdijelova i ure|aja koji su bili odlu~uju}i ~imbenici unastojanju poboljšanja energetske u~inkovitosti.Male jedinice kogeneracije kao na primjer, plinskistroj, plinska turbina, goriva }elija i dr. moraju biti pro-izvedene u što ve}em broju, jer masovna proizvodnjazahtijeva velik obujam trìšta.

1. OSNOVNA OBILJE@JA RADAKOGENERACIJSKIH POSTROJENJA

1.1. Pod kogeneracijom se podrazumijeva istodobnaproizvodnja elektri~ne energije i toplinske ener-

gije za poznatog korisnika smještenog na malom pros-toru s elektroenergetskom snagom manjom od 10MWe. Proces se odvija s maksimalnom uporabom ke-mijske energije goriva i u~inkovitoš}u do 90%. Da bi seostavila navedena u~inkovitost preduvjet je velik brojsati rada tijekom godine. (7).U gore citiranoj definiciji nije nazna~ena podjela namale i mikro kogeneracije unutar kogeneracije do 10MWe. Me|utim, M. Šuni} kogeneracijska postrojenjadijeli u dvije skupine do 100 kW i od 100 do 5.000 kWuvaàvaju}i karakteristike elektroenergetske mreè ina~ina priklju~enja na tu mreù (7. str. 63).Kako je u naslovu ~lanka naglašena podjela na male imikro kogeneracije, to }e se u nastavku objasniti zaštosmo se opredijelili na takvu podjelu.Na 21. World Gas Conference, Nice, 2000., u refe-ratima Buholza (12), Johnsona (14) i dr. posebno setretiraju male, a posebno mikro kogeneracije. Obi~no

39

se mikro kogeneracije svrstavaju one do 200 kWe elek-troenergetske snage, a male kogeneracije preko 200kWe do 10 MWe.Diferencijacija izme|u malih i mikro kogeneracija jenu`na jer je njihova proizvodnja i namjena specifi~na,što }e se vidjeti tijekom izlaganja.

1.2. Otvoreno trìšte pridonijelo je velikoj konkuren-ciji, tako da se po mišljenju mnogih stru~njaka e-

nergija po~ela tretirati kao i svaka druga roba.Velik broj razli~itih mehanizama utje~e na trendoveenergetske u~inkovitosti, na ponudu i potra`nju u e-nergetskom sektoru.Podràvanjem dugoro~ne tendencije smanjenja go-dišnje potrošnje energije po jedinici proizvoda za 0,5do 0,8 postotaka, ili smanjenje energije po jediniciGDP (Gross Domestic Product), osnovne su pret-postavke dugoro~ne podràvane energetske politike.Efektivni troškovi ("Cost effective") potencijalneu~inkovite tehnologije zavisit }e od procjene o~ekivanihtako i od teku}ih cijena goriva, profitabilnosti kom-panije, raspoloìvosti i troškovima kapitala, te relativnokratkog vremena povrata kapitala. Povrat kapitala za in-vesticije radi pove}anja u~inkovitosti ili poboljšanja teh-nološkog procesa u razdoblju od 3 ili manje godina jeuobi~ajeno u zemljama OECD. Me|utim, za vrijeme"duboke" recesije povrat kapitala ("pay back") se sma-njuje na 1-2 godine u mnogim kompanijama.

1.3. Neke va`nije odrednice rada kogeneracijskogpostrojenja:

– broj sati rada tijekom godine treba biti ve}i od 4000,– velika prilago|enost tehni~kim i ekonomskim

uvjetima,– mogu}nost uporabe plina – ~ak 90% kogeneracijskih

postrojenja koristi plin,– vaàn ~imbenik je cijena el. energije i pogonskog go-

riva i njihov me|usobni odnos,– što duè razdoblje korištenja topline tijekom zim-

skog ali i ljetnog razdoblja,– poèljno je da se proizvedena toplina što više koristi

za tehnološke svrhe, što je ekonomi~nije, nego zazagrijavanje prostorija, ali to ne bi trebalo da budepravilo,

– ekološka taksa pomaè sve ve}oj uporabi kogenera-cije, ali i pove}anoj potrošnji plina (7).

2. STRUKTURA OSNOVNIH KOGENERACIJSKIHPOSTROJENJA

Razvitkom kogeneracije i usmjeravanjem radi pod-mirenja potreba širokog kruga potroša~a, pove}ao sena trìštu broj pogonskih postrojenja. Dok su klasi~nekogeneracije u pravilu velikog kapaciteta usmjerene napodmirenje potreba prvenstveno u industriji, male imikro kogeneracije sluè za podmirenje potrebaodre|enog potroša~a.

Disperzija malih i mikro kogeneracija je odraz potrebeširokog kruga potroša~a el. energije i topline. (uslu`nedjelatnosti, ku}anstva, bolnice, škole, hoteli i dr.).U nastavku }e se prikazati struktura malih i mikrokogeneracija s glavnim karakteristikama.

2.1. Plinski motori u pravilu pretvaraju kemijsku ener-giju goriva u mehani~ki rad, a ovaj u elektri~nu e-

nergiju u postotku izme|u 30-50% zavisno od kvalitetegoriva i tehni~ke izvedbe stroja.Porastom sve ve}e pozornosti zaštiti ìvotne sredine, toje tra`nja za ~istim tehnologijama sve izraènija.Od 1993. godine Japan Gas association zapo~ela je narazvitku tehnologije kerami~kog plinskog stroja, po-gonjenim prirodnim plinom ("Ceramic Gas Engines" –CGE) uz financijsku pomo} Ministarstva za me|u-narodnu trgovinu (MITI). Stroj je od keramike, lagan,kompaktna energetska jedinica, s visokom u~inkovi-toš}u u proizvodnji energije, osposobljen da koristi ot-padnu toplinu ispušnih plinova, uz eliminaciju potrebeza hla|enjem vodom. Pove}anje temperatura ispušnihplinova omogu}ava bolje iskorištenje otpadne toplineu obliku pare.Premda su japanske uredske prostorije imale mo-gu}nost da postanu potencijalno veliko trìšte i zasustav klasi~ne kogeneracije, omjer topline, elektri~neenergije, kod znatno ve}e tra`nje el. energije nego top-line, nije bio pogodan za eksploataciju. Novi stroj jeomogu}io da se koristi i na trìštu na kojem ranije nijebio prisutan.

Tablica 1. Prikaz tehnologije kogeneracije kerami~kog stroja

U~inkovitost proizvodnje topline(termi~ka) 50%

U~inkovitost proizvodnje el. energije 46%

Emisija NOx 40 ppm 02 = 0%

Snaga ure|aja (output power)(kapacitet) 200 kW

Izvor: �11�

Razvitak stroja je ostvaren u tri tehni~ka podru~ja:

a) Razvitak visoko u~inkovitog dizel stroja s unutar-njim izgaranjem pogonjenog prirodnim plinom sodgovaraju}im sustavom prihvata ispušnih plinova;

b) Osvajanje kerami~kog materijala visoke kakvo}ekoji je posluìo kao sastavni dio stroja;

c) Razvitkom u~inkovite tehnologije smanjena jeemisija NOx uporabom ispušnih visoko temperatur-nih plinova CGE (4) (slika 1 i 2)

2.2. U procesu kogeneracije plinske turbine koriste se,u pravilu, za postizanje snage od 1.6 do 10 MWe.

Imaju lošije elektroenergetske karakteristike u odnosuna motore, ali zato imaju bolje toplinske karakteris-tike. Toplinsku energiju mogu}e je rabiti iz ispušnihplinova, ~ija temperatura iznosi pribli`no 650oC. Ta

40

R. Proti}: U~inkovitost malih i mikro kogeneracija Energija, god. 51 (2002) 1, 39-50

toplina se moè koristiti za proizvodnju pare visokogtlaka ili za direktne procese sušenja. Kako ispušni pli-novi plinskih turbina sadrè pribli`no 15% kisika, ti seplinovi mogu koristiti za loènje dodatnom kotlu. Stu-panj iskoristivosti se pove}a, pa iskoristivost kotladoseè i do 94%, a iskoristivost goriva, dok se proiz-vodnja el. energije kre}e i do 52%, uz ve}u regulacijuoptere}enja. Osnovna obilje`ja rada kogeneracije plin-ske turbine:– upotrebljavaju se kod snaga od 1,6 do 10 MWe;– imaju nià elektroenergetska svojstva u odnosu na

plinske motore;

– ve}e toplinske vrijednosti u odnosu na plinske mo-tore;

– specifi~na potrošnja goriva po jedinici energije jeve}a nego kod motora;

– snaga ure|aja se mijenja s promjenom okoline tem-perature;

– moè da radi u paketnoj izvedbi (7).

2.3. U Danskoj više od 50% ku}a za stanovanje osnovugrijanja predstavlja decentralizirana kogeneracija.

Ona (tj. kogeneracija) predstavlja va`nu polugu Dan-ske u radi ispunjenja zahtjeva Kyoto Protocola – kao idrugih me|unarodnih sporazuma za smanjenje pli-nova staklenika (GHG).Od 1984. godine prirodni plin je prisutan na danskomtrìštu. Od tada se stalno pove}ava udio kogeneracijekoji se bazira na plinskim motorima ("reciklocattingengines") veli~ine od 100 kW do nekoliko MW.Od 1997. godine u Danskoj se odvija program za plin-ski stroj tipa DACHs od 5.5 kW el. energije i 13 kWtopline. Njema~ka kompanija Fichtel and Sachs AGrazvila je taj stroj. Danas je pribli`no 2.600 jedinica upogonu, prete`no u Njema~koj.U Danskoj, NESA (lokalna kompanija za distribucijuel. energije u suradnji sa Shell-om, instalirala je i ispro-bala 10 jedinica.Plinski stroj koristi "siromašno" gorivo ("lean burning"),s odgovaraju}om regulacijom, izmjenjiva~em topline,katalizatorom za oksidaciju i prigušiva~em zvuka. Kon-trola rada stroja omogu}ena je na udaljenost. Potenci-jalno trìšte u Danskoj su škole, sportski centri,administrativne zgrade, hoteli, restorani i trgovine.

2.3.1. Za sada postoje tri proizvo|a~a malih plinskihturbina u Europi, kapaciteta od 30 kWe do 100

kWe koji prodaju proizvode putem svoje trgovinskemreè ili u zajedni~kom aran`manu. Konkurencija }eosigurati brzi progres u tehni~kom smislu te smanjenjetroškova proizvodnje. Izgleda da su tradicionalne za-preke za kogeneraciju malih kapaciteta svladane i ot-voreno je široko polje uporabe u uslu`nom sektoru(10).

Tablica 2. Usporedni podaci za strojeve DACHS i Kõhlerand Ziegel

Stroj SnagakW

CO�

mg/m3 nNOX

�

mg/m3 nUHC�

mg/m3 n Helij

DACHS(Danska) 5,5 10-180 100-370 50-400 25-27

Köhler andZiegel(Njema~ka)

40 50-150 25-50 130-150 29

� kod 5% O2

U HC = nesagorivi ugljikovodiciIzvor: �18�

Ja~ina registriranog zvuka iznosi pribli`no 57 dB (A).Oba stroja koriste katalizator za oksidaciju radi sma-njenja emisije CO i UHC.

41

Slika 1. Trìšte kogeneracijskog kerami~kog strojaa) Hotel, Bolnicab) Tvornicac) Ured, Trgovinad) Specifi~na postrojenja u elektronici

Snaga kWLarge – VelikeSmall – MaleIzvor: �11�

Slika 2. U~inkovitost kogeneracijskog kerami~kog stroja

Legenda:– Kerami~ki kogeneracijski stroj– Plinski dizel stroj– Goriva }elija– Plinski stroj "mršavo" gorivo– Klasi~ni plinski stroj– Plinska turbina• Kapacitet (kW)• U~inkovitost u proizvodnji elektri~ne energije

Izvor: �11�


Katalizator je u funkciji i nakon 14.000 sati rada koji setijekom reakcije kemijski ne mijenja.U pogledu ekonomi~nosti stroja, razvitak cijena ener-gije (1999.) bio je na štetu širenja ove vrste tehnologije.Naime, cijene prirodnog plina su se pove}ale za pri-bli`no 50%. Me|utim, cijene el. energije su bile sta-bilne.Povrat kapitala iznosi 10 i više godina ("pay back"). Toje stvarnost na po~etku 2000. godine, s malom mo-gu}noš}u prodora na trìšte (18).

2.4. Autor svrstava u grupu mikro turbina one ~iji sekapacitet kre}e od 30-300 kW. Kao u svakoj aktu-

alnoj temi pomiješane su stvarne ~injenice i mit oko togmalog postrojenja za proizvodnju el. energije i topline(14).Danas postoji sedam programa mikro turbina uEuropi, Sj. Americi i Japanu. To su: Honeywell u su-radnji sa Signalom, Capstone, Ingersoll Rand(NREC); Eliot, Turbec, (Volvo/ABB); Bowman i Toy-ota. Osim navedenih kompanija, ima izvjestan brojkoje tako|er sudjeluju u razvitku projekta.Japansko ministarstvo za vanjsku trgovinu i industriju(MITI) nedavno je oformilo komisiju radi una-prje|enja razvitka mikro turbinske tehnologije. U tukomisiju su uklju~ene svjetski poznate industrije,prete`no automobilske (Hitachi, Toshiba, Mitsubishi,Toyota, Kawasaki – teška industrija te IHT).Konkurentna rješenja su ponu|ena za strojeve odstrane Ingersoll Rand od 70 kW te Toyote od 300 kW.Oba modela se baziraju na potrebama automobilskeindustrije. U prvom stadiju turbine pokre}e kompre-sor, a u drugom radna sposobnost stroja (load).Takva konstrukcija stroja omogu}ava dulji ìvot tur-bine, a potencijalno i ve}oj u~inkovitosti uz eliminacijugubitaka kao posljedice velike brzine elektri~nog ge-neratora i elektronike ("power electronic") (14).

Prednosti uporabe mikro turbine:

– kompaktan ure|aj u odnosu prema konvencional-nim usporedivim kapacitetima gorivih }elija;

– zanemariva vibracija;– buka se relativno lako smanjuje zahvaljuju}i visokoj

frekvenciji;– niska emisija štetnih tvari – Mnogi ure|aji imaju

manju emisiju NOx i CO u odnosu prema na-izmjeni~nim strojevima ("reciprocating engines")koji rabe sli~na goriva;

– niski troškovi odràvanja;– sposobnost da rabe razli~ita goriva;– stroj je konstruiran da radi 24 sata – 7 dana tjedno;– pojednostavljeno je iskorištenje topline obzirom da

je sva toplina ponovo vra}ena preko ispušne cijevi zaotpadne plinove;

– gdje je problem buke i vibracije;– širok obujam topline zraka (200-250oC) moè se

u~inkovito koristiti (14).

Nedostaci mikro turbine:

– troškovi kapitala (osnovni) su znatno ve}i nego kodkonvencionalnih strojeva sli~ne veli~ine;

– blok postrojenje je više podloèno ošte}enjima;– vrijeme do punog pogona moè biti duè nego kod

konvencionalnih strojeva, zavisno od konstrukcije(14).

Primjena mikro turbine:

Najbolja je iskoristivost ako se rabi:

– pri radu velikog broja sati godišnje;– pri radu koji zahtijeva puno optere}enje (14)

Uvo|enje mikro turbine u industriju, smatralo se, da topredstavlja "cijepanje tehnologije ("disruptive tehno-logy") jer su fundamentalno utjecale na rad i proiz-vodnju el. energije. Me|utim, sada su mikro turbineraspoloìve, a kroz pet godina tehnologija }e biti,vjerojatno, više evolutivna nego revolucionarna.Asortiman proizvoda koji koriste otpadnu toplinu je uporastu – (skladište topline, asimilacija hladno}e,eliminacija vla`nosti i dr.).Razvitkom tehnologije mikro turbine i cijene kW }e sepostupno smanjivati. Me|utim, ono što }e posebno za-dati mnogo truda i napora je izgraditi velik broj instala-cija i ure|aja te mreù za distribuciju topline.Inicijativa US Department-a Energy (DOE) u pogleduunaprje|enja rada mikro turbine brzo }e rezultirati no-vim tehnologijama. DOE radi na tome da mikroturbina bude u stanju proizvoditi i više od 40% el. ener-gije. To }e se ostvariti pomo}u osovine turbine proizve-dene od keramike, te temperatura od pribli`no 1000oC.O~ekuje se da }e navedena poboljšanja biti ostvarena uroku od 3 do 5 godina (14).

2.4.1. Procjenjuje se da je trìšte zainteresirano zamale, odnosno mikro kogeneracije od 30 kW do

200 kW. To je raspon koji odgovara uslu`nom sektoru,ali ne i isklju~ivo. Tehni~ke barijere su otklonjene.Me|utim, u daljnjem razvitku gorivih }elija potrebnoje posti}i poboljšanje ekonomi~nosti goriva, ve}upouzdanost u radu, niè troškove kapitala (niù proiz-vodnu cijenu) te niè troškove odràvanja (10).

2.5. Parna turbina ima najlošiju elektroenergetskuu~inkovitost u odnosu prema plinskom stroju i

plinskoj turbini. Me|utim, parna turbina ima velikemogu}nosti uporabe (otpadne) topline. Iz rashladnogsustava ispušnih plinova koristi se vrela i hladna voda,pare niskog, srednjeg i visokog tlaka. Proizvodnja el.energije iznosi od 18 do 22%.

2.6. Uporaba gorivih }elija kao kogeneracijskih pos-trojenja uzrokovana je prednostima u odnosu na

motore i turbine. Širok je raspon mogu}nosti uporabegorivih }elija za proizvodnju el. energije i topline, pa seta postrojenja sve više rabe iz slijede}ih razloga:– proizvodnja se odvija s niìm toplinskim optere}e-

njem u odnosu prema motorima i turbinama;

42


– mogu}e je posti}i visoku u~inkovitost kod malih i ve-likih postrojenja;

– goriva }elija provodi el. energiju i toplinsku energijuizravno iz kemijske energije plina elektrokemijskomreakcijom bez standardnog izgaranja goriva;

– emisija NOx prouzro~ena izgaranjem je zanemariva iiznosi svega 10 ppm. Visoka u~inkovitost osigurava iznatno manju emisiju CO2 koja je tako|er zane-mariva;

– postrojenja gorivih }elija mogu se izgraditi samogdje je potreba za el. energijom i toplinom,uklju~uju}i i podzemne prostorije urbanih prostora;

– visok stupanj iskorištenja goriva – u elektri~nomdijelu do 50%, a u toplinskom i do 45%;

– mogu}nost uporabe raznih vrsta plinova bogatim vo-dikom;

– ne stvaraju buku prilikom rada;– mogu rabiti vrlo niski tlak plina;– utjecaj na okoliš je prakti~ki zanemariv;– toplinsku energiju je mogu}e dobiti kao toplu vodu i

niskotla~nu paru (7,20).

2.6.1. Tehnologija gorivih }elija je ~ista i u~inkovitokoristi gorivo, nemaju pokretnih dijelova što po-

jeftinjuje odràvanje. Me|utim, njihova proizvodnja jeza sada dosta skupa, a i pouzdanost nije dokazana u po-gledu izdr`ljivosti materijala.Gorive }elije kapaciteta 200 kWe ("Phosphoric AcidTechnology") nalaze se na trìštu godinama. Op}e jemišljenje, me|utim, da nisu dovoljno "zrele" ("ma-ture") da bi zauzele zna~ajnije mjesto na trìštu. Trebaista}i da se ta tehnologija podràva na trìštu. Nedavnoje iz automobilske industrije preuzeta goriva }elija

("Proton exchange membrane" – PEM). Te gorive}elije mogu osigurati toplu vodu od 90oC, a raspon nji-hovog kapaciteta prikladan je za kogeneraciju uuslu`nom sektoru. Predvi|a se, da }e se neke od njihkoristiti kao prototip za stacionirane kogeneracije.U pogledu razvitka kogeneracije gorive }elije PEMpredvi|a se da bi bila na trìštu (masovna proizvodnja)u roku od ~etiri do sedam godina.Zahvaljuju}i ~injenici elektrolit PEM (PEFC) gorive}elije, polymer mebrane, daleko je najjeftiniji na~inproizvodnje el. energije i topline iz vodika. S obziromna prili~no jednostavnu strukturu koja u kombinaciji sradnom temperaturom od 80o do 90oC – prikladan je zaopskrbu stambenih zgrada, ku}a za stanovanje, pri-vatnih ku}a, u bliòj budu}nosti i u automobilskoj in-dustriji.Mnogi od vode}ih proizvo|a~a u svijetu uklju~ile su seu razvitak gorive }elije za putni~ka vozila i autobuse,koje bi trebale zamijeniti konvencionalne motore sunutarnjim izgaranjem.

2.6.2. Ozbiljni napori su uloèni s ciljem smanjenjabroja galvanskih elemenata i poboljšanja kva-

litete goriva. S obzirom na primjenu u putni~kimvozilima, trebat }e prilagoditi i veli~inu gorivih }elija.Me|utim, najve}a je pozornost usmjerena ipak osimna veli~inu, na teìnu, i izbor goriva te kako smanjititroškove proizvodnje gorivih }elija. Kad je rije~ oizboru goriva, onda je bez premca ukapljeni vodik.Me|utim na današnjem stupnju razvitka vodik nijemogu}e nabaviti na benzinskim postajama. Taj prob-lem je mogu}e riješiti kad bude riješeno uskladištenjeukapljenog vodika. Prednost vodika je i u tome što ne

43

Tablica 3. Pregled razli~nih vrsta gorivih }elija, proizvodna svojstva i mogu}nost primjene

Vrsta gorive }elije Gorivo Radnatemperatura Elektrolit Mogu}nost primjene

AFC

Alkalne Fuel Cell

îst

Vodik70oC Luìna

Zra~ni brodovi,primjena urudarstvu

PEM (PEFC)

Proton ExchangeMebrane Fuel

Cell

Vodik uklju~uju}imale koli~ine CO2

i N2

80oCPolymer

mebrana

Mali obrt,kompjuterskaoprema, ku}e(familijarne)

rezidencije, auto,autobus

PAFC

Phosforic AcidFuel Cell

Vodik s dodatkommalih koli~ina

CO2 i N2

200oC Fosforna kiselina

Apartmani,uredske

prostorije, javnibazeni zakupanje

MCFC

Molten CarbonateFuel Cell

Vodik COPribli`no

650oC

Otopljenlithium i

kalijev karbonat

Apartmani, ku}e,industrijskikompleksi

SOFC

Solid Oxid FuelCell

Vodi,

CO,

methane

Pribli`no

850oCSloj keramike

Obiteljske ku}e,apartmani,industrijskikompleksi

Izvor: Wilfried Bucholz – How will energing technologies impact the future of Micro and Small scale Cogeneration21-WGC-6-9 June 2000. Nice – France


zahtijeva proces reformiranja. Diskusije se vode i omogu}nostima uporabe metanola, benzina. Metanolse proizvodi svuda, ali emisija štetnih tvari }e sepove}ati, uz opasku da sadrì u mnogo manjem obuj-mu ugljikovodike. Zbog toga je potrebno namješa-vanje benzenom ili aditivima. Najve}i problem jenedostatak mreè za distribuciju. Osim toga, metanolje otrovni materijal koji zahtijeva rukovanje s najve}imoprezom.Ukoliko benzin bude izabran kao gorivo, postoje}akompletna infrastruktura moè se koristiti. Negativnastrana uporabe benzina je pove}ana emisija štetnihtvari posebno CO2. Me|utim, ova se opaska odnosi nasadašnju tehnologiju proizvodnje benzina.

2.6.3. Primjena gorivih }elija je jednostavnija u stam-benim zagradama nego primjena u prometu

(automobil, kamion i dr.). U posljednje vrijeme uSAD, Njema~koj, Japanu razne kompanije istraùju itestiraju gorivu }eliju PEM ("Proton Exchange Me-brane Fuel Cell"), malog kapaciteta, za uporabu uobiteljskim ku}ama i apartmanima. Jedna od tihkogeneracijskih jedinica pod nazivom "Home EnergyCentre" (HEC) proizvodi DAIS Corporation - Odessa- Florida – USA. Jedinica je sastavljen i kompletiranaod strane HGC – Hamburg Gas Consult GmbH(Hamburg – Njema~ka). Za sada je 6 Alpha jedinicainstalirano za razli~ne primjene u Njema~koj.Prva jedinica HEC bila je kupljena od Hein Gas Ham-burger Gas Werke GmbH, a instalirana u kolovozu1999. godine u višekatnici s 38 apartmana. Zgrada senalazi u Harburgu ju`nom predgra|u Hamburga. Jedi-nica se sastoji od dva sve`nja gorivih }elija ("Cellstacks") svaki kapaciteta od po 1,75 kW.Pored visoke ukupne u~inkovitosti gorive }elije uusporedbi sa standardnim parnim kotlom ("Condens-ing boiler") i termoelektranama pogonjenih ugljenom,goriva }elija drasti~no smanjuje emisiju štetnih tvari(ugljikovodike CnHm, CO2, NOx). Daljnja zna~ajka go-rivih }elija je u~inkovitost u proizvodnji el. energijekoja doseè do 50% (PEM).

Tablica 4. Potreba za elektri~nom energijom i toplinom uraznim tipovima stambenih zgrada te udio kogeneracije go-rive }elije u podmirenju tra`nje

Tipzgrade

Obiteljskaku}a

Zgradasa 6

apartmana

Zgradasa 12

apartmana

Jedinicamjere

Potra`njael. energije 4,300 29,000 55,000 kWhe

- godišnje

Proizve-dena odHEC-a

95% 60% 37%

Potra`njatopline 17,000 51,000 86,000 kWhth

- godišnje

Proizve-dene odHEC-a

100% 41% 25%

Izvor �12�

Zanimljivo je da se u kombiniranoj potrošnji energije ustambenim zgradama (tabl. 4) potrošnja prirodnogplina pove}ala izme|u 30 i 40% uz smanjenje emisijeCO2 izme|u 11 i 20% ali i ostalih plinova staklenika.Zgrade su gra|ene prema njema~kim standardima iz1995. godine (12).Uz poboljšanje ekonomi~nosti u proizvodnji gorivih}elija, njihova je uporaba determinirana smanjenjemproizvodnih troškova. To je mogu}e ostvariti u masov-noj proizvodnji, odnosno potra`nji.Pretpostavlja se da }e Alpha goriva }elija biti u se-rijskoj proizvodnji u 2003. godini.Podatak koji privla~i našu posebnu pozornost glasi:"O~ekuje se da bi HEC – fuel cell mogla imati prete`niudio u opskrbi energijom stambenih zgrada u Nje-ma~koj u razdoblju od pet do deset godina (12). Poda-tak koji izaziva divljenje, ali i oprez i sumnju.

2.6.4. Kompanija Sulzer Hexis Ltd osnovana 1997. go-dine, aktivna je u razvitku proizvodnji i marke-

tinškoj ponudi gorive }elije, koja je ekološki iekonomski primjerena u podru~ju kogeneracije.Sulzer Hexis je razvio gorivu }eliju SOFC (Solid OxidFuel Cell) visokih temperaturnih svojstava, posebnihkarakteristika materijala, procesa kontrole i cjelovito-sti sustava.Sustav gorive }elije, u današnje doba, bio je razvijen dazadovolji potra`nju ku}anstva u el. energiji. Neisko-rištena toplina se moè istodobno koristi i za opskrbutoplom vodom (grijanje i dr.).Prva generacija gorive }elije Hexis sistema snage 1 kWelektri~ne energije, uz u~inkovitost od 40%, planiranaje za 2001. godinu.Solid oxide fuel cells (SOFC) izabrana je zbog njenihprednosti – jednostavnom u fazi pripreme goriva. Toomogu}ava širok raspon uporabe goriva fosilnog i bi-ološkog podrijetla. U 2001. godini goriva }elija Hexiskoristit }e prirodni plin kao pogonsku snagu.Oxid fuel cell – goriva }elija je ja~ine 1 kW el. i 2 do 3kW topline koja se moè pohraniti, dok se ne ukaèpotreba za njenu uporabu.Od rujna 1998. godine poboljšan je rad gorive }elijeSOFC, tako da su pokusi dobili dugoro~no obilje`je,pa je istodobno goriva }elija u radu u šest gradova usvijetu: Bazelu, Oldenburgu, Duisburgu, Tokiju, Bil-bao i Groningen (Nizozemska).Jedinice u tim gradovima bile su u pogonu 21.000 rad-nih sati i proizvele, pribli`no, 10.000 kWh el. energijekoja je predana u javnu el. mreù. O~ekuje se da bi sebroj sati el. energije u 2000. godini mogao barem ud-vostru~iti, s obzirom da }e sustav biti duè vrijeme upogonu.Podaci za prvi kvartal 2000. godine potvr|uju realnostpredvi|anja. Naime, u tom razdoblju gorive }elije bilesu u pogonu 9.000 sati, uz maksimalnu u~inkovitost od40% proizvodnje el. energije (13).

44


Tablica 5. Tehni~ki podaci gorive }elije (DOFC – Solid Oxidfuel cells) – Hexis system

Promjer 120 mm

Visina 518 mm

Broj }elija 70

Ukupna površina(Cell Ariea) 0.7 m2

Radna temperatura 950oC

Napon 39 V

Jakost 27 A

Snaga 1053 W

Gorivo Prirodni plin iz niskotla~nemreè (lit. 13)

Obilje`ja i prednosti gorive }elije Hexis system:

– Fleksibilnost u izboru goriva;– Uporaba tijekom cijele godine;– Visoka u~inkovitost;– Nema emisije NOx ni CO;– Niski troškovi odràvanja uz tih rad bez buke (13).

2.6.5. Na~ela rada Stirling motora bila su poznataskoro prije 200 godina. Me|utim, do nedavna,

tehni~ki problemi i troškovi investiranja bila su za-preka širenju ove tehnologije uporabe goriva. Stirlingstroj moè rabiti sve vrste goriva, kao gorivo izvan pok-retne stubline.Rad stroja je tih i iz razloga zaštite ìvotne sredineprihvatljiv. O~ekuje se da }e za nekoliko godina bitispreman za trìšte u konkurenciji s izmjeni~nim stroje-vima i gorivim }elijama. U 1999. godini dvije danskekompanije NSA i DONG istodobno su testirale u labo-ratorijima vrlo male Stirling strojeve od 0,8 kWe, i 5kWe topline.Ispitivanja su obavljena u uvjetima rada s prekidima, adruga, u kontinuiranom radu. Stroj je bio u radu 1400sati, a registrirani su sljede}i rezultati: h el. = 8%, a h(topl.) = 81%. Ukupna u~inkovitost je blizu prihvat-ljivih 89%.Prili~no mala proizvodnja el. energije moè zadovoljitipotrebe ve}ine ku}anstava. Emisija CO = 180 ppm, aNOx 100 ppm kod 5% O2. Ja~ina zvuka kre}e se na ra-zini od 43 dB (A). Posebno se ukazuje na okolnost darazina cijena prirodnog plina u odnosu na niske cijeneenergije mogu biti zapreka brèm prodoru sustava Stir-ling motora. Tehni~ki problemi su po svoj priliciriješeni, ostaje da se znatno poboljša ekonomi~nostproizvodnje Stirling motora (18).

3. INVESTICIJSKA ULAGANJA I TROŠKOVIODR@AVANJA

3.1. Ekonomi~nost proizvodnje malih i mikrokogeneracija odre|ena je troškovima kapitala,

troškovima goriva te troškovima odràvanja. U troš-kove kapitala spadaju troškovi kapitala ("interest costs")i amortizacija (otpis – write offs). Specifi~ne investicije

se kre}u izme|u 600 US$/kW do 2000 US$/kW,zavisno od zemlje proizvo|a~a i veli~ine kapaciteta.Male jedinice su skuplje, s obzirom na mali obujamproizvodnje. Glavni razlog relativno visokih troškovainvesticija su relativno visoki troškovi kontrole i do-datne opreme nezavisno od veli~ine postrojenja(grafikon 1).Postrojenja koja se rade po narud`bi su u pravilu skup-lja od onih koja se proizvode serijski.Plinski motor koji radi na na~elu paljenja iskrom("spark ignition") u odnosu na primjer, fuel cells nezahtijeva znatno ve}e investicije po kW nego modernopostrojenje velikog kapaciteta – termocentrale. Teh-ni~ka amortizacija postrojenja moè biti duà od 15 go-dina, što je tako|er konkurentno velikim termocentra-lama (19).Vrlo je instruktivan podatak o kretanju investicija uplinske naizmjeni~ne mikro kogeneracijske strojeve uDanskoj. Proizvo|a~i, su Fichtel and Sachs, Köhlerand Siegel, Tedom i CES. Investicije se kre}u od 386US$ za kW(el) – za stroj kapaciteta od 5,5 kWel do 209US$ za stroj od 51 kWel. Povrat kapitala ("pay back")iznosi 10 i više godina.

3.2. Troškovi odràvanja i operativni troškovi malihjedinica kre}u se od 0,01 i 0,03 US$/kWh. Troškovi

iznad 0,01 US$/kWh su razlog za razmišljanje.Suvremena konstrukcija kao i pra}enje procesa i kon-trola doprinose uspješnom radu stroja. Da bi se osi-gurala ekonomi~nost i pouzdanost rada jedinicekogeneracije, potrebno je da besprijekorno funk-cionira sustav managmenta koji se sastoji u primanjuinformacija te upozorenja o eventualnim nedostacimau radu jedinice.

45

Grafikon 1. Investicijska ulaganja u kogeneracijska postro-jenja paketne izvedbe s plinskim motorom

Izvor: �7�


3.3. Va`na karika u oblikovanju cijena proizvodakogeneracije predstavlja cijena goriva.

Ve}ina tarifnih sustava prodaje prirodnog plina prefe-rira veliku i konstantnu potro{nju, pa je cijena plinaovisna o obujmu i stalnosti prodaje.

4. EKOLOŠKI ASPEKTI UPORABEKOGENERACIJSKIH POSTROJENJA

4.1. Kogeneracijska postrojenja u pravilu znatno manjezaga|uju okoliš u odnosu prema klasi~nim elektro-

energetskim postrojenjima, ovisno o primijenjenoj teh-nologiji, goriva koje se rabi te u~inkovitosti postrojenja.

Na osnovi iskustva kogeneracijska postrojenja štede se35% do 40% primarne energije, koja se pretvara usekundarnu, a na taj na~in se istodobno smanjuje za-ga|ivanje okoliša. Tako se na primjer smanjuje emisijaCO2 za 59%, a NOx za pribli`no 26% ukoliko su postro-jenja pogonjena prirodnim plinom.Me|utim, u pravilu kogeneracijska postrojenja nemajuvisoke dimnjake tako da emitirani plinovi znatno op-tere}uju neposredno podru~je (7).

4.2. Znatan napredak u proizvodnji mikro kogenera-cija u~injen je u Njema~koj, gdje je proizvedena je-

dinica BHkW – Model 110 i S (grafikon 2,3 i 4). Ono

46

Kogeneracijske izvedbe

Grafikon 2. Kogeneracijske izvedbeIzvor: �8�


što je posebno zna~ajno jest podatak da postrojenjepogonjeno prirodnim plinom ostvaruje uštedu u pri-marnoj energiji, u odnosu na postrojenje pribli`no isteveli~ine pogonjeno ugljenom, 38,5% uz istodobnosmanjenje emisije CO2 za 59,3% te NOx za 26,8%.Krajem 1999. godine, u Njema~koj, je bilo u pogonu6000 jedinica.

4.3. Emisija štetnih tvari ostvarena u gorivoj }elijiPEM znatno je manja u usporedbi s ostalim elek-

troenergetskim postrojenjima. To se reljefno o~itava ugraf. 4. Emisija CO i NOx je zanemariva.

5. PROCJENE BUDU]E PROIZVODNJE MALIHI MIKRO KOGENERACIJA

5.1. Bitna su obilje`ja suvremenog svijeta, izme|u os-talog, i sve ve}a potrošnja energije, posebice el. e-

nergije. S obzirom da je u dijelu svijeta gotovonedostupna el. energija (posebno zemlje ju`no od Sa-hare), to potencira budu}e potrebe u elektroenerget-skim objektima. Vjerujem u progres, koji }e bar uskromnom obujmu poboljšati društveni i ìvotni stan-dard i tih zemalja u skoroj budu}nosti, što }e se odra-ziti i na potrošnju el. energije.

47

Grafikon 3.Izvor: �8�


Deregulacija i liberalizacija u proizvodnji i potrošnji el.energije u elektroprivrednim poduze}ima, brzo }etransformirati nove u~inke proizvodnje i potrošnje el.energije, u ~emu znatan udio imaju i male i mikrokogeneracije.Deregulacija }e pridonijeti ne samo smanjenju utjecajamonopola centraliziranih elektroenergetskih kom-panija, nego i disperziji kogeneracije kapaciteta do 10MW. Istodobno razvijat }e se konkurentnost izme|ukompanija, koje se bave proizvodnom i potrošnjom e-nergije proizvedene u kogeneracijskom sustavu.

5.2. U razdoblju od 2000. do 2010. godine, potrošnjael. energije u svijetu rast }e s prosje~nom godiš-

njom stopom od 2,4%.Istodobno se predvi|a da }e godišnja stopa rasta raz-vitka kapaciteta kogeneracije do 10 MW iznositi 10%.Kapaciteti kogeneracije danas iznose 4,7% od ukupnihkapaciteta za proizvodnju el. energije, a tijekom 2010.godine njihov udio }e se pove}ati na 7,7% (graf. 5).U sklopu razmatranja tendencija strukturalnih prom-jena u proizvodnji malih i mikro kogeneracija, podaci utablici 6 i slici 3 to najbolje ilustriraju.

48

Grafikon 4. Emisija kogeneracije gorive }elije PEM u usporedbi s ostalim elektroenergetskim postrojenjimaLegenda:– Gas Engine – plinski stroj– Gas Turbine – plinska turbina– Atmospheric Gas Burner – atmosferski plinski plamenik– PEM – Fuel Cell – goriva }elija PEMIzvor: �12�


Emission of a Cogeneration Fuel Cell inComparison with Other Power Plants

Tablica 6. O~ekivana struktura proizvodnje malih imikro kogeneracija

1995. 2002.

% %

Snaga do 35 kW 10 5

Snaga od 35 do 50 kW 15 25

Snaga od 50 do 200 kW 25 40

Snaga od 0,2 do 2 MW 35 20

Ve}e snage od 2 MW- 10MW 15 10

Ukupno 100,0 100,0 (lit. 10)

Iz tablice 6 moè se zaklju~iti da }e najve}i porastzabiljeìti mikro kogeneracije kapaciteta od 50 do 200kW tj. od 25% na 40% udjela u ukupnoj proizvodnji el.energije.Predvi|a se da }e u Europi do 2010. godine biti instali-rano pribli`no 30 GW snage mikro kogeneracija u300.000 jedinica malih turbina kapaciteta u rasponu iz-me|u 30 do 200 kW (10).Visoka u~inkovitost kogeneracija pogonjenih plinompredstavljaju znatan doprinos u smanjenju emisijeotrovnih plinova i plinova staklenika koju generirajurelativno slabi u~inkoviti sistemi. Osim toga, dobrobitse sastoji i u minimalnim gubicima energije što ima zaposljedicu smanjenje u investicijama za nove objekte.

5.3. U strategiji energetskog razvitka RepublikeHrvatske (1998.) predvi|a se tako|er brz razvitak

malih kogeneracija iz kojih bi proizvedena toplina u2030. godini iznosila 4% od ukupne proizvodnje.Posebno se predvi|a brz razvitak malih kogeneracija usektoru ku}anstva, usluga, bolnica, administrativnih isportskih objekata te u ve}ini i manjim sustavima pod-ru~nog grijanja.Osim toga, predvi|a se, da bi u tim postrojenjima u2030. godini bilo proizvedeno 1 TWh el. energije.Kao ulazna energija za kombiniranu proizvodnju top-linske i el. energije predvi|a se korištenje prirodnogplina s 46% te derivata nafte, biomase i sun~eve ener-gije s 54%. Udio obnovljivih izvora energije dosegao bi~ak 38% (4).

6. ZAKLJU^NA RAZMATRANJA

Budu}nost }e pokazati kako dosadašnji razvitak malihi mikro kogeneracija opravdava predvidivi razvitak uidu}im godinama. Tehnologija kogeneracij treba bititroškovno u~inkovitija zahvaljuju}i masovnoj proiz-vodnji. Osim toga, ta tehnologija }e ponuditi potroša~uviše fleksibilnosti i pouzdanja nego konvencionalnicentralizirani sustavi.Decentralizacija proizvodnje el. energije brzo }e odgo-voriti na promjene u pogledu zahtjeva potroša~a.Decentralizirana proizvodnja el. energije omogu}it }ebrè prilago|avanje kapaciteta u mreì el. energije. Po-boljšanje zaštite ìvotne sredine, zahvaljuju}i ve}oju~inkovitosti kogeneracije za mnoge zemlje, posebnonajrazvijenije, moè biti va`no oru|e u ostvarenju nji-hovih ciljeva u sferi smanjenja emisije CO2 i drugih pli-nova staklenika.Proizvodnja el. energije predstavljat }e dio budu}epotra`nje prirodnog plina. Porast ne}e do}i sama posebi, trebat }e uloìti dosta rada i kreativnih razmiš-ljanja, a to se posebno odnosi na o~ekivanu ekspanzijudecentralizirane proizvodnje el. energije i toplineuporabom malih i mikro kogeneracija.Prirodni plin je gorivo koje }e biti most od fosilnih go-riva do obnovljivih izvora energije, a istodobno i mostod centraliziranih energetskih sustava do fleksibilnijihdecentraliziranih.Koja }e se od postoje}ih mikro tehnologija pokazatidominantna u budu}nosti, teško je predvidjeti.Izmjeni~ni strojevi kapaciteta u rasponu od 1 do 30kW, bit }e dominantni na trìštu koje u stopu prati raz-vitak mikro turbina. Izmjeni~nim strojevima }e uskoroj budu}nosti, u razdoblju od deset godina bitikonkurentni gorive }elije i Sterling strojevi.S obzirom da proizvodnja malih kogeneracija ima dugutradiciju, to zasluùje epitet klasi~ne. Proizvodnjamalih kogeneracija odvijat }e se usporedno s potre-bama gospodarstva, uslu`nih djelatnosti, podru~noggrijanja i dr.

49

Grafikon 5. Projekcija budu}e potrošnje i proizvodnih ka-paciteta elektri~ne energije u svijetu

Izvor: �10�

Slika 3 – Struktura proizvodnje malih i mikro kogeneracija(1995 i 2002).

Izvor: �10�


U razdoblju od 2000. do 2010. godine, u svijetu go-dišnja stopa rasta razvitka kapaciteta kogenracije do 10MW iznosit }e 10%, tako da bi udio malih i mikrokogeneracija u 2010. godini iznosio 7,7% od ukupnoinstaliranih kapaciteta za proizvodnju el. energije. U2000. godini kapacitet malih i mikro kogeneracija izno-sio je 4,7%.Na pragu smo sna`nih evolutivnih promjena, od cen-tralizirane proizvodnje i potrošnje el. energije i toplineprema u~inkovitijoj decentraliziranoj. Budu}nost }epokazati koliko su naša optimisti~na o~ekivanja bilarealna.

LITERATURA

�1� H. J. RASMUSEN: "Technological Progress and theEnergy Challenges – The Role of Natural Gas", Revuede l´Ënergie No 508 Juillet-aout 1999., Paris str. 391.

�2� Dr. K. BRENDOW: "Energy Sector Deregulation andTechnical Development" – Revue de l´Ënergie No 508Juillet-aout 1999., Paris str. 393-397.

�3� J. CHESSHIRE: "New Policy for Energy RD and D –and Inovation in Liberalised Markets", Revue de l´Ën-ergie No 508 Juillet-aout 1999., Paris str. 416-420.

�4� Strategija energetskog razvitka Republike Hrvatske,Ministarstvo gospodarstva RH – Energetski institut"Hrvoje Poàr", Zagreb, srpanj 1998.

�5� Energija u Hrvatskoj: 1991-1995. - Godišnji energetskipregled, Ministarstvo gospodarstva RH, Energetski in-stitut "Hrvoje Poàr" – Zagreb, listopad 1996.

�6� Energija u Hrvatskoj 1995-1999. - Godišnji energetskipregled - Ministarstvo gospodarstva RH, Energetski in-stitut "Hrvoje Poàr" – Zagreb, prosinac 2000.

�7� M. ŠUNI]: "Efikasnost koegeneracijskih postrojenja",Energetika – Marketing, Zagreb, 1996.

�8� "Das Massgeschniderte Energie konzept f ür die Ver-sorgung mit Strom and Wärme" 16. Me|unarodniznanstveno-stru~ni susret stru~njaka za plin – Opatija,2-4.05.2001., Hrvatska

�9� 21. World gas Conference Nice – June 6-9. 2000. France,Round Table 71.

�10� A. JULIA: "Pushing small Scale Cogeneration info theMarket – 21. W.G.C. Nice, june 6-9. 2000. France

�11� K. IKEDA, H. SAKAMOTO, H. IWAMOTO – Devel-opment of the Ceramic Natural gas Engine (CGE) Co-generation system", 21. W.G.C. June 6-9. 2000. Nice,France

�12� W. BUCHOLZ: "How will Emerging Technologies Im-pact the Future of Micro and small Cogenerations?", 21.W.G.C. – June 6-9. 2000. Nice, France

�13� Dr. M. SCHMIDT, R. DIETHELM: "The Hexis Pro-ject: Natural gas Powered Fuel Cell Cogeneration Sys-tems for Domestic Use", 21. W.G.C. – June 6-9.2000.Nice, France

�14� J. T. JOHNSON: "How Will Emerging Technologiesimpact the Future of Micro and Small. Scale Cogenera-tion – Small gas Turbine", 21. W.G.C. – June 6-9-2000.Nice, France

�15� R. MITCHENALL: "Shells Interests in Applications ofgas for Power Generation and how this Impects MarketPresente", 21. W.G.C. – 6-9. June 2000., Nice, France

�16� Prof. dr. sc. R. PROTI]: "Kriteriji prigodom izbora fo-silnih goriva za proizvodnju elektri~ne energije u ter-moelektranama vaàn su iskorak u pravcu u~inkoviteuporabe energetskih resursa", Energija 49/2000., br. 5 –Zagreb

�17� P. BRUEL: "Quelques reflections sur lÉxperienceFrançaise – La Cogeneration", 21. W.G.C. 6-9. June2000. Nice, France

�18� A. H. PEDERSEN: "Reciprocating engines for microcogeneratIon (Â kWel)", 21. w.g.c. – 6-9. June 2000.Nice, France

�19� 19th WGC – Report of Committee F – Industrial andComercial Utilization of Gases – State of the Art ofSmall – Scale cogeneration – Milan 20/23.06.1994.

�20� Prof. dr. sc. R. PROTI]– "Uporaba prirodnog plina uproizvodnji elektri~ne energije pomo}u gorivih }elija(Fuel Cells)", Energija – god. 46, broja 1, Zagreb, velja~a1997.

EFFICIENCY OF SMALL AND MICROCOGENERATIONS

The efficiency of small and micro cogenerations of differentconstruction for decentralised electric energy and heat pro-duction related to big energy systems is given. Beside effi-ciency, economic and ecological advantages are analysednow and in the future.

LEISTUNGSFÄHIGKEIT KLEINER UND KLEINSTERMITERZEUGUNGEN

In Erwägung gezogen wird die Leistungsfähigkeit einsamerkleiner und kleinster Miterzeugungen der elektrischen Ener-gie und der Wärme verglichen mit grossen energetischenVerbunden.. Neben der Leistungsfähigkeit werdenwirtschaftlich und umweltschutztechnisch heuere undkünftige Vorteile überprüft.

Naslov pisca:

Prof. dr. sc. Radmilo Proti}, dipl. oec.Dobri dol 5410000 Zagreb, Hrvatska


50


POUZDANOST KOMPONENTI I SUSTAVA UZEMLJENJAGRADSKE TS 10(20)/0.4 kV

Mr. sc. Pavle F i l k o, Osijek

UDK 621.317.1:621.316.1IZVORNI ZNANSTVENI ^LANAK

Rad prikazuje analizu pouzdanosti komponenti i sustava uzemljiva~a gradske TS 10(20)/0.4 kV. Cilj je pokazati vrijednosti po-kazatelja pouzdanosti pojedinih komponenti uzemljenja i sustava uzemljenja u cjelini. Podaci o kvarovima su prikupljeni ianalizirani na stvarnoj mreì TS 10(20)/0.4 kV grada Osijeka.

Klju~ne rije~i: sustav uzemljenja gradske TS 10(20)/0.4 kV,pouzdanost komponenti i sustava uzemlji-va~a, izra~un veli~ina pojedinih pokazateljapouzdanosti uzemljenja.

1. UVOD

Sustav uzemljenja TS 10(20)/0.4 kV, pogotovo u grad-skim sredinama, je tema o kojoj se, na prvi pogled, svereklo. Takvim, vjerujem nenamjerno nemarnim odno-som, smanjeno je daljnje istraìvanje uzemljenja,uzemljiva~kih sustava i njegovih komponenti. Ovim ra-dom pokušavamo drugim pristupom otvoriti novi po-gled na uobi~ajene metode odre|ivanja toga va`nogdijela elektroenergetskog sustava. Uzemljiva~ima TS10(20)/0.4 kV se od projektnog zadatka preko projekti-ranja, izvo|enja pa do odràvanja u pogonu ne pridajedovoljna pozornost, mo`da i zato jer postoji uvjerenjeda se o njima sve zna. Stoga pogledajmo što o uzemlji-va~ima gradskih TS moè re}i pouzdanost, sve prisut-nija disciplina u analizi svekolikog elektroenergetskogsustava.Izvedba sustava uzemljenja gradske TS 10(20)/0.4 kVovisi o na~inu uzemljenja neutralne to~ke napojne TS(110/10(20) kV ili 35/10(20) kV) tj. o ograni~enoj strujijednopolnog kratkog spoja. Za naš slu~aj to je struja300 A. Takav sustav uzemljenja gradskih TS 10(20)/0.4kV op}enito moèmo zamisliti kao trokut (slika 1). Unjemu su stranice pojedini uzemljiva~i, tj. osnovniuzemljiva~ same TS, dakle radni i zaštitni uzemljiva~,zatim doprinos uzemljenju sustava TS preko plaštevavisokonaponskih napojnih kabela te tre}a stranica –doprinos uzemljenju sustava TS putem nul-vodi~a i/iliplašteva niskonaponskih kabela ili izvoda kojima izno-simo elektri~nu energiju iz TS.Prikupljanje podataka o uzemljiva~ima TS 10(20)/0.4kV jest ponajve}i problem jer tako sistematiziranih po-dataka nema. Stoga je po~etna zada}a bila da se pri-kupi, sistematizira i izradi baza podataka o uzemljenju

i kvarovima na uzemljenju preko 200 TS u graduOsijeku. Potom je izvršena analiza pouzdanosti dije-lova uzemljiva~kog sustava i sustava u cjelini.

2. O POUZDANOSTI

Pojam pouzdanosti obuhva}a opis svih karakteristi~nihsposobnosti nekog sustava, iskazan naj~eš}e matema-ti~kom vjerojatnoš}u, da konkretan sustav radi na za-dovoljavaju}i na~in uz zadane radne uvjete upredvi|enom vremenu. To je dakle vjerojatnost da sesustav ponaša prema o~ekivanju. O pouzdanosti sus-tava zaklju~ujemo preko pouzdanosti komponenata.Skup komponenata povezanih u funkcionalnu cjelinu sto~no odre|enom svrhom jest sustav. U našem slu~ajuuzemljiva~ki sustav TS je skup njenih komponenti, tj.uzemljiva~a same TS, te spojeva visokonaponskih iniskonaponskih vodova koji doprinose smanjenju ot-pora rasprostiranja uzemljenja cijelog sustava. Dakle,

51

Slika 1. Sustav uzemljenja TS 10(20)/0.4 kV

DOPRINOS

NN IZVODA

DOPRINOS

VN POLJA

RADNI I ZAŠTITNIUZEMLJIVA^ TS

TS 10(20)/0.4 kV

komponenta je cjelina ~ija se pouzdanost ne moèodre|ivati rastavljaju}i je u dijelove. Rad na zadovo-ljavaju}i na~in jest rad u inènjerskim okvirima u ko-jima se promatra sustav.Pouzdanost sustava se u potpunosti odre|uje s dva os-novna pojma, a to su: stati~ka pouzdanost (ili adekvat-nost, dostatnost) i dinami~ka pouzdanost (ili sigurnost).Pod pojmom stati~ke pouzdanosti se podrazumijevamogu}nost pokrivanja ukupnih zahtjeva na sustavvode}i ra~una o planiranim i neplaniranim prekidimapogona (kvarovima) komponenata sustava, kao i po-gonskim ograni~enjima sustava i njegovih kompone-nata. Sustav se u osnovi promatra stacionarno, a analizaobuhva}a sve mogu}e poreme}aje. Pod pojmom di-nami~ke pouzdanosti se podrazumijeva i sposobnostsustava da ispravno radi i poslije iznenadnih poreme}ajanastalih kao posljedica kvarova i ispada komponenatasustava. Dakle, sustav se promatra dinami~ki, a anali-zom su obuhva}eni poreme}aji i prilike u sustavu nepos-redno nakon pojave poreme}aja.Ovakva odre|enja pouzdanosti podrazumijevaju da jerad sustava i njegovih komponenata uspješan ako tije-kom zadanog vremena nisu ispali iz pogona zbogkvarova ili nekih drugih poreme}aja. Dakle, tu nije uk-lju~ena mogu}nost popravka i nastavljanja pogonanakon kvara. Zbog toga se promatraju dodatne mjerepouzdanosti koje uklju~uju sposobnost komponenata isustava da se nakon kvara poprave i vrate u pogon.Najva`niji pokazatelj pouzdanosti za takav slu~aj je ra-spoloìvost koja kod popravljivih komponenata i sus-tava zna~i dio vremena tijekom duèg razdoblja ukojem su te komponente ili sustav spremni za pogon ilisu u pogonu. Radi se o vjerojatnosti da se komponenteili sustav u slu~ajno odabranom trenutku tijekomduèg vremenskog razdoblja u budu}nosti ne nalaze ustanju kvara. Razli~iti pokazatelji pouzdanosti pritome, kao karakteristike iskazane naj~eš}e vjerojat-noš}u, nu`no pripadaju bilo komponentama pojedi-na~no, bilo sustavu u cjelini.Temeljni pristupi u analizi pouzdanosti sustava su:analiti~ki pristup (selektivna analiza kvarova, formi-ranje matemati~kog modela, izra~unavanje poka-zatelja pouzdanosti za svako stanje posebno) isimulacijski pristup (iz poznatih funkcija razdiobekvarova komponenata odre|ujemo pokazateljepouzdanosti sustava – metoda Monte Carlo ).Op}enito se pouzdanost komponente, tj. vjerojatnostzadovoljavaju}eg rada komponente, odre|uje kao sta-tisti~ka vjerojatnost budu}i da su kvarovi kompone-nata slu~ajni doga|aji. Tako bismo mogli odrediti ipouzdanost komponente, odnosno vjerojatnost dakroz neko, odre|eno, razdoblje (vrijeme) komponentaispravno radi. Pustili bismo komponentu da radi izabiljeìli protok vremena do trenutka kvara kompo-nente. Zatim bismo komponentu popravili i ponovilipostupak. U golemoj ve}ini slu~ajeva komponenta }eispravno raditi kroz neko vrijeme koje }e se razlikovatiod prethodnog. Budu}i da trajanje tog vremena, vre-

mena do kvara komponente, moè teoretski poprimitibilo koju vrijednost ve}u od nule i manju odbeskona~ne, prihva}amo da je vrijeme do kvara kom-ponente kontinuirana slu~ajna varijabla. Kada bismozatim mogli odrediti funkciju razdiobe (distribucije)slu~ajne varijable �, koja je vrijeme do kvara kompo-nente, dobili bismo vjerojatnost kvara komponenteprije isteka vremena t , tj. nepouzdanost komponente:

� �Q t P t( ) � ��

Tada bismo mogli odredili i vjerojatnost ispravnograda komponente kroz vrijeme t, tj. pouzdanost kom-ponente :

� �R t Q t P t( ) – ( )� � �1 �

gdje je � vrijeme kroz koje komponenta radi ispravno.Logi~an je izraz R(t) + Q(t) = 1, jer komponenta iliradi unutar vremena t ili se pokvarila prije isteka vre-mena t.Tipi~an je oblik funkcije pouzdanosti pokazan na slici2. Ona opada monotono od vrijednosti R(0)=1 premanuli kada vrijeme trajanja rada komponente teì premabeskona~nosti. Obrnuto vrijedi za funkcijunepouzdanosti.

Pored navedenih, postoje još neke veli~ine koje karak-teriziraju komponentu. To su intenzitet kvara kompo-nente �(t) i srednje vrijeme do kvara m .Kako se vidi, a to i sva dostupna literatura iz podru~japouzdanosti potvr|uje, u elektroenergetskom sustavunajkorišteniji je eksponencijalni oblik funkcije pouz-danosti i to s konstantnom funkcijom intenziteta kvara.Na sljede}oj slici vidi se oblik te funkcije u odnosu navrijeme.

52

Slika 2. Funkcije pouzdanosti i nepouzdanosti komponente

1

R(t)

Q(t)

t

Slika 3. Intenzitet kvara komponente

inte

nzite

tkva

ra(t

)�

vrijeme, t

A B C

podru~je istrošenostipodru~je normalnog

pogonapodru~je ranih

kvarova

P. Filko: Pouzdanost komponenti i sustava uzemljenja gradske TS 10(20)/0.4 kV Energija, god. 51 (2002) 1, 51-58

Prikazana krivulja pokazuje tri vremenska podru~ja ukojima se intenzitet kvara komponente (ili sustava)ponaša po bitno druk~ijim zakonima. Prvo podru~je(A) odre|uje visok intenzitet kvarova koji eksponenci-jalno pada. To se objašnjava ~injenicom kvarova kojinastaju u probnoj fazi uporabe dok se sustav ne uhoda,tj. dok se ne otklone "dje~je bolesti" . Elektroenergetskisustav ~ine komponente za koje se s dovoljnomto~noš}u moè uzeti da podru~je ranih kvarovazavršava s testiranjima i probnim pogonom, dakle, sprvih nekoliko stotina sati rada, što je zanemarivo u od-nosu na višegodišnji pogon (podru~je B) koji se i go-dišnje mjeri tisu}ama sati rada ili pripravnosti za rad. Sdruge strane, podru~je istrošenosti (podru~je C) od-ga|a se redovitim pregledima, zamjenama, odràva-njima i remontima, te nastupa pri samom kraju ìvotnogvijeka koji je u pravilu vrlo dug. Tre}e podru~je (C) po-kazuje tendenciju eksponencijalnog porasta brojakvarova, a to je posljedica starenja i trošenja kompo-nenti. Zbog svega toga se, sa zadovoljavaju}omto~noš}u, podru~je promatranja komponenti i sustavaograni~ava na podru~je normalne eksploatacije(podru~je B). Kako je u tom periodu intenzitet kvarakonstantan, karakteristi~ne veli~ine pouzdanosti danesu sljede}im izrazima:

R t e edt

t

t

( )–

��

�

�

�0 - pouzdanost

q t e t( ) � � � - funkcija gusto}e vjerojatnosti kvara

Q t e t( ) � 1 � - nepouzdanost

m �1�

- srednje vrijeme do kvara

Komponenta elektroenergetskog sustava je prava ob-novljiva komponenta koja radi ispravno do nastupakvara. Nakon toga komponenta se isklju~uje iz pogonai popravlja ili zamjenjuje novom. Smatra se da je stanjekomponente nakon popravka identi~no stanju prijekvara. Tako se ìvotni vijek komponente produàva ivremenski tijek komponente predstavlja cikli~nu funk-ciju dvaju stanja, rada i popravka. Sljede}a slika poka-zuje tijek ìvotnog ciklusa obnovljive komponente.

Pretpostavka je kako je vrijeme trajanja ispravnog radaslu~ajna veli~ina s poznatom funkcijom razdiobe kao ida je vrijeme trajanja popravka slu~ajna veli~ina. Ele-

menti elektroenergetskog sustava spadaju u skupinuobnovljivih komponenata (npr. elementi uzemljiva~a idr.) i kod njih se uvodi pojam funkcije raspoloìvosti.Stacionarna raspoloìvost A(t) predstavlja matema-ti~ku vjerojatnost da }e komponenta ili sustav raditi utrenutku promatranja. Na prethodnoj slici prikazana jefunkcija rada jedne takve obnovljive komponente. Is-ti~u se periodi rada, prikazani vremenom ispravnograda mi, u odnosu na periode kvara prikazanih vreme-nom popravka ri. Iz toga slijedi prosje~no (srednje)vrijeme trajanja ispravnog rada (do kvara) m:

m

m

n

ii

n

� ��

1

Ako promatramo komponentu kroz dulji vremenskiperiod, bit }emo u mogu}nosti odrediti i prosje~no(srednje) vrijeme popravka r:

r

r

n

ii

n

� ��

1

Tijekom ìvotne dobi obnovljive komponente (uzemlji-va~a), razdoblja rada i popravka slu~ajne su veli~ine sasvojim funkcijama razdiobe. Na temelju tih funkcijarazdiobe mogu se odrediti o~ekivana (srednja) vremenatrajanja rada i popravka koja su jednaka onim u pret-hodnim izrazima. Literatura �2� daje sljede}i izraz zastacionarnu raspoloìvost komponente:

Am

m r�

�Stacionarna neraspoloìvost komponente tada je:

N Ar

m r� �

�1 –

Raspoloìvost i neraspoloìvost komponente imajusvoju kona~nu vrijednost kada vrijeme promatranjakomponente raste u velike vrijednosti. To se vidi nasljede}oj slici.

3. MODEL SUSTAVA S TRI KOMPONENTE(UZEMLJENJE TS)

Razmatranja provedena u prethodnom poglavlju,mogu se primijeniti na bilo koji broj neovisnih kompo-nenata, koje su povezane u bilo kakav funkcionalni sus-

53

Slika 4. Funkcija rada komponente

vrijeme (t)0

1 m1

m2

m2

r1

r2

r3

1

0t

�

�

�

�

�

� ��

nt

A(t) A(Q)

N(Q)N(t)

Slika 5. Funkcija raspoloìvosti i neraspoloìvosti komponente


tav poznate strukture, ~iji se rad u potpunosti moèprikazati nizom stanja u prostoru stanja, odnosnomodelom stanja i prijelaza izme|u tih stanja. Uz nave-deno, još je jedini uvjet da su poznate vrijednosti sta-cionarne raspoloìvosti i neraspoloìvosti kompone-nata, ili to~nije, stacionarne vjerojatnosti stanja svakeod komponenata. Stacionarne vjerojatnosti stanja, ra-spoloìvosti ili neraspoloìvosti sustava, izvode se di-rektno iz stacionarnih vjerojatnosti stanja, raspo-loìvosti i neraspoloìvosti komponenata, ve} premastanjima komponenata, te kombinaciji ili grupi stanjasustava, koja u prostoru stanja zna~i raspoloìvost ilineraspoloìvost sustava. To zna~i da se uvijek mora vo-diti ra~una o specifi~noj gra|i sustava i njegovim funk-cionalnim karakteristikama, jer je samo tako mogu}e uprostoru svih mogu}ih stanja iste isticati i grupiratiprema odre|enim kriterijima, npr. kriterijima uspješ-nog rada.Kona~no, da prikaèmo navedeno, posluìt }emo sesustavom uzemljiva~a gradske KTS 10(20)/0.4 kV, tj.trima komponentama (uzemljiva~ TS - 1, uzemljiva~susjednih TS preko VN kabela – 2, i uzemljiva~ niskog

napona preko nul-vodi~a - 3). Model pouzdanostisustava je prikazan na sljede}oj slici:

Poznate stacionarne vrijednosti raspoloìvosti i nera-spoloìvosti komponenata su:

A A A11

1 12

2

2 23

3

3 3

( ) ( ) ( )� ��

� ��

� ��

�

�

�

N N N11

1 12

2

2 23

3

3 3

( ) ( ) ( )� ��

� ��

� ��

�

�

�

�

�

�

Sva stanja prostora i me|uveze tih stanja moèmo vid-jeti na sljede}oj slici:

54

2

1

3

A B

Slika 6. Model sustava uzemljenja TS s tri komponente

Slika 7. Model uzemljenja TS s tri komponente

"0"

"1"

"6"

"2"

"3"

"5"

"4"

"7"

�1

1

�1

1

�1

1

�2

2

�2

2

�2

2

�3

3

�3

3

�3

3

ABC

BCA

CBA

CAB

CBA

CBA

CBA

CBA

�2

2

�3

3

�1

1


Izraz za stacionarnu raspoloìvost sustava glasi:

A A A A( ) ( ) ( ) ( )( )( )( )

� � � � � �� 1 2 3

1 2 3

1 1 2 2 3 3

� � �

Frekvencija kvara takvog sustava je:

f = f1 N2 N3+ f2 N1 N3+ f3 N1 N2

a srednje vrijeme popravka kvara tog sustava je:

rr r r

r r r r r r�

� ��

� �1 2 3

1 2 2 3 1 3 1 2 3

1

Frekvencije pojedinih stanja se mogu vidjeti u tablici 1,a vrijeme boravka u svakom stanju je:

m T T

T T

� ��

��

��

" " " "

" " "

, ,

,

01 2 3

11 2 3

22 1 3

3

1 1

1

� � � � �

� � "

" " " "

" "

,

, ,

��

��

��

�

1

1 1

1

3 1 2

41 2 3

51 3 2

61

� �

� �

�

T T

T� �

� �� 2 3

71 2 3

1, " "r T

4. PRORAÛN KARAKTERISTI^NIH VELIÎNAPOUZDANOSTI

a) Karakteristi~ne veli~ine pouzdanostikomponenata uzemljiva~a transformatorskestanice 10(20)/0.4 kV

a1) Uzemljiva~i susjednih TS preko plašteva napojnihvisokonaponskih kabela

Ulazne veli~ine:

– 279 KTS-ova u gradu Osijeku– 497 vodova 10 kV (KDV-a) (N)– ukupne duljine 182 km– 12 kvarova godišnje (n) (promatraju}i samo kvar na

kabel glavi, spojnici, gra|evinsko ošte}enje ili bilo

koji sli~an kvar koji za posljedicu ima potpuni fizi~kiprekid VN kabela dakle i prekid spoja sauzemljiva~em TS)

– srednje vrijeme trajanja kvara 60 sati godišnje posvim VN kabelima u gradu Osijeku godišnje.

Ako je "n" broj kvarova (prekida) svih VN kabelaprosje~no 12, u gradu Osijeku, to je dakle intenzitettakvih kvarova

121 82

6 59.

.� na 100 km gradske visokona-ponske kabelske mreè godišnje.

U~estalost kvarova (potpunog prekida kabela)ra~unamo po izrazu:

fn

N Tgod�

�

�

12497 1

2 4145 10 12. ( / )–

Srednje vrijeme trajanja kvara (r) je prosje~no 60 satipo godini, pa je broj sati pogona (srednje vrijeme is-pravnog rada), m=8760-60=8700 sati po godini ugradu Osijeku.Slijedi stacionarna raspoloìvost (vjerojatnost isprav-nosti) VN komponente:

Am

m r�

��

87008760

0993151.

pa je intenzitet kvara jednog VN kabela kao kompo-nente uzemljiva~kog sustava:

� � � �f

Agod

00241450993151

0024312 1..

. ( / )

Poznavaju}i stacionarnu raspoloìvost, stacionarnaneraspoloìvost (vjerojatnost kvara) je:

N A� � � 1 1 0993151 6 849 10 3– – . . –

pa je intenzitet popravka jednog VN kabela:

� � �f

Ngod

00241450007

3 5253 1.

.. ( / ).

a2) Uzemljiva~i NN mreè preko nul-vodi~a i plaštevaniskonaponskih kabela

Ulazne veli~ine:– 279 KTS-ova u gradu Osijeku

55

Vjerojatnosti stanja takvog sustava u prostoru stanja dana su u sljede}oj tablici.

Tablica 1. Stanja sustava prema slici 7

Rednibroj

Stanjesustava

Stanje komponente*

1. 2. 3.Vjerojatnostistanja sustava Frekvencije stanja sustava

1. “0” 1 1 1 P"0" = A1 A2 A3 f"0" = f1 A2 A3+ f2 A1 A3+ f3 A1 A2

2. “1” 0 1 1 P"1" = N1 A2 A3 f"1" = f1 A2 A3+ f2 N1 A3+ f3 N1 A2

3. “2” 1 0 1 P"2" = A1 N2 A3 f"2" = f1 N2 A3+ f2 A1 A3+ f3 A1 N2

4. “3” 1 1 0 P"3" = A1 A2 N3 f"3" = f1 A2 N3+ f2 A1 N3+ f3 A1 A2

5. “4” 0 0 1 P"4" = N1 N2 A3 f"4" = f1 N2 A3+ f2 N1 A3+ f3 N1 N2

6. “5” 0 1 0 P"5" = N1 A2 N3 f"5" = f1 A2 N3+ f2 N1 N3+ f3 N1 A2

7. “6” 1 0 0 P"6" = A1 N2 N3 f"6" = f1 N2 N3+ f2 A1 N3+ f3 A1 N2

8. “7” 0 0 0 P"7" = N1 N2 N3 f"7" = f1 N2 N3+ f2 N1 N3+ f3 N1 N2

* 1 - komponenta u stanju ispravnosti; 0 - komponenta u stanju kvara


– 1953 NN kabelskih vodova (N)– ukupne duljine 488 km– 36 kvarova (potpunog prekida) godišnje (n) (proma-

tran samo kvar na kabel glavi, spojnici, gra|evinskoošte}enje ili bilo koji sli~an kvar koji za posljedicuima potpuni fizi~ki prekid NN kabela, dakle i prekidspoja sa uzemljiva~em TS)

– srednje vrijeme trajanja kvara 72 sata godišnje posvim NN kabelima u gradu Osijeku godišnje.

Ako je "n" broj kvarova (prekida) svih NN kabelaprosje~no 36, u gradu Osijeku, to je dakle intenzitettakvih kvarova

364 88

7 38.

.� na 100 km kabelske niskona-ponske mreè godišnje.

U~estalost kvarova (potpunog prekida kabela)ra~unamo po izrazu:

fn

N Tgod�

�

�

361953 1

1 8433 10 12. ( / )–

Srednje vrijeme trajanja kvara (r) je prosje~no 72 satapo godini i svim NN kabelima (izvodima), pa je brojsati pogona (srednje vrijeme ispravnog rada,m=8760-72=8688 sati po godini u gradu Osijeku.Slijedi stacionarna raspoloìvost (vjerojatnost isprav-nosti) NN komponente:

Am

m r�

��

86888760

0991781.

pa je intenzitet kvara jednog NN kabela kao kompo-nente uzemljiva~kog sustava:

� � � � f

Agod

00184330991781

1 8586 10 112..

. ( / )–


N A� � � 1 1 0991781 8 219 10 3– – . . –

pa je intenzitet popravka jednog NN kabela:

� � �f

Ngod

00184330008219

2 24273 1..

. ( / ).

a3) Zdruèni (radni i zaštitni) uzemljiva~ – osnovniuzemljiva~ transformatorske stanice

Ulazne veli~ine:– 279 KTS-ova u gradu Osijeku (N)– procjena je 0.3 kvara godišnje (n) (prekida trake za

uzemljenje, spoja na prsten i sli~no kao posljedicagra|evinskog ošte}enja, oslabljenja mehani~kog i/ilielektri~kog spoja, uklju~ivo prekid zbog mjerenja ot-pora uzemljenja)

– procijenjeno prosje~no srednje vrijeme trajanjakvara 0.9 sati po godini u gradu Osijeku.

Ako je "n" broj kvarova (prekida) na uzemljiva~kimtrakama radnog i/ili zaštitnog (osnovnog) uzemljiva~aTS, procijenjen na prosje~no 0.3 u gradu Osijeku, to jedakle intenzitet takvih kvarova

0 32 79

010753..

.� na 100TS-a godišnje.

U~estalost kvarova (potpunog prekida spoja suzemljenjem TS) ra~unamo po izrazu:

fn

N Tgod�

�

�

0 3279 1

107527 10 13.. ( / )–

Srednje vrijeme trajanja kvara (r) je procijenjeno naprosje~no 0.9 sati po godini, pa je broj sati pogona(srednje vrijeme ispravnog rada), m=8760-0.9=8759.1sati po godini u gradu Osijeku.Slijedi stacionarna raspoloìvost (vjerojatnost isprav-nosti) te komponente uzemljiva~kog sustava:

Am

m r�

��

875918760

0999897.

.

pa je intenzitet kvara ovog uzemljiva~a TS kao kompo-nente uzemljiva~kog sustava:

� � � � f

Agod

0001075270999897

107538 10 13..

. ( / )–


N A� � � 1 1 0999897 103 10 4– – . . –

pa je intenzitet popravka osnovnog uzemljiva~a jedne TS:

� � �f

Ngod

0001075270000103

10 4395 1..

. ( / ).

b) Karakteristi~ne veli~ine pouzdanosti sustavauzemljenja TS s tri komponente

Ulazne veli~ine komponenti:

1. osnovni uzemljiva~ TS :– f1 =1.07527 10-3 (1/god)

– A1 =0.999897– �1 =1.07538 10-3 (1/god)

– N1 =1.03 10-4

– �1 =10.4395 (1/god)

2. uzemljiva~ susjednih TS preko VN kabela:– f2 =2.4145 10-2 (1/god)

– A2 =0.993151– �2 =2.4312 10-2 (1/god)

– N2 =6.849 10-3

– �2 =3.5253 (1/god)

3. uzemljiva~i NN mreè preko NN izvoda:– f3 =1.8433 10-2 (1/god)

– A3 =0.991781– �3 =1.8587 10-2 (1/god)

– N3 =8.219 10-3

– �3 =2.2427 (1/god).

b1) Ako promatramo ovaj sustav s ispravnimkomponentama (stanje "0"), karakteristi~neveli~ine pouzdanosti su sljede}e:

Frekvencija (u~estalost) kvarova sustava uzemljenja stri komponente je:

f = f1 A2 A3+ f2 A1 A3+ f3 A1 A2 = 4.3308 10–2(1/god)

56


Stacionarna raspoloìvost (vjerojatnost ispravnosti)ovog sustava iznosi:

A A A A� �1 2 3 098489.Srednje vrijeme trajanja kvara ovog sustava je:

m T sati god� � �1

22 7411 2 3� � �

. ( / )

Intenzitet kvara uzemljiva~kog sustava kao cjeline je:

� � � f

Agod4 3972 10 12. ( / )–

Stacionarna neraspoloìvost (vjerojatnost kvara) sus-tava iznosi :

N A� � 1 1 511 10 2– . –

I intenzitet popravka uzemljiva~kog sustava iznosi:

� �f

Ngod2 8662 1. ( / ).

b2) Ako promatramo sustav u stanju kvara jednekomponente, npr. NN izvoda (3. komponenta,stanje "3"), karakteristi~ne veli~ine pouzdanostisu sljede}e:

Frekvencija (u~estalost) kvarova sustava uzemljenja utom stanju je:

f = f1 A2 N3+ f2 A1 N3+ f3 A1 A2 = 1.8512 10–2(1/god)

Vjerojatnost stanja sustava iznosi:

P A A N" "–.3 1 2 3381619 10� �

Vrijeme boravka u ovom stanju je:

T sati god" " . ( / )33 1 2

10 4409�

� ��

� �

Intenzitet kvara uzemljiva~kog sustava u ovom stanju je:

� � �f

Agod2 2681 1. ( / )

I intenzitet popravka uzemljiva~kog sustava uovakvom stanju iznosi:

� � f

Ngod1 8664 10 12. ( / )– .

b3) Ako promatramo sustav u stanju kvara dvijekomponente, npr. VN kabela i NN izvoda(2. i 3. komponenta, stanje "6"), karakteristi~neveli~ine pouzdanosti su sljede}e:

Frekvencija (u~estalost) kvarova sustava uzemljenja utom stanju je:

f = f1 N2 N3+ f2 A1 N3+ f3 A1 N2 = 3.472 10–4(1/god)

Vjerojatnost ovog stanja sustava iznosi:

P A N N" "–.6 1 2 3556286 10� �

Vrijeme boravka u ovom stanju je:

T sati god" " . ( / )61 2 3

1017334�

� ��

�

Intenzitet kvara uzemljiva~kog sustava u ovom stanju je:

� � �f

Agod57691 1. ( / )

I intenzitet popravka uzemljiva~kog sustava uovakvom stanju iznosi:

� � f

Ngod3 2474 10 14. ( / )– .

57

b4) Karakteristi~ne veli~ine pouzdanosti sustava u svim stanjima, tj. u svim kombinacijama kvarova komponenti(prema tablici 1 i pripadaju}im izrazima) dane su u sljede}oj tablici:

Tablica 2. Karakteristi~ne veli~ine pouzdanosti za sustav uzemljenja TS 10(20)/0.4 kV s tri komponente

Red.broj

Stanjesustava

Stanjekomponente

1. 2. 3.

Frekvencijestanja

sustava(1/god.)

Stac.raspoloìvost

(vjeroj.ispravnosti)

Vrijemeboravkau stanju

T (sati/god.)

Intenzitetkvara

(1/god.)

Vjerojatnostkvara

Intenzitetpopravka(1/god.)

1. “0” 1 1 1 4.3308 10-2 A = 0.98489 m = 22.741 4.3972 10-2 1.511 10-2 2.8662

2. “1” 0 1 1 1.0635 10-3 P"1" = 1.0145 10-4 9.5398 10-2 10.483 0.9999 1.0636 10-3

3. “2” 1 0 1 2.4078 10-2 P"2" = 6.792 10-3 0.28209 3.5451 0.99321 2.4243 10-2

4. “3” 1 1 0 1.8512 10-2 P"3" = 8.1619 10-3 0.4409 2.2681 0.99184 1.8664 10-2

5. “4” 0 0 1 9.7835 10-6 P"4" = 6.9965 10-7 7.1513 10-2 13.983 0.9999994 9.7835 10-6

6. “5” 0 1 0 1.0683 10-5 P"5" = 8.4076 10-7 7.87 10-2 12.706 0.99999916 1.0683 10-5

7. “6” 1 0 0 3.2472 10-4 P"6" = 5.6286 10-5 0.17334 5.7691 0.99994 3.2474 10-4

8. “7” 0 0 0 9.3973 10-8 N = 5.7981 10-9 r = 6.17 10-2 16.208 0.999999995 9.3973 10-8

Napomena. - 1 - komponenta u stanju ispravnosti; 0 - komponenta u stanju kvara- komponenta 1. – osnovni uzemljiva~- komponenta 2. - uzemljiva~ susjednih TS preko VN kabela- komponenta 3. – uzemljiva~i NN mreè preko NN izvoda.


4. ZAKLJUÂK

Analizom dostupnih podataka iz dnevnika operatoramreè 10 i 0.4 kV, u gradu Osijeku, posljednjih pet go-dina, prosje~no godišnje se doga|a 12 potpunih pre-kida visokonaponskog kabela. Tako|er je analizomzapisa o prekidima ustanovljeno da oni prosje~no traju5 sati po prekidu. Za niskonaponsku mreù istovrsnipodaci su sljede}i: prosje~no 36 prekida godišnje s dvasata trajanja prekida. Kvarovi osnovnog uzemljiva~kogsustava TS su: prosje~no 0.3 kvara godišnje s 0.9 satitrajanja kvara godišnje.Prethodno poglavlje predo~ava prora~un kojim se po-kazuju vrijednosti karakteristi~nih veli~ina pouzda-nosti komponenata i sustava uzemljenja TS. Pou~estalosti kvarova prvi je VN kabel s 2.41 u 100 go-dina, a zadnji osnovni uzemljiva~ TS s 1.07 u 1000 go-dina, iako NN kabeli imaju ve}i intenzitet od 7.38 na100 km NN mreè godišnje od VN kabela s 6.59 na 100km. Razlog je u tome što je NN kabela gotovo 4 putaviše od VN kabela.Po stacionarnoj raspoloìvosti, tj. vjerojatnosti isprav-nosti, najbolji je naravno osnovni uzemljiva~ s 99.989% vjerojatnoš}u ispravnosti, slijedi VN kabel s 99.31%, te NN kabel s 99.18 %.Po intenzitetu kvara prvi je VN kabel s 2.43 kvara u 100godina, slijedi NN kabel s 1.86 kvarova u 100 godina, anajbolji je osnovni uzemljiva~ TS s 1.07 kvarova u 1000godina.Najve}i intenzitet popravka ima osnovni uzemljiva~ TSs 10.44, slijedi VN kabel s 3.53, pa NN kabel s 2.24 po-pravka godišnje, što zna~i da se VN kabel gotovo 3puta, a NN kabel nešto manje od 5 puta lošije popravljaod osnovnog uzemljiva~a. Time je slikovitije prikazanavjerojatnost ispravnosti, a potvr|ene velike razlikekomponenti sustava uzemljenja TS 10(20)/0.4 kV u in-tenzitetu kvara.Kada promatramo sustav uzemljenja TS 10(20)/0.4 kVkao paralelni spoj sve tri komponente (tablica C2), is-ti~u se dva ekstrema. Prvi je u stanju sustava "0" kada susve tri komponente ispravne (što je i normalno èljenostanje koje se odràva popravcima kod kvara i redov-nim odràvanjem) sa stacionarnom raspoloìvoš}u od98.49 %, s mogu}im srednjim vremenom trajanja kvaraod 22.74 sata godišnje, intenzitetom kvara od 4.4 kvarau 100 godina i intenzitetom popravka od 2.87. Isti~e sefrekvencija tog stanja od 4,33 u 100 godina. Drugi ek-strem je kada su sve tri komponente sustavauzemljenja u kvaru (što je i teoretski nemogu}e jer je toslu~aj kada TS uop}e nije u nikakvom pogonu, tj. nepostoji kao elektroenergetski objekt) no i za to stanjepouzdanost daje veli~ine.

Stanje s kvarom samo osnovnog uzemljiva~a imafrekvenciju od 1.06 kvarova u 1000 godina, s kvaromsamo VN kabela od 2.41, a stanje s kvarom samo NNkabela ima frekvenciju od 1.85 kvarova u 100 godina.

LITERATURA

�1� V. MIKULIÎ], M. URBIHA-FEUERBACH: "Analizapouzdanosti i raspoloìvosti u Elektroenergetskom sus-tavu", I, II, III, IV ETF, Zagreb, 1976.-1977.

�2� S. NIKOLOVSKI: "Osnove analize pouzdanosti elektro-energetskog sustava", ETF, Osijek 1995.

�3� R. BILLINTON, R. N. ALLAN: "Reliabilitty Evaluationof Power Systems", Third Printing, 1990.

�4� R. BILLINTON, R. N. ALLAN: "Reliability of LargeElektric power Systems", 1998.

�5� V. MIKULIÎ], Z. ŠIMI], S. NIKOLOVSKI: "Ovisnostraspoloìvosti razdjelne mreè o smještaju i šemi TS 110/xkV", Savjetovanje HK CIGRE, Cavtat 1997.

RELIABILITY OF URBAN 10(20)/0.4 kV TSGROUNDING COMPONENTS AND SYSTEM

In the paper a reliability analysis of urban 10(20)/0.4 kV TSgrounding components and system is given. The aim is toshow the reliability parameters' value of certain compo-nents and the whole system. Failure data have been col-lected and analysed on the existing 10(20)/0.4 kV TSnetwork of the town of Osijek.

ZUVERLÄSSIGKEIT DER BESTANDTEILE DESERDUNGSSYSTEMS EINES STÄDTISCHEN 10(20)/04kV UMSPANNWERKES

Die Arbeit stellt die Überprüfung der Zuverlässigkeit vonBestandteilen und von der Gesammtheit des Erdungssys-tems eines städtischen 10(20)/04 kV Umspannwerkes.Ziel dieser Arbeit ist die Zuverlässigkeits-Kennzifferwerteeinzelner Bestandteile und des ganzen Erdungssystemsanzuzeigen. Die Angaben über entstandene Fehler sind ambestehenden Netz der städtischen 10(20)/04 kVUmspannwerke der Stadt Osijek angesammelt, und dieFehler selbst untersucht worden.

Naslov pisca:

Mr. sc. Pavle Filko, dipl. ing.HEP DP “Elektroslavonija” OsijekŠet. kard. F. Šepera 1a,31000 Osijek, Hrvatska


58


STRATEGIJA ISPITIVANJA CIJEVI PAROGENERATORA PWRNUKLEARNIH ELEKTRANA

Mr. sc. @eljko P o s t r u ` i n, Zagreb

UDK 621.039.51:618.1PREGLEDNI ^LANAK

U radu nuklearne elektrane sigurnost zauzima zna~ajno mjesto. Parogenerator, kao jedna od glavnih komponenata primar-nog kruga, igra va`nu ulogu u sigurnosti, stabilnosti rada i produktivnosti nuklearne elektrane. Integritet parogeneratora,potrebno je u tom smislu, stalno odràvati i time omogu}iti visok stupanj raspoloìvosti rada elektrane.Za postizanje tog cilja, potrebno je provesti razli~ite aktivnosti pregleda i odràvanja komponenti za vrijeme redovitih prekidarada elektrane.Dosadašnje iskustvo pokazuje da su PWR1 parogeneratori vrlo osjetljivi zbog ošte}enja cijevi razli~itim mehanizmima. Peri-odi~na ispitivanja parogeneratora, jednako kao i inicijalna ispitivanja, osnovne su aktivnosti za postizanje spomenutih ciljeva.

Klju~ne rije~i: parogenerator, vrtlo`ne struje, ispitivanje,propisi.

1. ISPITIVANJE PAROGENERATORA

Pod pojmom “ispitivanje parogeneratora” podrazu-mijeva se ispitivanje cijevi i cijevne stijene parogenera-tora. Cilj ispitivanja je saznanje o integritetu cijevi icijevne stijene parogeneratora s aspekta mogu}ihošte}enja, koja bi mogla biti uzrokom potencijalnogpropuštanja primarnog hladioca u sekundarni krugelektrane. S tom svrhom primjenjuje se, kao najefi-kasnija, metoda ispitivanja pomo}u vrtlo`nih struja.

2. ÎMBENICI KOJI UTJEÛ NA DEFINIRANJESTRATEGIJE ISPITIVANJA

Strategija pogonskog ispitivanja igra vrlo va`nu ulogu uradu svake pojedine nuklearne elektrane. Pri tom trebauzeti u razmatranje mnogo ~imbenika, kao što su:• nacionalni propisi• tehni~ka specifikacija odre|ene nuklearne elektrane• pogonsko iskustvo (iznenadni zastoji zbog curenja

cijevi parogeneratora ili njihovog puknu}a, statuskondenzatorskih cijevi, kemijska kontrola hladioca,razli~iti neèljeni doga|aji za vrijeme rada paro-generatora, itd.)

• primijenjena tehnika ispitivanja vrtlo`nim strujama(bobbin2 sonde, rotiraju}e sonde, sonde s nizom za-vojnica, itd.)

• rezultati ispitivanja (npr. baza podataka od prethod-nih ispitivanja)

• rezultati istraìvanja (istraìvanja koja se odnose naizva|ene cijevi iz parogeneratora, širenje mehani-zama ošte}enja, saznanja o uzrocima ošte}enja, loka-cijama ošte}enja, itd.)

• pristup kriterijima ~epljenja (op}i kriterij premadubini ošte}enja, specifi~ni kriterij lokacije)

• radno iskustvo drugih sli~nih elektrana.

3. PODJELA ISPITIVANJAPWR PAROGENERATORA

Osnovno ispitivanje

Osnovno ispitivanje provodi se nakon instalacije paro-generatora, a prije uklju~enja u pogon. Rezultati, do-biveni osnovnim ispitivanjem, daju uvid o mogu}imošte}enjima nastalim prigodom proizvodnje i zavrijeme instalacije parogeneratora.

Prvo pogonsko ispitivanje nakon osnovnogispitivanja

Svrha prvog pogonskog ispitivanja je prikupljanje in-formacija o:• ošte}enjima cijevi nastalim prilikom proizvodnje, te

o ostalim ošte}enjima cijevi prona|enim tijekom os-novnog ispitivanja.

• mogu}oj pojavi razli~itih tipova ošte}enja cijevinastalih nakon osnovnog ispitivanja.

Dobiveni rezultati daju osnovne podatke za planiranjesljede}ih ispitivanja.

59

1 PWR- Pressurized Water Reactor (nuklearne elektrane s tla~no-vodnim reaktorima)

2 "Bobbin "sonda - klasi~na sonda za ispitivanje cijevi parogenera-tora, radi u diferencijalnom i apsolutnom reìmu, sastoji se od dvijezavojnice namotane po obodu tijela sonde.

Sljede}a pogonska ispitivanja

Pogonskim ispitivanjima prikupljaju se informacije,kao što su:• stupanj porasta ošte}enja cijevi nastalih u radu paro-

generatora izme|u dva ispitivanja• mogu}a pojava novih ošte}enja cijevi nastalih u radu

parogeneratora izme|u dva ispitivanja.

Pri pogonskom ispitivanju rezultati se mogu klasifici-rati u dvije osnovne skupine, a to je postojanje ilinepostojanje aktivnog mehanizma3 ošte}enja cijevi.Ste~ena iskustva ispitivanja PWR parogeneratora, teuz to postoje}i propisi, ~ine bazu za odre|ivanje strate-gije ispitivanja.

4. ISKUSTVA ISPITIVANJA PWRPAROGENERATORA METODOMVRTLO@NIH STRUJA

Postoji nekoliko tipova poznatih mehanizamaošte}enja4 cijevi PWR parogeneratora. Na~elno mogubiti podijeljeni u dvije glavne grupe:

Mehani~ki mehanizmi ošte}enja

• Trošenje – volumno odnošenje materijala uzro-kovano mehani~kim utjecajem kontakta dvaju ma-terijala;

• Zamor – degradacija materijala nastala širenjemošte}enja u materijalu uslijed promjenljivog me-hani~kog optere}enja;

• Abrazija – oblik erozije (gubitak materijala) uzroko-van udarom ~estica krutina i/ili teku}ina o površinumaterijala.

Kemijski mehanizmi ošte}enja

• Me|ugranularni napad – ošte}enje uslijed korozijekoje se širi po granicama zrna u materijalu;

• Jami~asta korozija – korozijski proces uzrokovan lo-kalnim galvanskim razlikama potencijala u cijevima ineravnomjernom brzinom korodiranja površine;

• Stanjenje – volumetrijsko odnošenje materijalacijevi, lokalna korozija uzrokovana kemijskim proce-som uz prisustvo fosfatne kiseline;

• PWSCC (Primary Water Stress Corrosion Cracking) –stvaranje pukotine uslijed naponske korozije na pri-marnoj strani cijevi.

Intenzitet odre|enog mehanizma ošte}enja ovisi onekoliko ~imbenika, kao što su:1. kemija vode2. uvjeti (reìm) rada3. poloàj cijevi u cijevnom snopu

4. poloàj ošte}enja na cijevi5. svojstva materijala cijevi6. proces proizvodnje parogeneratora.

Uzimaju}i u obzir morfologiju, ošte}enje moè bitiprepoznato kao:

• pukotina (me|ugranularni napad, PWSCC)• površinski gubitak materijala (trošenje, stanjenje)• volumno ošte}enje (jami~asta korozija).Promatraju}i s aspekta strategije ispitivanja, vrlo jeva`no kakvo je ponašanje mehanizama ošte}enja.Tako je mogu}e prepoznati dva tipa mehanizamaošte}enja:1. aktivni mehanizmi ošte}enja2. ne aktivni mehanizmi ošte}enja.

Informacije o postoje}im mehanizmima ošte}enja mogubiti prikupljene korištenjem razli~itih tehnika ispitivanjametodom vrtlo`nih struja (EC5 metoda). Svaka pojedinatehnika EC metode ima svoje karakteristike, prednosti inedostatke. Kratak pregled karakteristika raznih EC teh-nika ispitivanja prikazan je u tablici 1.Za ispitivanje parogeneratora metodom vrtlo`nihstruja, mogu}e je iz prethodne tablice donijeti sljede}ezaklju~ke:1. Bobbin tehnika je najprikladnija tehnika za brzo is-

pitivanje cijevi PWR parogeneratora, za prikupljanjeosnovnih podataka o mogu}em ošte}enju.

2. Rotiraju}a tehnika je najprikladnija tehnika ispiti-vanja s ciljem prikupljanja dodatnih informacija oošte}enjima prona|enim pomo}u bobbin tehnike is-pitivanja, isto tako za ispitivanje podru~ja promjenegeometrije cijevi.

Potrebno je napomenuti da se u najnovije vrijeme razvi-jaju nove rotiraju}e tehnike ispitivanja. Primjena novihtipova sondi je korištenje rotiraju}eg magnetskog poljaumjesto rotiraju}e zavojnice. S obzirom na vrlo velikubrzinu rotiraju}eg magnetskog polja, mogu}e je dobitisli~ne rezultate kao i sa standardnom rotiraju}om son-dom, a brzinom snimanja kao kod bobin sonde. To zna~ida nova sonda ima prednosti klasi~ne rotiraju}e sonde ibobbin sonde zajedno. Budu}nost }e pokazati kako }enova sonda utjecati na rezultate ispitivanja.Zna~ajni doprinos odre|ivanju strategije ispitivanja jesaznanje o mehanizmima ošte}enja, koja se, u osnovi,sastoje od sljede}ih podataka:• vrsta procesa degradacije (stanjenje, jami~asta

korozija, PWSCC, me|ugranularni napad/SCC,trošenje, itd.)

• lokacija degradacije (poloàj na cijevi: slobodnaduìna, ispod potpornih struktura, ispod antivibra-cijskih elemenata, pri vrhu cijevne stijene, unutarcijevne stijene, poloàj u sklopu cijevne stijene: red ikolona cijevi, podru~je cijevne stijene parogenera-tora, itd.)

60

3 Pojava novih signala ošte}enja, povezanih s mehanizmima ošte}enja,koji su bili utvr|eni za vrijeme pogonskog ispitivanja ili prethodnoprona|eni signali ošte}enja tog tipa, kojima je signal narastao uodnosu na osnovno ispitivanje.

4 U nedostatku adekvatnih hrvatskih naziva vrsta ošte}enja, u tekstusu korišteni nazivi ošte}enja na engleskom jeziku. 5 EC – Eddy Current (vrtlo`ne struje)

@. Postruìn: Strategija ispitivanja cijevi parogeneratora PWR nuklearnih elektrana Energija, god. 51 (2002) 1, 59-65

• porast u~estalosti odre|enog tipa ošte}enja• uzroci ošte}enja (istjecanja u kondenzatoru,

prisustvo bakrenih slitina u sekundarnom krugu, ke-mijsko ~iš}enje, nepredvidljivi doga|aji, itd.).

U nekim slu~ajevima, kao što pokazuje iskustvo, pos-toji veliko neslaganje broja prona|enih ošte}enja, ra-spodjele ošte}enja (uzdu` cijevnog snopa i u sklopucijevne stijene), te trend širenja ošte}enja na paro-generatorima iste elektrane. To zna~i da je potrebnostvoriti bazu podataka za svaki parogenerator.U mnogim slu~ajevima, postojanje aktivnog me-hanizma ošte}enja uklju~uje:• proširenje opsega ispitivanja,• smanjenje intervala izme|u dvaju ispitivanja,• mogu}u primjenu razli~itih tehnika ispitivanja.

Pravilno definiranim opsegom i intervalom ispitivanjapomo}u vrtlo`nih struja, kao i primjenom adekvatnetehnike ispitivanja, mogu}e je posti}i pouzdan nadzorza o~uvanje integriteta cijevnog snopa parogeneratora.

5. PROPISI I PREPORUKE U SAD

Postoji mnogo nacionalnih propisa u zemljama s vlasti-tim nuklearnim programima. Najrasprostranjeniji usvijetu su propisi Sjedinjenih Ameri~kih Dràva. Usljede}em poglavlju bit }e prikazan kratak pregledpropisa i prakse ispitivanja PWR parogeneratora uSAD s diskusijom o novim dokumentima.Postoje dva osnovna dokumenta u SAD koji pokrivajuopseg ispitivanja parogeneratora PWR elektrana. Prvi

i najpoznatiji dokument je "NRC Regulatory Guide1.83 - Inservice Inspection of Pressurized Water Reac-tor Steam Generator Tubes" (Pogonsko ispitivanjecijevi parogeneratora tla~novodnih nuklearnih elek-trana), koji predstavlja stanje regulatornog organaSAD (US NRC6) i osnovni je obvezatni dokument uSAD. Nedostatak ovog dokumenta je taj što je on vrlostar (1975), te njime nije pokrivena današnja tehnolo-gija ispitivanja parogeneratora, kao i nova saznanja oponašanju ošte}enja cijevi parogeneratora. Drugidokument, koji proizlazi iz najnovijih iskustava indus-trije i ispitivanja, je EPRI7 document"TR-107569-V1R5: PWR Steam Generator Examina-tion Guidelines” (Smjernice za ispitivanje PWR paro-generatora), revizija 5 (1997) koji je u sadašnje vrijemenajnapredniji dokument, ali nije obvezatan za prim-jenu. Osim spomenutih dokumenata NRC je u fazi pri-preme novog dokumenta pod naslovom “SteamGenerator Tube Integrity ” (Integritet cijevi paro-generatora) koji je u obliku koncepta (DraftDG-1074). Spomenuti dokument trebao bi ubudu}nosti zamijeniti R.G 1.83 i RG 1.121 "Bases forPlugging Degraded PWR Steam Generator Tubes" -08/1976 ( Osnove za ~epljenje ošte}enih cijevi PWRparogeneratora).U tablici 2 prikazane su, ukratko, smjernice za ispiti-vanje parogeneratora obuhva}ene spomenutim doku-mentima, a njihova usporedba prikazana je udijagramima 1 i 2.

61

Tablica 1. Osnovne karakteristike razli~itih EC tehnika ispitivanja

Tip EC tehnike Sposobnost detekcije Napomena

Bobbin tehnika

1. Dubina ošte}enja

2. Volumen ošte}enja

3. Aksijalna lokacija ošte}enja

Mogu}nost mjerenja duìne ošte}enja postoji(direktna funkcija velike aksijalne brzine), alije pogreška mjerenja mnogo ve}a nego po-mo}u rotiraju}e tehnike.

Rotiraju}a tehnika

4. Duìna ošte}enja

5. Širina ošte}enja

6. Oblik ošte}enja

7. Orijentacija ošte}enja

8. Mogu}nost razlikovanja nekoliko ošte}enja najednoj aksijalnoj lokaciji

9. Mogu}nost ispitivanja dijelova cijevi s promje-nama geometrije (ulegnu}e, ispup}enje, prijelaznapodru~ja, zakrivljenost).

Mogu}nost mjerenja dubine ošte}enja pos-toji, ali je pogreška mjerenja ve}a nego kodprimjene bobbin tehnike.

Osnovni nedostatak uporabe rotiraju}e teh-nike sastoji se u maloj brzini ispitivanja uusporedbi s ostalim tehnikama ispitivanja (ido 30 puta sporija).

Tehnika s nizompovršinskih zavo-jnica

1. Duìna ošte}enja

2. Širina ošte}enja

3. Orijentacija ošte}enja

4. Mogu}nost razlikovanja više ošte}enja na jednojaksijalnoj lokaciji

Sve spomenute mogu}nosti su bitno manje uusporedbi s adekvatnim mogu}nostima ispiti-vanja bobbin tehnike i rotiraju}e tehnike.

Napomena. "Duìna" je orijentirana u smjeru osi cijevi, a "širina" u smjeru oboda cijevi.

6 US NRC (United States Regulatory Commission)7 EPRI (Electric Power Research Institute)


62

Tablica 2.

Dokument Osnovno ispitivanje

NRC R.G. 1.83 100% cijelom duìnom – metoda vrtlo`nih struja ili alternativna metoda

NRC DraftDG-1074

100% cijelom duìnom – uobi~ajena metoda bezrazornog ispitivanja (npr., metoda vrtlo`nih struja sbobbin sondom). Dodatna ispitivanja s osjetljivijom tehnikom ispitivanja (npr. rotacijska tehnikavrtlo`nih struja) pri pojavi neuobi~ajenih i iskrivljenih signala.

EPRITR-107569-V1R5

100% cijelom duìnom – uobi~ajena metoda bezrazornog ispitivanja s bobbin sondom. Dodatna ispiti-vanja pri pojavi neuobi~ajenih uvjeta rotacijskom tehnikom vrtlo`nih struja.

Dokument Ostala pogonska ispitivanja

NRC R.G. 1.83 Opseg:

Prvo ispitivanje – svi parogeneratori, min. 3% od svakog.

Sva ostala ispitivanja – potrebno je ispitati prigodom svakog ispitivanja barem 3% ukupnog broja cijeviu svakom parogeneratoru, ili jedan parogenerator u opsegu 3% ukupnog broja cijevi svih parogenera-tora, pod uvjetom da prvo ispitivanje pokaè da se svi parogeneratori ponašaju sli~no. U opseg ispiti-vanja treba uklju~iti sve neza~epljene cijevi s ošte}enjima 20%, te cijevi u podru~jima s potencijalnimproblemima.

Uzimanje uzoraka:

Prema slu~ajnom odabiru, osim kada iskustvo na sli~nim elektranama pokaè kriti~no podru~je za ispi-tivanje. Tako|er treba ispitati sve neza~epljene cijevi, koje otprije imaju izmjereno ošte}enje 20%. Uovisnosti o rezultatima ispitivanja vrtlo`nim strujama, opseg moè biti pove}an do 100% slijede}i"Posebne zahtjeve uzimanja uzoraka".

Interval:

Prvo ispitivanje – nakon 6 (EFPM8) mjeseci rada elektrane ali prije 24 kalendarska mjeseca.Sljede}a is-pitivanja: ne kra}e od 12, niti duè od 24 kalendarska mjeseca nakon osnovnog ispitivanja. Ako dva sus-jedna ispitivanja rezultiraju s manje od 10% cijevi s prona|enim ošte}enjima (20%) i ne zna~ajno(10%) pove}anje ošte}enja cijevi s osnovno otkrivenim ošte}enjima, frekvencija ispitivanja moè sepove}ati u intervalu i do 40 mjeseci.

Tehnika vrtlo`nih struja: standardna bobbin tehnika ispitivanja

NRC DraftDG-1074

Opseg:

Minimalni opseg 20% cijevi koje su ostale u pogonu, u ovisnosti od prisutnosti (da li je prisutan) aktiv-nog mehanizma ošte}enja i njegovih karakteristika ( poloàj, intenzitet, stupanj širenja, itd.

Uzimanje uzoraka:

Po~etni uzorak: 20% cijevi svakog parogeneratora, koje su u pogonu (cijelom duìnom, uzimaju}i u ob-zir iskustvo na odre|enim i sli~nim elektranama, uvjetima rada, itd.).

Prošireni uzorak: u slu~aju pronalaska aktivnog tipa ošte}enja, za vrijeme po~etnog uzimanja uzoraka,potrebno je ispitati 100% cijevi doti~nog parogeneratora, koje su ostale u pogonu, sve dok nije mogu}epokazati da je taj tip ošte}enja ograni~en na nekom kriti~nom podru~ju. Ako se tip ošte}enja pojavi ukriti~nom podru~ju, prošireni uzorak moè biti ograni~en na definirano podru~je, koje se sastoji od kri-ti~nog podru~ja i okolnog pojasa.

Interval:

Prvo ispitivanje: izme|u 6 i 24 EFPM.

Sljede}a ispitivanja: frekvencija ispitivanja treba biti odabrana tako da procjena pogona9 pokaè da }ebiti zadovoljena provedba kriterija integriteta cijevi10 do sljede}eg planiranog ispitivanja doti~nog pa-rogeneratora. Nadalje, niti jedan parogenerator ne smije raditi više od dva goriva ciklusa izme|u po-gonskih ispitivanja.

Nakon neplaniranih obustava pogona, kao što je curenje cijevi iz primarnog u sekundarni krug, seiz-mi~ke pojave OBE, LOCA, MSLB, MFLB11.

Tehnika vrtlo`nih struja: standardna bobbin tehnika ispitivanja. Dodatna ispitivanja, za neuobi~ajeneuvjete ili signale, s osjetljivijom tehnikom ispitivanja bez razaranja (npr. rotiraju}om sondom).


8 EFPM (Effective Fuel Power Months) –Mjeseci efektivnog rada elektrane9 procjena pogona – procjena koja treba osigurati uvjet da }e cijevi parogeneratora zadovoljavati kriterij integriteta cijevi do slijede}eg ispiti-

vanja10 kriterij integriteta cijevi - omogu}uje, ako je zadovoljen, razumnu sigurnost da }e integritet cijevi ostati dosljedan s postoje}im dobivenim

dozvolama za pogon11 OBE (Operating Basis Earthquake), LOCA (Loss-of-coolant accident), MSLB, MFLB (Main steam line or feedwater line break)

63

Dokument Ostala pogonska ispitivanja

EPRITR-107569-V1R5

Opseg:

Prvo ispitivanje: 100% cijevi na svim parogeneratorima.

Sljede}a ispitivanja: 20% - 100% cijevi koje su u pogonu, ovisno o postojanju (da li je prisutan ili nije)aktivnog mehanizma ošte}enja i njegovim karakteristikama (lokacije, intenzitet, pove}anje ošte}enja,itd.). Ako je prisutan aktivni mehanizam ošte}enja, EPRI ima posebne algoritme za odre|ivanjeopsega ispitivanja kao funkcije više parametara, kao što su: tip ošte}enja, broj cijevi zahva}enihošte}enjima tog tipa, porast ošte}enja, potencijalna kriti~na podru~ja, itd.

Ako aktivni mehanizam ošte}enja nije prona|en, mogu}e je ispitati �20% cijevi svakog parogeneratoraprilikom svakog remonta, ili �40% cijevi na polovini ukupnog broja parogeneratora svaki remont, ili�40% cijevi svakog parogeneratora svaki drugi remont.

Uzimanje uzoraka:

Ako je prona|en aktivni mehanizam ošte}enja: EPRI ima posebne algoritme za odre|ivanje sustavauzorkovanja kao funkcije više parametara, kao što su: tip ošte}enja, broj cijevi zahva}enih ošte}enjimatog tipa, porast ošte}enja, potencijalna kriti~na podru~ja, itd.

Interval:

Prvo ispitivanje: izme|u 6 i 24 EFPM.

Sljede}a ispitivanja: ako je prona|en aktivni mehanizam ošte}enja, svi parogeneratori trebaju biti ispitanina kraju svakog gorivog ciklusa ili 24 EFPM, ovisno koji termin je kra}i. Ako nije prona|en aktivni mehani-zam ošte}enja, parogeneratori trebaju biti ispitani nakon svakog ili svakog drugog gorivog ciklusa.

100% cijevi treba biti ispitano u roku 60 EFPM.

Niti jedan parogenerator ne smije raditi više od dva goriva ciklusa do sljede}eg ispitivanja.

Nakon neplaniranih obustava pogona, kao što je curenje cijevi iz primarnog u sekundarni krug, seiz-mi~ke pojave OBE, LOCA, MSLB, MFLB.

Tehnika vrtlo`nih struja: standardna bobbin tehnika ispitivanja. Dodatna ispitivanja, za neuobi~ajeneuvjete ili signale, s osjetljivijom tehnikom ispitivanja bez razaranja (npr. rotiraju}om sondom).

20%*20%*

20%*

Dijagram 1. Opseg ispitivanja (usporedba)

* udio prona|enog ošte}enja dubine stijenke cijevi


Novi dokument (NRC Draft DG-1074) prikazuje dru-ga~iji pristup ispitivanju parogeneratora. Opseg ispiti-vanja, u usporedbi s prethodnim dokumentima,pokazuje zahtjev za ispitivanjem ve}eg broja cijevi ugorivom ciklusu elektrane, naro~ito ako je prisutan ak-tivni mehanizam ošte}enja. Zahtjev za u~estaloš}u is-pitivanja tako|er pokazuje razli~iti pristup premaprethodnim dokumentima. Potrebno je procijeniti de-terministi~kim i vjerojatnosnim metodama opasnostiod pucanja cijevi s ošte}enjima koje su ostavljene u po-gonu, kao i opasnosti propuštanja tih cijevi prekogranica dopuštenih tehni~kim specifikacijama pred-metnih elektrana.

6. OSVRT NA NE KRŠKO

S obzirom da su u 2000. godini zamijenjeni paro-generatori u Nuklearnoj elektrani Krško, za o~ekivatije da }e i strategija pristupa ispitivanja parogeneratora

doìvjeti adekvatne promjene. NEK, elektrana kojadokumentacijom i procedurama slijedi ameri~ku regu-lativu, mo}i }e u skladu s novim te`njama u ameri~kojregulativi, te iskustvima na postoje}im jedinicama s is-tim tipom parogeneratora, donijeti adekvatnu strate-giju ispitivanja novih parogeneratora.Strategija ispitivanja moè biti bazirana na:1. usporedbenim dokumentima, uzimaju}i u obzir novi

dokument NRC DG-1074.2. radnom iskustvu na jedinicama s parogeneratorima

istog tipa, te istog materijala cijevi.U odnosu na tehniku ispitivanja vrtlo`nim strujama,o~igledno je da }e glavna tehnika ispitivanja biti teh-nika s bobbin sondom, kao tehnika s najve}om brzinomispitivanja, koja daje osnovnu informaciju o eventual-nom ošte}enju cijevi u parogeneratoru. Dodatno,poèljno je ispitati, u odre|enim intervalima, razli~itapodru~ja interesa (prelazna podru~ja, potporne struk-

64

SLJEDE]A POGONSKAISPITIVANJA

sljede}egsljede}eg

Dijagram 2. Frekvencija ispitivanja (usporedba)


ture u zoni savijenih cijevi, potporne strukture u zoniravnih dijelova cijevi, itd.) s drugim tipovima sondi (ro-tiraju}a, s ukriènim zavojnicama), koje posjeduju do-datne mogu}nosti detekcije u odnosu na standardnubobbin sondu.Kvalitetno odabrana strategija ispitivanja novih paro-generatora svakako moè imati pozitivan utjecaj nasigurnost i pouzdanost rada parogeneratora, a time isame Nuklearne elektrane Krško.

LITERATURA

�1� U.S. Nuclear Regulatory Commission: RegulatoryGuide 1.83 "Inservice Inspection of Pressurized WaterReactor Steam Generator Tubes", Revision 1, July 1975

�2� EPRI: PWR Steam Generator Examination Guidelines:Revision 5, TR-107569-V1R5, September 1997

�3� U.S. Nuclear Regulatory Commission: Draft RegulatoryGuide DG-1074), Steam Generator Tube Integrity, De-cember 1998

TESTING STRATEGY OF PWR NUCLEAR PLANTS’STEAM GENERATOR PIPES

In the operation of nuclear plants security plays a significantrole. Steam generator as one of the main components ofthe primary cycle, has an important role in the security, op-eration stability and productivity of a plant. In that sense it isnecessary to permanently keep the integrity of a steam gen-erator, thus enabling a high degree of the plant's availability.To meet that goal different observation activities are neces-sary as well as maintenance of components during thescheduled plant maintenance.

DAS VORGEHEN DER PRÜFUNG VON DAMPFER-ZEUGERRÖHREN DER KERNKRAFTWERKE MITDRUCKWASSERMEILERN (PWR)

Im Betrieb der Kernkraftwerke nimmt die Sicherheit einenbedeutenden Platz ein. Der Dampferzeuger, als einer derHauptbestandteile des primären Kreises, spielt in derSicherheit und in der Stabilität des Betriebes, sowie in derProduktivität des Kernkraftwerkes eine wichtige Rolle. Indem Sinne ist es notwendig die Makellosigkeit desDampferzeugers ständig aufrechtzuerhalten und dadurcheinen hohen Grad der Verfügbarkeit des Kraftwerkes zuermöglichen. Um dieses Ziel zu erreichen ist es notwendigverschiedene Tätigkeiten bezüglich der Untersuchung undder Instandhaltung der Bestandteile in den Zeitspannen re-gelmässiger Stillstände des Kraftwerkes durchzuführen.

Naslov pisca:

Mr. sc. @eljko Postruìn, dipl. ing.INETEC - Institut za nuklearnu tehnologijuKoturaška 51, 10000 Zagreb, Hrvatska


65


66

Documents

PROJEKCIJA RAZVOJA ENERGETSKOG SEKTORA U SVIJETU …